Проект реконструкции подстанции напряжением 220/110/10 кВ, входящей в состав ОАО "Павлодарэнерго"

1

Размещено на http://www.allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

Бурный процесс в энергетике выдвигает всё новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов. На первый план выдвигаются вопросы обеспечения надёжности электроснабжения и сохранения устойчивости электропередачи.

В настоящее время, просматривается тенденция к увеличению плотности застройки, строительства частных домов и многоквартирных домов с квартирами повышенной комфортности. Увеличиваются удельные мощности электроприборов, используемых населением в квартирах, все эти изменения приводят к необходимости пересмотра ранее расcчитанных проектов по электроснабжению городов и населенных пунктов.

Развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрно-промышленных комплексов приводит к необходимости реконструкции и строительству новых электрических сетей в сельской местности, к постоянному повышению их пропускной способности и более высоких требований к надежности электроснабжения. В существующем электроснабжении сельского хозяйства имеются недостатки. Во многих случаях надёжность электроснабжения низкая, а качество электроэнергии, отпускаемой сельским потребителям, нередко не соответствует требованиям ГОСТ. Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями первой категории по надёжности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения. Часть воздушных линий в сельских районах находится в неудовлетворительном техническом состоянии, так как многие из них были ранее построены на опорах из непропитанной или плохо пропитанной древесины. Применение таких опор в прошлом позволило с одной стороны в относительно короткие сроки решить задачу по охвату сельских потребителей централизованным электроснабжением. Однако, с другой стороны, строительство линий электропередач с пониженной долговечностью опор ухудшило эксплуатационные показатели части сетей, привело к необходимости строительства новых воздушных линий взамен выбывающих вследствие полного износа.

Подстанции (ПС) предназначены для приёма, преобразования и распределения электроэнергии.

Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:

- обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;

- учитывать перспективу развития;

- допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;

- учитывать требования противоаварийной автоматики;

Развитие и усложнение структуры систем электроснабжения, возрастающие требования к экономичности и надежности их работы в сочетании с изменяющейся структурой и характером потребителей электроэнергии, широкое внедрение устройств управления распределением и потреблением электроэнергии на базе современной вычислительной техники ставят проблему подготовки высококвалифицированных инженеров.

По структуре или принципу работы, характеру установленного оборудования система электроснабжения предполагает применение автоматизации, что позволяет повысить уровень надежности и безопасности работы системы и обслуживания соответственно.

В данном дипломном проекте рассмотрим вариант реконструкции отдельно взятой подстанции. Необходимость этого возникает в связи с преобразованиями не только в промышленности, сельском хозяйстве, но и в стране в целом.

электроснабжение трансформатор релейный токовый подстанция

1. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика объекта

В качестве объекта исследования выбрана подстанция напряжением 220/110/10 кВ, данная подстанция входит в состав ОАО «Павлодарэнерго» и расположена в юго-западной части города Павлодара. Подстанция, как объект электроснабжения, была спроектирована и построена для снабжения электрической энергией определенного количества приемников. За прошедшее время произошло изменение количества приемников, а, следовательно, и уровня нагрузок. Поэтому оборудование устарело морально и технически. На ОАО «Павлодарэнерго» рассматривается вопрос модернизации данной подстанции путем замены устаревшего оборудования на более новое и совершенное. Для этого необходим повторный расчет подстанции с учетом всех произошедших за последнее время изменений.

Подстанция работает в системе совместно с другими подстанциями этого же класса. Работа в таком режиме позволяет осуществлять дополнительное резервирование потребителей и значительно повышает надежность их электроснабжения. Подстанция получает энергию в виде трехфазного тока частотой 50 Гц по линии напряжением 220 кВ длиной 11,9 км от РУ-220 ТЭЦ. Затем энергия преобразуется на напряжения 110 кВ и 10 кВ и распределяется соответствующим электроприемникам.

Подстанция находится в юго-западной части города Павлодара. Павлодарская область располагается в средней полосе с умерено - континентальным климатом. Колебание температуры в течение года значительны и составляют 35 - 35⁰С. При этом среднегодовой уровень осадков в области составляет 550 - 600 мм, а количество грозовых дней в году -- 40 - 60. Давление ветра в среднем не превышает 35 Н/м. Толщина ледяного покрова при обледенении проводов и других открытых конструкций составляет 3 мм. Надежность работы основного электрооборудования зависит от условий внешней среды. На работу различных электротехнических устройств оказывают влияние различные факторы: удары, вибрация, перегрузки, перепады температуры, электрические и магнитные поля, влажность, песок, вызывающие коррозию жидкости и газы, солнечная радиация. В городе расположен крупный нефтехимический комбинат, а также алюминиевый завод. Работа комбината сопровождается повышенным содержанием пыли, взвешенных твердых частиц и химических примесей. Из химических примесей наибольшую концентрацию имеют окислы серы и азота. Это приводит к необходимости использования двойной изоляции и других мер по обеспечению необходимого уровня изоляции. Обслуживающему персоналу необходимо принимать ряд мер по обеспечению нормальной работы оборудования. К ним относятся: протирка керамических изоляторов, профилактика и другие операции. Поэтому при выборе основного электрооборудования необходимо принять во внимание то, что подстанция работает в непосредственной близости от крупной промышленной зоны.

1.2 Выбор месторасположения

Подстанция , как и любая другая подстанция, является важным звеном системы электроснабжения. Таким образом, выбор оптимального месторасположения подстанции является одним из важных этапов проектирования любой системы электроснабжения. В самом начале расчета составляется список всех объектов, которые получают энергию от данной подстанции, а затем наносится на план их расположение. Кроме того, необходимо знать графики активной и реактивной нагрузок всех приемников электрической энергии. При рациональном размещении подстанции на местности технико-экономические показатели системы электроснабжения близки к отимальным. Это позволяет снизить затраты при эксплуатации, так как при передаче электрической энергии потери минимальны. Для определения месторасположения подстанции при проектировании системы электроснабжения строится картограмма нагрузок.

1.3 Картограмма нагрузок

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на плане местности окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам объектов электроснабжения. Для каждого приемника электрической энергии строится своя окружность, центр которой совпадает с центром объекта. Каждый круг может быть разделен на сектора, соответствующие осветительной, силовой, низковольтной, высоковольтной нагрузкам. В этом случае картограмма нагрузок дает представление не только о величине нагрузок, но и их структуре. Центр нагрузки объекта электроснабжения является символическим центром потребления электрической энергии. Картограмма нагрузок позволяет достаточно наглядно представить распределение нагрузок по территории. Тогда, согласно формуле:

, (1.1)

где P_i - нагрузка объекта электроснабжения, кВт;

r_i - радиус окружности, км;

т - масштаб для определения площади круга, кВт/км².

Из формулы (1.1) можно легко определить радиус окружности:

. (1.2)

Подстанция получает питание по двухцепной линии 220 кВ длиной 11,9 км. На линии 220 кВ используются провода марки АСО - 300. Провод выбран по условию обеспечения механической прочности, а также наличием в атмосфере вредных веществ. На подстанции осуществляется преобразование электрической энергии с напряжения 220 кВ до напряжений 110 и 10 кВ. Преобразованная электрическая энергия передается соответствующим приемникам по воздушным и кабельным линиям. Мощность, передаваемая по воздушным и кабельным линиям, а также расстояния до приемников приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1-Мощность приемников электрической энергии и расстояния до приемников.

Напряжение, кВ	Приемник	Мощность, кВА	Расстояние, км
110	Алюминиевый завод	1898 + j339	70,2
	ПС-1	156 + j220	72,0
	ТП-160	613 + j284	30,0
	Мясокомбинат	55 + j18	6,9
	Автобаза	92 + j37	9,7
	Хлеб завод	339 + j119	5,0
	ПС-3	587 + j0	32,5
10	КТП - 307	275 + j222	0,8
	МСУ - 14	100 + j88	1,4
	РП - 17	530 + j327	1,9
	Брикетная	47 + j45	1,0
	База ПСМК	204 + j170	1,1
	Радиоцентр	33 + j5	0,5
	РП-234	15 + j15	1,2
10	ГРС	86 + j17	0,9
	РП насосная	16 + j15	1,6

Данные по мощности приемников электрической энергии взяты на АО «Павлодарэнерго» по результатам контрольных замеров 2004 года.

Определим радиус окружностей, характеризующих мощность приемников электрической энергии, по формуле (1.2):

, км,

, км.

Для остальных приемников расчет проводится аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 1.2.

Таблица 1.2-Радиусы окружностей, характеризующих активные и реактивные мощности приемников

Приемник	rа, км.	rр, км.
Алюминиевый завод	3,151	3,742
ПС-1	6,247	4,252
ТП-160	1,871	1,070
Мясокомбинат	2,420	1,535
Автобаза	4,646	2,752
Хлебзавод	6,113	0
ПС-3	4,184	3,759
КТП - 307	2,523	2,367
МСУ - 14	5,809	4,563
РП - 17	1,730	1,693
Брикетная	3,604	3,290
База ПСМК	1,449	0,564
Радиоцентр	0,997	0,997
РП-234	2,340	1,040
ГРС	1,009	0,977
РП насосная	1,335	1,359

Теперь определим условный центр электрических нагрузок. Он необходим для выбора наиболее оптимального месторасположения объекта электроснабжения. При проведении расчета будем считать, что электрические нагрузки распределены равномерно по всей площади приемника, тогда центр электрических нагрузок совпадает с центром тяжести данной системы масс.

Координаты условного центра активных и реактивных нагрузок, согласно [1], определяются по следующим общим формулам:

(1.3)

. (1.4)

Определяем условный центр активных электрических нагрузок:

;

.

Расчет условного центра реактивных нагрузок проводится аналогично. Тогда условный центр реактивных нагрузок находится в точке с координатами х_0,р. 8,3 и у_0,р. 15. Как видно из расчета центр электрических нагрузок на картограмме представлен в виде стабильной точки. В реальности приемники работают с нагрузкой, которая изменяется с течением времени, поэтому, нельзя говорить о центре электрических нагрузок, как о некоторой стабильной точки на генеральном плане. В действительности можно говорить о зоне рассеяния центра электрических нагрузок, как о зоне, в которой с некоторой вероятностью должен находиться объект электроснабжения.

Определим удельную (взвешенную) активную и реактивную мощность каждого приемника по формуле:

(1.5)

(1.6)

Для остальных приемников расчет проводится аналогично.

Результаты расчета представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3-Удельная (взвешенная) активная и реактивная мощность каждого приемника

№	Приемник	Р'	Q'
2	Алюминиевый завод	0,028	0,097
3	ЛОЭЗ	0,110	0,126
4	ТП-160	0,010	0,008
5	Мясокомбинат	0,017	0,016
6	Хлебзавод	0,061	0,053
7	ПС-3	0,105	0
8	КТП - 307	0,001	0,002
9	МСУ - 14	0,016	0,035
10	РП - 17	0,036	0,042
11	Брикетная	0,036	0,059
12	База ПСМК	0,049	0,098
13	Телецентр	0,018	0,039
14	РП-234	0,095	0,145
15	ГРС	0,008	0,020
16	РП насосная	0,037	0,075

Теперь определим параметры нормального закона распределения координат центра активных электрических нагрузок по формуле:

(1.7)

(1.8)

(1.9)

(1.10)

Параметры нормального закона распределения координат центра активных электрических нагрузок:

5,185

32,119

,

.

После нахождения закона распределения координат центра активных электрических нагрузок определим зону рассеяния. Для этого необходимо определить радиусы эллипса зоны рассеяния. При этом примем, что точка с координатами х и у попадет в этот эллипс с вероятностью Р() = 0,95.

(1.11),

(1.12)

Тогда по формулам (1.11 и 1.12):

,

.

Зона рассеяния центра активных электрических нагрузок представляет собой эллипс. Картограмма активных нагрузок представлена на рис. 1.1. Расчет зоны рассеяния центра реактивных электрических нагрузок проводится аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 1.4.

Таблица 1.4-Параметры нормального закона распределения координат центра реактивных электрических нагрузок

5,185	32,119	0,311	0,101	5,233	17,149

Зона рассеяния центра реактивных электрических нагрузок, также как и зона рассеяния центра активных электрических нагрузок, представляет собой эллипс. Картограмма реактивных нагрузок представлена на рис. 1.2.

1.4 Выбор типа, числа и мощности трансформаторов

Силовые трансформаторы, которые устанавливаются на подстанциях, предназначены для преобразования электрической энергии с одного напряжения на другое. Наиболее широкое распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12 - 15% ниже, а расход активных материалов и стоимость на 20 - 25% меньше, чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности [3]. При расчетах рекомендуется выбирать трехфазные трансформаторы. В тех случаях, когда это невозможно, то есть нельзя изготовить трехфазный трансформатор очень большой мощности или существуют ограничения при транспортировке, допускается применение групп из двух трехфазных или трех однофазных трансформаторов. Выбор трансформаторов заключается в определении их числа, типа и мощности. К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение короткого замыкания; ток холостого хода; потери холостого хода и короткого замыкания.

Определение типа и мощности трансформаторов необходимо провести на основе технико-экономических расчетов. Выбор трансформаторов на подстанции проведем на основе сравнения двух вариантов. Расчет разделим на два этапа. