Главная Коллекция "Revolution" Физика и энергетика Реконструкция подстанции "Чепино" Витебских электрических сетей в связи с изменением нагрузок

Реконструкция подстанции "Чепино" Витебских электрических сетей в связи с изменением нагрузок

Характеристика электрического оборудования подстанции, расчет токов короткого замыкания и электрического освещения, их оценка. Технические мероприятия по реконструкции подстанции, выбор устройств заземления и грозозащиты, релейная защита и автоматика.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 18.12.2014
Размер файла 408,7 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко используемой формой энергии. Это обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между приемниками.

Передача электроэнергии от источников к потребителям производится энергетическими системами, объединяющими несколько электростанций. Энергосистемы продолжают оставаться основным источником электроснабжения потребителей электроэнергии, в том числе наиболее энергоемких, каковыми являются промышленные предприятия.

Реализация требований надежности, качества, экономичности обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения, выполнение с высокими технико-экономическими показателями планов электрификации всех отраслей народного хозяйства, надежное и качественное электроснабжение промышленных предприятий. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции - электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии. Они являются важным звеном в системе.

В качестве объекта исследования выбрана подстанция «Чепино». Данная подстанция входит в состав РУП «Витебскэнерго» и расположена в юго-западной части города Витебска.

Подстанция была введена в эксплуатацию в 1972 г. От подстанции запитан целый ряд ответственных потребителей: объекты здравоохранения (Витебская городская больница,), промышленные предприятия(КПД «Мишково», Сельхозтехника, «Витебскдрев»), торговые центры, объекты культурно-массовых мероприятий, объекты жилищно-коммунального хозяйства, учебные заведения, государственные учреждения и банки, жилые здания.

Подстанция, как объект электроснабжения, была спроектирована и построена для снабжения электрической энергией определенного количества приемников. Оборудование устарело морально и технически. Рассматривается вопрос модернизации данной подстанции путем замены устаревшего оборудования на более новое и совершенное, а также установки новой автоматизированной системы релейной защиты, автоматизации и управления. Для этого необходим повторный расчет подстанции с учетом всех произошедших за последнее время изменений.

Целью данного проекта является реконструкция подстанции «Чепино» Витебских электрических сетей в связи с изменением нагрузок.

В соответствии с поставленной целью в дипломном проекте решаются следующие задачи:

-главная схема подстанции

-характеристика и состояние оборудования

-определение нагрузок потребителей запитанных от подстанции;

-расчет токов короткого замыкания на подстанции и их оценка

-обоснование необходимости реконструкции и основные мероприятия

по реконструкции подстанции

-выбор устройств заземления и грозозащиты подстанции

-расчет электрического освещения подстанции

-релейная защита и автоматика

-автоматизация системы дистанционного учета на подстанции

-организационно-экономическая часть

-охрана труда и экология

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСККОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ

На подстанции установлены два силовых трансформатора:

Т-1 типа ТРДН - 25000/110У1 мощностью 25 МВА и Т-2 типа ТРДН - 40000/110 У1 мощностью 40 МВА. Оба трансформатора снабжены устройством регулирования напряжения под нагрузкой на стороне высшего напряжения. Это позволяет осуществлять встречное регулирование напряжения.

Трансформаторы подключены к шинам 110 кВ через выключатели. Схема присоединения подстанции «Чепино» к энергосистеме предоставлена на листе 1 графической части. Трансформатор Т-1 подключен к 1 и З секциям 10 кВ; трансформатор Т-2 - к 2 и 4 секциям 10кВ.

Открытое распредустройство (ОРУ) 110кВ выполнено в соответствии с типовой схемой: два блока с выключателями и неавтоматическая перемычка со стороны линий.

РУ-10 кВ выполнено по схеме: одиночная, секционированная выключателями система шин.

Оперативный ток на подстанции «Чепино» выпрямленный переменный напряжением 220 В.

1.1 Основное электрическое оборудование подстанции

К основному оборудованию подстанции относятся:

- разъединители;

- шины и изоляторы;

- выключатели высокого напряжения;

- силовые трансформаторы;

- разрядники и ограничители перенапряжений;

- высоковольтные предохранители;

- токоограничивающие реакторы;

- трансформаторы тока и напряжения;

- ячейки КСО и КРУ.

Рассмотрим подробнее основное оборудование подстанции «Чепино»

Разъединители

Разъединители предназначены для включения, отключения и переключения под напряжением участков сети без тока или с незначительными токами и создания видимого разрыва цепи.

На подстанции «Чепино» в качестве линейных разъединителей используются разъединители типа РНДЗ 1Б-2-110/1000. В качестве секционных разъединителей применяются РНДЗ 2-110/1000. В качестве шинных разъединителей - РНДЗ 1-110/1000. Все разъединители оснащены приводами типа ПР-У1. Установлены в 1972 году

Шины и изоляторы

Шинами являются жесткие токоведущие элементы для передачи электроэнергии в электроустановках. Они обеспечивают электрическую связь между оборудованием и аппаратами. На ОРУ-110кВ применены гибкие круглого сечения из проводов марки АС-120/27.

Сборные шины на стороне 10кВ выполнены алюминиевыми шинами прямоугольного сечения 100х10.

Гибкие токопроводы для соединения трансформаторов с РУ-10кВ выполнены пучком проводов, закрепленных по окружности в кольцах - обоймах, где два провода из пучка - сталеалюминевые - несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра, а остальные провода - алюминиевые - являются токоведущими. На подстанции «Чепино» принят провод марки 3хАС-150/24+1хА-120.

В распредустройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Изоляторы предназначены для крепления токоведущих частей, изоляции их друг от друга и по отношению к земле. Изготавливаются из фарфора и закаленного стекла, так как эти материалы характеризуются высокой механической и электрической прочностью. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах типа ИОР-10-3,75IУ3. Для РУ-110кВ используются изоляторы типа С4-950IУХЛ.

Выключатели высокого напряжения

Выключатели высокого напряжения предназначены для включения и отключения электрических сетей в любых режимах, в том числе и для автоматического отключения и включения цепей в аварийном режиме. При высоких напряжениях и больших токах дуга образуется очень мощной, в ней выделяется значительная энергия. Гашение дуги становится сложным, в связи с чем прибегают к искусственным способам гашения специальными устройствами коммутационного аппарата. По составу гасящей и изолирующей среды выключатели можно разделить на масляные, воздушные, вакуумные и элегазовые.

В последнее время большинство производителей высоковольтных выключателей прекратило производство масляных выключателей. Основной продукцией стали элегазовые выключатели.

Элегазовые выключатели предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах, а также работы в циклах АПВ в сетях трехфазного переменного тока частотой 50-60 Гц.

На ОРУ-110кВ на подстанции «Чепино» применяются маломасляные выключатели ММО-110/1250-20У1.Введены в эксплуатацию в 1989 г.

Силовые трансформаторы

Трансформатор представляет собой статическое электромагнитное устройство, предназначенное для преобразования электрической энергии переменного тока одного напряжения в другое. Трансформатор представляет магнитопровод с обмотками высокого (ВН) и низкого (НН), а в трехобмоточных трансформаторах - и среднего (СН) напряжения, помещенный в бак (трансформаторы масляные и с негорючим жидким диэлектриком) или в кожух (сухие трансформаторы). Трансформаторы ТРДН-25000/110 У1 и ТРДН-40000/110 У1- трехфазный, с расщепленной обмоткой низкого напряжения, охлаждение масляное с дутьем и естественной циркуляцией масла, регулирование под нагрузкой.

Силовые трансформаторы введены в эксплуатацию в 1972 году Номинальные данные трансформаторов Т-1 и Т-2 приведены в Таблице 1.1

Таблица .1 - Номинальные данные силовых трансформаторов подстанции «Чепино»

Тип

Sном,

МВА

Пределы

регулирования

Каталожные данные

Расчетные данные

Uном обм., кВ

Uк,

%

Д Рк,

квт

Д Рк

Iхх

Rт,

Ом

Хт,

Ом

Д Qх, квар

ВН

НН

ТДН-25000/110

25

±9х1,78%

115

10,5/10,5

10,5

120

27

0,7

2,54

55,5

175

ТДН-40000/110

40

±9х1,78%

115

10,5/10,5

10,5

160

36

0,7

1,4

34,7

260

Разрядники и ограничители перенапряжений

Защита изоляции электроустановок от перенапряжений осуществляется разрядниками и нелинейными ограничителями перенапряжений (ОПН). Для эффективной защиты изоляции электроустановок от перенапряжений требуется, чтобы импульсная вольтсекундная характеристика изоляции во всех точках лежала выше соответствующей характеристики разрядника.

Приблизительно до 1980 года основным элементом системы защиты от перенапряжений являлись вентильные разрядники. Однако эти защитные аппараты имеют ряд существенных недостатков, основными из которых являются:

- наличие искровых промежутков определяет высокое импульсное пробивное напряжение. которое не позволяет использовать разрядники для борьбы с внутренними перенапряжениями

- ограниченная пропускная способность, что заставляет отстроить эти защитные аппараты от большинства внутренних перенапряжений, обладающих большой запасенной электромагнитной энергией;

- из-за наличия искровых промежутков и шунтирующих сопротивлений обладают большими массогабаритными характеристиками, что связано с большими затратами при транспортировке и монтаже.

Нелинейные ограничители перенапряжений (в дальнейшем сокращено ОПН) в отличие от вентильных разрядников не имеют искровых промежутков и непосредственно подключаются к защищаемому объекту. Это достигается, благодаря применению в них металлооксидных резисторов, обладающих высоконелинейной вольтамперной характеристикой и достаточно высокой пропускной способностью. По сравнению с разрядниками ОПН обладают следующими преимуществами: глубокий уровень ограничения всех видов перенапряжений; отсутствие сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения; способность к перегрузке и рассеиванию больших энергий; простота конструкции, надежность в эксплуатации, малые габариты и вес.

На подстанции «Чепино» установлены вентильные разрядники:

- РВС-110 кВ для защиты силовых трансформаторов Т-1 и Т-2 со стороны 110 кВ (РВС-110 состоит из трех элементов РВС-33);

- РВО-10 для защиты силовых трансформаторов Т-1 и Т-2 со стороны 10 кВ, а также секций 10 кВ.

Высоковольтные предохранители

Высоковольтные предохранители - защитный аппарат, срабатывающий путем разрушения специально предусмотренных для этого токоведущих частей, (плавких вставок) под действием тока, превышающего определенные значения. Предохранители предназначены для защиты электроустановок от токов КЗ.

На подстанции «Чепино» предохранители применяются для защиты трансформаторов собственных нужд (тип ПКТ-10) и трансформаторов напряжения (тип ПКН-10).

Токоограничивающие реакторы

Реактором называется высоковольтный аппарат, предназначенный для ограничения токов КЗ в электроустановках, а также поддержания определенного уровня напряжения при повреждения за реактором.

Трансформаторы тока и напряжения

На пс «Чепино» применяются следующие типы трансформаторов тока: ТФЗМ-110У1, ТВЛМ-10, ТПШЛ-10.

В качестве трансформаторов напряжения применяются трансформаторы следующих типов: НТМИ-10, НКФ-110-58.

Трансформаторы тока и напряжения введены в эксплуатацию в 1989 г

Ячейки КСО и КРУ

На подстанции «Чепино» применяются ячейки К- XII производства Московского завода «Электрощит» с масляными выключателями типа ВМПЭ-10 с приводом ПЭ-11. Ячейки были введены в эксплуатацию в 1972 году.

1.2 Режим работы силовых трансформаторов

В Витебских электрических сетях для определения реальных максимальных нагрузок трансформаторов принята методика общесистемных замеров. 20 июня и 20 декабря каждого года в течение суток каждые полчаса производится пофидерный замер токов, протекающих по ним. По окончании замеров определяется максимальные значения тока для каждого из фидеров.

Для определения нагрузки трансформаторов суммируются полученные значения токов каждого из фидеров, запитанных от данного трансформатора. Данные о реальных максимальных нагрузках трансформаторов и фидеров 10кВ по подстанции «Новая» по результатам общесистемных замеров по итогам 2006-2008 годов приведены в Таблице 1.2 и 1.3. Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов для двухтрансформаторной подстанции с преобладающей нагрузкой I и II категорий составляет: Кз=0,7. Коэффициент загрузки определяется из формулы:

, (1.1)

где Sнагр - мощность нагрузки, МВА;

Sн.т. - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Определим коэффициент загрузки для каждого из установленных трансформаторов по следующему алгоритму:

1. Определяем мощность нагрузки по формуле:

, (1.2)

где Кн.м. - коэффициент несовпадения максимумов нагрузки, принимаем Кн.м. =0,8;

U - линейное напряжение, кВ;

Iмах - максимальный ток, А.

Таблица 1.2 - Результаты общесистемных замеров нагрузок Т-1 на подстанции «Чепино» по итогам 2005-2008 годов

Т-1 ТРДН-25000/110У1

Присоединение

Реальные нагрузки по годам, А

Максимальная нагрузка, А

2005

2006

2007

2008

лето

зима

лето

зима

лето

зима

лето

зима

161

53

59

50

54

49

51

46

48

59

163

76

82

78

84

68

74

56

60

84

165

44

46

43

45

47

47

48

50

50

167

63

67

65

73

80

86

70

79

86

169

55

58

56

63

58

67

51

59

67

171

72

82

68

76

66

72

64

68

82

173

69

76

63

72

64

72

62

70

72

175

47

48

46

47

45

49

51

55

55

177

49

55

55

60

37

40

46

49

60

179

36

38

40

46

32

41

31

34

46

181

54

58

56

60

56

61

55

57

61

183

35

37

34

38

35

42

34

43

43

184

52

65

51

64

48

62

43

59

65

185

62

63

61

64

53

64

57

60

64

187

14

18

18

20

15

17

12

14

20

188

12

16

10

14

10

12

8

9

16

Итого:

802

876

804

890

770

861

747

828

930

2.Определяем активную мощность по формуле:

, (1.3)

где cosг - коэффициент мощности. Для подстанции «Чепино» установлен cosг=0,95.

3.Определяем реактивную мощность по формуле:

, (1.4)

Таблица 1.3 - Результаты общесистемных замеров нагрузок Т-2 на подстанции «Чепино» по итогам 2005-2008 годов

Т-2 ТРДН-40000/110У1

Присоединение

Реальные нагрузки по годам, А

Максимальная нагрузка, А

2005

2006

2007

2008

лето

зима

лето

зима

лето

зима

лето

зима

160

72

79

75

81

68

72

66

69

81

162

48

48

48

49

48

50

46

46

50

164

59

63

53

62

58

64

53

57

64

166

61

64

63

68

61

66

58

62

68

168

67

76

68

76

70

77

68

72

77

170

44

46

45

47

44

46

45

48

48

172

47

56

45

54

50

59

42

50

59

174

48

51

50

53

49

52

41

56

56

176

35

46

36

42

34

38

39

44

46

178

64

75

63

67

55

61

53

59

84

180

68

72

68

73

64

68

62

64

73

182

34

37

31

38

34

42

28

36

42

184

14

20

22

30

10

16

8

12

30

186

10

15

14

20

8

13

10

15

20

Итого

671

748

681

760

653

724

619

690

789

5.Определяем коэффициент загрузки для трансформатора Т-1 мощностью 25 МВА.

- кВА;

- кВт;

- квар;

- .

6.Определяем коэффициент загрузки для трансформатора Т-2 мощностью 40 МВА.

- кВА;

- кВт;

- квар;

- .

Аналогично рассчитываем мощность нагрузки и коэффициент загрузки для различных периодов. Результаты расчетов сводим в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 - Результаты расчета мощностей нагрузки и коэффициента загрузки для различных периодов для трансформаторов Т-1 и Т-2

Параметры

2005

2006

2007

2008

Максимальные значения

лето

зима

лето

зима

лето

зима

лето

зима

Т-1

Sнагр

11655

12728

11682

12932

11188

12510

10854

12031

13514

Кз

0,47

0,51

0,47

0,52

0,45

0,5

0,43

0,48

0,54

Т-2

Sнагр

9750

10868

9895

11043

9488

10520

8994

10026

11465

Кз

0,24

0,27

0,25

0,28

0,24

0,24

0,23

0,25

0,29

Важным значением при оценке мощности трансформаторов является правильный учет их нагрузочной способности. Под нагрузочной способностью трансформатора понимается совокупность допустимых нагрузок, теплового износа изоляции трансформатора. Проведем проверку режима работы трансформаторов с учетом послеаварийного режима. На основании исследований различных режимов работы трансформаторов разработан ГОСТ 14209-85, регламентирующий допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки силовых масляных трансформаторов общего назначения мощностью до 100 МВА. Значение и продолжительность аварийных перегрузок для трансформаторов, независимо от предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды, места установки и вида системы охлаждения для режимов работы принимаются в соответствии с данными, приведенными в таблице 1.6

Оценим аварийные перегрузки при выходе из строя одного из работающих трансформаторов.

Предположим, что из работы выведен Т-2, тогда, после срабатывания АВР, вся нагрузка будет приложена к Т-1.

Определим суммарную мощность нагрузки, приложенной к Т-1

SУ=Sразгр Т-1 + Sразгр.Т-2=13514.76+11465.75=24980.51 кВ·А;

Определим коэффициент послеаварийной разгрузки трансформатора Т-2:

Данные расчетов коэффициента послеаварийной загрузки сводим в таблицу 1.5

На основании данных расчетов можно сделать вывод о том, что мощность трансформатора Т-2 (16 МВА) является значительно завышенной. Поэтому при реконструкции подстанции и с целью унификации оборудования следует произвести замену трансформатора Т-1 типа ТРДН-25000/110 на трансформатор типа ТРДН-40000/110.

Таблица 1.5 - Данные расчета коэффициента загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах

Sн.т.

Sнагр.

Р

Q

Коэффициент загрузки

ном.режим

послеав.режим

Т-1

25000

13514,76

12839,02

4189,76

0,54

0,99

Т-2

40000

11465,75

10892,46

3554,38

0,29

0,62

Таблица 1.6 - Нормы перегрузки силовых трансформаторов

Перегрузка по току, %

30

45

60

75

100

Длительность перегрузки трансформатора, мин

120

60

45

20

10

Выводы

Таким образом на основе существующей схемы электрических соединений подстанции «Чепино» была приведена характеристика основного электрического оборудования подстанции, в котором было установлено, что большая часть используемого оборудования (силовые трансформаторы, выключатели высокого напряжения, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, ячейки комплектных распределительных устройств) находятся в эксплуатации более 25 лет, выработали свой ресурс, а в техническом плане - морально устарели.

Анализ режима работы силовых трансформаторов выявил, что мощность трансформатора Т-2 (40 МВА) является значительно завышенной.

2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ПОДСТАНЦИИ «ЧЕПИНО» И ИХ ОЦЕНКА

2.1 Расчет токов короткого замыкания

Под коротким замыканием понимают всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи в ветвях электроустановки возрастает, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима. Они оказывают значительное влияние на выбор структуры электроэнергетической системы, противоаварийной автоматики и пропускной способности линий электропередач.

Основным факторам возникновения КЗ является нарушение изоляции электрооборудования. Оно может возникнуть при перенапряжениях, прямых ударов молнии, старение изоляции, набросами посторонних тел, ошибкой обслуживающего персонала.

Токи КЗ могут вызвать целый ряд разнообразных последствий: механические и термические повреждения электрооборудования; возгорания в электроустановках; выпадение из синхронизма отдельных генераторов, электростанций и частей электрической системы и т.п.

Определение токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрического оборудования подстанции, а также для проектирования устройств релейной защиты и автоматики. В электрических установках могут возникать различные виды коротких замыканий, которые сопровождаются резким увеличением тока. Все электрооборудование, которое устанавливается на объекте электроснабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом этих токов.

Различают следующие виды коротких замыканий:

- трехфазное, или симметричное, когда три фазы соединяются между собой;

- двухфазное - две фазы соединяются между собой;

- однофазное - одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю;

- двойное замыкание на землю -две фазы соединяются между собой и с землей.

- двухфазное - две фазы соединяются между собой;

- однофазное - одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю;

- двойное замыкание на землю -две фазы соединяются между собой и с землей.

При решении задач по определению токов КЗ, можно выделить следующие основные этапы:

1) выбор расчетных условий;

2) определение параметров элементов расчетных схем. Параметры элементов расчетной схемы устанавливаются в соответствии с их паспортными данными;

3) составление схемы замещения. Схемы замещения выполняют в однолинейном изображении, при этом все входящие в них элементы и приложенные ЭДС отмечаются порядковыми номерами и указываются их величины;

4) расчет токов КЗ.

После составления схемы замещения расчет представляет собой обычную задачу определения токов и напряжений в схеме с известными сопротивлениями и приложенными ЭДС.

В соответствии с целевым назначением расчета токов КЗ устанавливают расчетные условия, к которым относится выбор: расчетной схемы, вида КЗ, момента времени от начала КЗ, места расположения КЗ.

1. Выбор вида и момента времени от начала КЗ зависит от назначения расчета.

2. Выбор места КЗ в зависимости от назначения расчета определяется следующими основными соображениями:

- ток КЗ должен проходить по ветвям, для которых выбирается или проверяется аппаратура или токоведущие части;

- место КЗ выбирается у места установки аппарата, релейной защиты ( в начале линии, до реактора, до трансформатора и т.д., считается от источника питания). Для определения наименьшего значения место КЗ выбирают в конце участка.

3. Выбор режима питающей системы существенно влияет на величину токов КЗ. Так, если расчет выполняется для выбора или проверки аппаратуры, то расчетный режим должен быть таким, при котором ток КЗ имеет наибольшее значение.

Таким образом, для определения максимального или минимального значения тока КЗ режим работы питающей системы принимается соответственно максимальным или минимальным.

Максимальный режим характеризуется следующими условиями:

- включены все источники питания (генераторы), а также трансформаторы, линии, питающие сеть или распределительное устройство, в которых рассматривается КЗ;

- при расчете КЗ на землю включены все трансформаторы и автотрансформаторы, нормально работающие с заземленной нейтралью;

- схема участка сети, непосредственно примыкающая к месту КЗ, такова, что по элементу проходит максимальный ток КЗ.

Минимальный режим характеризуется условиями, противоположными максимальному (при отключенной практически возможной части источников, генераторов, трансформаторов, линий), а схема соединений принимается такой, при которой по защищаемому элементу протекает минимальный ток КЗ.

4. Составленная расчетная схема должна включать участвующие в питании КЗ генераторы и все элементы их связей как с местом КЗ, так и между собой (линии, кабели, трансформаторы, реакторы).

Очень крупные источники (смежные системы и др.) часто можно заменять источниками бесконечной мощности, т.е. считать, что напряжения в точках их присоединения в схеме считаются неизменными в течение всего процесса КЗ.

Электрические величины могут быть выражены в именованных единицах (I - Амперах [А], V - Вольтах [В], Z - Омах [Ом] и т.д.), процентах [%] и относительных единицах [о.е.], т.е. в долях от некоторых одноименных величин, называемых в дальнейшем базисными.

Определение результирующего сопротивления в относительных единицах возможно только в том случае, если относительные сопротивления всех элементов сети вычислены при одних и тех же базисных условиях.

Пусть за базисную мощность и базисное междуфазное напряжение приняты величины SБ и UБ.

Тогда базисные токи определяются по формуле:

кА , (2.1.)

где SБ - базисная мощность, МВА;

UБ - базисное напряжение, кВ.

Сопротивление системы определяется по выражению:

кА , (2.2.)

где Хd - относительное сопротивление системы, о.е.

Если система удалена от точки КЗ или ее мощность велика по сравнению с другими источниками, то система вводится в расчет источником ЭДС бесконечной мощности с параметрами:

, SКС = ? , Хс = 0, Rс = 0

Сопротивление трансформаторов определим по выражению:

, (2.3.)

где Uк - напряжение короткого замыкания, %;

Sн - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Напряжение КЗ определяют из опыта КЗ между обмотками UКВ-Н1, UКВ-Н2, UН1-Н2, %.

Напряжение КЗ обмоток определяются из соотношений:

UКВ=0,5(UКВ-Н1 - UКВ-Н2 +UКН1-Н2), % (2.4.)

UКН1= UКН2=0,5(UКВ-Н1+ UКН1-Н2 - UКВ-Н2 ), % (2.5.)

Сопротивление линий определяется по выражению:

, (2.6.)

где х0 - удельное сопротивление 1 км линии, равное 0,4 для линии электропередач 110 кВ;

L - протяженность линии, км.

В сетях напряжением 10 кВ и выше активным сопротивлением трансформатора пренебрегают, т.к. оно мало, тогда:

Определяем точки короткого замыкания и расчетные режимы, исходя из требований защиты.

Путем последовательного преобразования схем замещения все сопротивления в схеме приводятся к одному сопротивлению: с одной стороны которого источник питания, а с другой - точки КЗ.

При последовательном соединении сопротивлений:

(2.8)

При параллельном соединении сопротивлений:

(2.9)

Определяем ток трехфазного замыкания:

(2.10)

Ударный ток КЗ в точке К определяем из выражения:

, (2.11)

где куд - ударный коэффициент в сети напряжением 10 кВ куд=1, в сети 110 кВ - куд=1,5.

(2.12)

Мощность короткого замыкания определяется по формуле:

(2.13)

2.2 Схема замещения подстанции для расчета токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ производится для выбора и проверки электрооборудования, а также параметров электрических аппаратов, релейной защиты. Точки короткого замыкания выбираем в таких элементах системы, чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.

Составляем расчетную схему подстанции «Чепино» на основании схемы присоединения ее к энергосистеме, представленной на Л.1 графической части.

В схему замещения все элементы (система, трансформатор, линия и т.д.) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенностью составления схемы замещения является то, что силовые трансформаторы на понижающей подстанции работают на шины низкого напряжения раздельно. Это принято для снижения уровней токов КЗ в электрической сети.

2.3 Результаты расчета токов короткого замыкания и их оценка

За базисную мощность принимаем мощность, равную SБ=100 МВА.

За базисное напряжение принимаем напряжения, равные средним номинальным напряжениям сети, т.е. 115 и 10,5 кВ:

UБ1=115 кВ; UБ2=10,5 кВ.

Принимаем базисные напряжения вытекают из точки КЗ, которые намечены в расчетных схемах, т.е. К1,К3 - на шинах высокого напряжения подстанции; К2 и К4 - на шинах низкого напряжения.

Базисные токи определяются по формуле:

кА;

кА.

Определяем сопротивление элементов схемы замещения для трансформатора Т-1, приведенной на рис.2.2.

Сопротивление системы Хс принимаем по данным расчетов реактансов системы на 2006 год, которые выполнены РУП «Витебскэнерго» с применением общесистемной программы ТКЗ-3000: о.е; о.е.

Определяем напряжения короткого замыкания обмоток трансформатора Т-1 на основании формул (2.4) и (2.5):

%

%

Определяем сопротивления обмоток трансформатора в относительных единицах по формуле (2.3):

о.е;

о.е.

Определяем индуктивное сопротивление трансформатора Т-1 в относительных единицах для максимального и минимального режимов:

о.е

о.е

В сетях напряжением 10 кВ и выше активным сопротивлением трансформатора пренебрегают, т.к. оно мало, тогда:

Определяем ток трехфазного КЗ в точке К3. Расчетная схема предоставлена на рис 2.2., схема замещения для расчета тока трехфазного КЗ в точке К1 представлена на рис 2.4.

По формуле (2.10) определяем ток трехфазного КЗ в точке К1

кА;

кА.

Определим ударный ток КЗ в точке К1 по формуле (2.11):

кА;

кА.

Определяем ток двухфазного КЗ в точке К1 по формуле (2.12):

кА;

кА

Определяем мощность трехфазного КЗ в точке К1 по формуле (2.13):

МВА;

МВА.

Путем преобразования схемы замещения все сопротивления в схеме приводятся к одному сопротивления, с одной стороны которого источник питания, а с другой - точки КЗ. Преобразованная схема замещения представлена на рис.2.1

Параметры схемы замещения, представленной на рис.2.1, для расчета токов КЗ в точке К2 для максимального и минимального режимов следующие:

о.е.

о.е.

Определяем ток трехфазного КЗ в точке К2 по формуле (2.10):

кА;

кА.

Определяем ударный ток КЗ в точке К2 по формуле (2.11):

кА;

кА.

Определяем ток двухфазного КЗ в точке К2 по формуле (2.12):

кА;

кА.

Определяем мощность трехфазного КЗ в точке К2 по формуле (2.13):

МВА;

МВА.

Определяем сопротивления элементов схемы замещения для трансформатора Т-2, приведенной на рис.2.2

Сопротивление системы Хс принимаем по данным расчетов реактансов системы на 2008 год, которые выполнены РУП «Витебскэнерго» с применением общесистемной программы ТКЗ-3000: о.е; о.е

Определяем напряжения короткого замыкания обмоток трансформатора Т-2 на основании формул (2.4) и (2.5):

%

%

Определяем сопротивления обмоток трансформатора в относительных единицах по формуле (2.3):

о.е;

о.е.

Определяем индуктивное сопротивление трансформатора Т-2 в относительных единицах для максимального и минимального режимов:

о.е

о.е

В сетях напряжением 10 кВ и выше активным сопротивлением трансформатора пренебрегают, т.к. оно мало, тогда:

Определяем ток трехфазного КЗ в точке К3. Расчетная схема предоставлена на рис 2.2., схема замещения для расчета тока трехфазного КЗ в точке К3 представлена на рис 2.4.

По формуле (2.10) определяем ток трехфазного КЗ в точке К3

кА;

кА.

Определим ударный ток КЗ в точке К3 по формуле (2.11):

кА;

кА.

Определяем ток двухфазного КЗ в точке К3 по формуле (2.12)

кА;

кА.

Определяем мощность трехфазного КЗ в точке К3 по формуле (2.13):

МВА;

МВА.

Преобразим расчетную схему, представленную на рис 2.2, для расчета тока трехфазного КЗ в точке К4. Для максимального (минимального) режима схема примет вид, представленный на рис 2.5. Путем преобразования схемы замещения все сопротивления в схеме приводятся к одному сопротивления, с одной стороны которого источник питания, а с другой - точки КЗ. Преобразованная схема замещения представлена на рис.2.1

Параметры схемы замещения, представленной на рис.2.5, для расчета токов КЗ в точке К4 для максимального и минимального режимов следующие:

Определяем ток трехфазного КЗ в точке К4 по формуле (2.10):

кА;

кА.

Определяем ударный ток КЗ в точке К4 по формуле (2.11):

кА;

кА.

Определяем ток двухфазного КЗ в точке К4 по формуле (2.12):

кА;

кА.

Определяем мощность трехфазного КЗ в точке К4 по формуле (2.13):

МВА;

МВА.

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Данные расчета токов и мощностей короткого замыкания для подстанции «Новая»

Точка КЗ

Место короткого замыкания

Режим

Iк(3), кА

Iк(2), кА

iуд, кА

Sк, МВА

К1

шина 110 кВ

максим.

8,33

7,21

17,62

1657,25

миним.

2,17

1,88

4,59

431,72

К2

шина 10 кВ

максим.

9,497

8,21

13,39

172,51

миним.

4,507

3,9

6,35

81,87

К3

шина 110 кВ

максим.

8,33

7,21

17,62

1657,25

миним.

2,4

2,08

5,1

477,48

К4

шина 10 кВ

максим.

15,02

12,99

21,18

272,84

миним.

6,93

5,99

9,77

125,88

Секционирование сетей, исключающее параллельную работу источников и линий, раздельная работа трансформаторов на шинах вторичного напряжения, применение трансформаторов с расщепленной обмоткой увеличивают сопротивление цепи короткого замыкания и, следовательно, уменьшает токи КЗ. Ограничение токов КЗ позволяет применять аппараты и токоведущие части, рассчитанные на меньшую электродинамическую и термическую стойкость, что окупается применением более легкой аппаратуры, кабелей меньших сечений.

Выводы

Таким образом, в данном разделе были составлены расчетные схемы замещения для трансформаторов Т-1 и Т-2 и выполнен расчет токов короткого замыкания для различных режимов работы сети. На основании этих схем был произведен расчет токов короткого замыкания в относительных единицах, Данные расчетов показывают, что применяемые методы снижения токов КЗ, позволяют в процессе реконструкции выбрать аппараты и токоведущие части, рассчитанные на меньшую электродинамическую и термическую стойкость.

3 ТЕНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ «ЧЕПИНО»

3.1 Обоснование необходимости реконструкции и основные мероприятия по реконструкции подстанции «ЧЕПИНО»

Подстанция «Чепино» введена в эксплуатацию в 1972 году. В настоящее время состояние основного энергетического оборудования, охарактеризованного в пункте 1.2, оценивается следующим образом:

- силовые трансформаторы введены в эксплуатацию в 1972 году

Т-1 мощностью 25 МВА 1972 года выпуска

Т-2 мощностью 40 МВА 1971 года выпуска

- разъединители типа РНДЗ-110кВ установлены в 1972 году.

- трансформаторы тока и напряжения введены в эксплуатацию в 1989 г.

- маломасляные выключатели типа ММО-110 введены в эксплуатацию в 1989 г.

- закрытое распределительное устройство (ЗРУ-10 кВ) укомплектовано ячейками К- XII производства Московского завода «Электрощит», которые были введены в эксплуатацию в 1972 году.

В 1996 году при испытаниях высоковольтного выключателя ММО-110 Т-1 было выявлено снижение сопротивления изоляции ниже нормированного значения. После проведения химического анализа трансформаторного масла из ММО-110 было определено, что масло содержит воду. При осмотре самого выключателя было обнаружено нарушение уплотнений. Также было выявлено, что переходное сопротивление контактов выше нормы. Запасные части были взяты из демонтированного в 1994 году с подстанции «Лучеса» ММО-110 кВ.

В Витебских электрических сетях в эксплуатации осталось всего три комплекта ММО-110 кВ (два комплекта - подстанция «Новая» и один комплект - на подстанции «Билево»). Выключатель ММО-110 производился в Болгарии. В настоящее время из-за отсутствия комплектующих на данное оборудование, его ремонт невозможен.

При подготовке к грозосезону производится проверка РВС-110 кВ под рабочим напряжением с применением измерительной штанги. На подстанции «Новая» было выявлено увлажнение нижнего элемента РВС-33. В резерве находятся только разрядники, которые были демонтированы с других подстанций при замене их на ограничители перенапряжений. При замене не всегда получается заменить только забракованный элемент, так как по условиям эксплуатации необходимо, чтобы все элементы РВС-110 имели одинаковые технические характеристики. В связи с этим приходится менять весь РВС-110, а это приводит к большим затратам при транспортировке и монтаже.

Во время проведения капитальных и текущих ремонтов на подстанции своевременно производилось обслуживание металлических конструкций, что позволило их сохранить в хорошем техническом состоянии.

Основное электрическое оборудование установлено на железобетонных сваях. Учитывая то, что по своему химическому составу грунтовые воды в районе размещения подстанции не агрессивны по отношению к бетону, а надземная часть свай не имеет механических повреждений и покрыта мастикой «Вискум», замену железобетонных конструкций производить нецелесообразно.

В пункте 1.5. «Режим работы силовых трансформаторов» было установлено, что мощности трансформатора Т-1 в 25 МВА вполне достаточно для обеспечения электроснабжения потребителей в послеаварийном режиме после вывода Т-2. При питании потребителей подстанции от трансформатора Т-1, последний может длительно выдерживать аварийные перегрузки.

В то же время при питании потребителей в послеаварийном режиме от трансформатора Т-2 мощностью 40 МВА последний загружен на половину своей мощности, а годовые потери в Т-2 превышают потери в Т-1.

Для этой цели необходимо произвести реконструкцию подстанции, в процессе которой необходимо произвести следующие мероприятия:

- замена высоковольтного выключателя ММО-110;

- замена разъединителей Р-110 кВ;

- замена разрядников РВС-110 кВ на ограничители перенапряжений ОПН-110;

- замена трансформаторов напряжения 10 кВ;

- замена секций 10 кВ и масляных выключателей напряжением 10 кВ;

- замена выпрямленного оперативного тока подстанции;

- замена действующей аппаратуры релейной защиты и автоматики на аппаратуру нового поколения, выполненную на базе микропроцессорной техники;

- замена силовых и контрольных кабелей;

- замена сети наружного освещения и освещения ЗРУ-10кВ с применением энергосберегающих светильников;

- привидение состояния объекта в соответствие с современными требованиями промсанитарии, экологии и охраны окружающей среды.

3.2 Замена силового трансформатора подстанции

В настоящее время на подстанции «Чепино» установлены два трансформатора Т-1 и Т-2 мощностью 25 МВА и 40 МВА.

Число трансформаторов на подстанции выбиралось в соответствии с мощностью и ответственностью потребителей, а также наличием резервных источников питания потребителей, а также наличием резервных источников питания в сетях низкого напряжения. Так как от подстанции питаются потребители всех трех категорий, то по условию надежности принята установка двух трансформаторов.

С целью унификации оборудования подстанции и снижения потерь в трансформаторах принимаем замену трансформатора Т-2 типа ТРДН-40000/110 на трансформатор, аналогичный трансформатору Т-1 типа ТРДН-25000/110. Замененный трансформатор Т-2 до этого эксплуатировался на подстанции «Северная». В 2006 году он был демонтирован и прошел капитальный ремонт в цехе по ремонту оборудования. Трансформатор произведен в 1981году.

Не смотря на длительные сроки эксплуатации, по своим техническим характеристикам и проведенным испытаниям Т-1 и Т-2 могут использоваться в дальнейшей эксплуатации.

В связи с принятием варианта с двумя трансформаторами одинаковой мощности типа ТРДН-25000/110 необходимо пересчитать токи короткого замыкания.

В пункте 2.3 «Результаты расчета токов короткого замыкания и их оценка» приведены расчеты Т-1 типа ТРДН-25000/110. Используя результаты расчетов, принимаем следующие значения токов короткого замыкания, указанные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Данные расчета токов и мощностей короткого замыкания для подстанции «Чепино»

Точка КЗ

Место короткого замыкания

Режим

Iк(3), кА

Iк(2), кА

iуд, кА

Sк, МВА

К1,К3

шина 110 кВ

максим.

8,33

7,21

17,62

1657,25

миним.

2,17

1,88

4,59

431,72

К2,К4

шина 10 кВ

максим.

9,497

8,21

13,39

172,51

миним.

4,507

3,9

6,35

81,87

3.3 Замена выключателей на подстанции

Выбор выключателей производим по следующим параметрам:

1. По напряжению электроустановки:

(3.1)

2. По рабочему току

, (3.2)

,

где Uном, Iном - паспортные (каталожные) параметры выключения.

3. Проверяется возможность отключения токов короткого замыкания:

, (3.3)

,

,

где iаном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф, кА;

вном - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе по [4], рис 4-49;

iаф - ток апериодической составляющей в момент расхождения дугогасительных контактов ф, кА;

t3min - минимальное время действия релейной защиты, принимается равным 0,01 с;

Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с; определяется по [4] таблице 3-8.

4. Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим формулам:

, (3.4)

,

где IПО и iуд - расчетные значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока в цепи, для которой выбирается выключатель, кА;

IПРС и iпрс - действующее и амплитудное значение предельного и сквозного тока КЗ (каталожные данные выключателя), кА.

5. На термическую стойкость выключатель проверяют по условию:

, (3.5)

,

,

где Вк - расчетное значение теплового импульса, кА2·с;

It - термический ток предельной стойкости (каталожные данные), кА;

tt - допустимое время действия термического тока предельной стойкости (каталожные данные), с;

tоткл - время отключения КЗ, с;

tр.з. - время действия релейной защиты, с;

tв - полное время отключения выключателя (каталожные данные), с.

Расчетным видом КЗ для проверки на электродинамическую стойкость является трехфазное КЗ.

Разъединители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжению Uном , номинальному длительному току Iном (3.1;3.2), а в режиме КЗ на термическую стойкость по условию (3.5) и электродинамическую стойкость по условию (3.4).

А) выбор выключателей на стороне 110 кВ.

Определяем максимальный ток для выключателей со стороны напряжения 110 кВ по формуле:

А (3.6)

Выбираем выключатель типа LTB145D1/B производства фирмы АВВ (Германия), относящейся к электрическим коммутационным аппаратам высокого напряжения, в которых дугогасительной и изоляционной средой является элегаз.

Каталожные данные:

Uном=110 кВ; Uнаиб.раб=126 кВ; Iном=3150; Iном.откл.=40 кА; iа.ном= 20,8 кА;

Iпр.с.=40 кА; iпр.с.=102 кА; It=40 кА; tс.в.=0,02 с; Та=0,02.

Отсюда:

с;

кА,

кА

2.583 кА < 28,284 кА

Следовательно, условия 3.3 выполняются.

Проверка на динамическую стойкость по условию 3.4:

Расчетные данные: IПО=8,33 кА, iуд=17,62 кА

8,33 кА < 40 кА;

17,62 кА < 102 кА.

Следовательно условие 3.4. выполняется.

Проверка на термическую стойкость по условию 3.5.

It=40 кА - каталожные данные;

tt=3 c - каталожные данные;

tв=0,04 c - каталожные данные.

Отсюда:

с;

кА2·с;

кА2·с;

73.6 кА2·с < 4800 кА2·с.

Следовательно, условие 3.5 выполняется.

Окончательно принимаем выключатель типа LTB145D1/B по каталогу фирмы АВВ.

Результаты расчетов по выбору выключателей на стороне высокого напряжения (ВН) 110кВ приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Выбор выключателей на стороне 110кВ

Расчетные параметры сети

Каталожные данные выключателя

Условия выбора

Uуст=110 кВ

Uном=110 кВ

Uуст ? Uном

Iмах=131,27 А

Iном=3150 А

Iмах? Iном

IПО=8,33 кА

Iном.откл.=40 кА

IПО? Iном.откл

кА

iа.ном= 20,8 кА

IПО=8,33 кА

Iпр.с.=40 кА

IПО? Iпр.с

iуд=17,62 кА

iпр.с.=102 кА

iуд? iпр.с

кА2·с

кА2·с

Б) Выбор выключателей на стороне 10 кВ.

Выбор выключателей на стороне 10кВ аналогичен выбору на стороне 110 кВ.

По каталогу производителя фирмы АВВ (Германия) выбираем вакуумный выключатель типа VD-4 со следующими каталожными данными:

Uном=10 кВ; Uнаиб.раб=12 кВ; Iном=630; 1000; 1250; 1600; 2000 А;

Iном.откл.=20 кА; It=20 кА; Iпр.с.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены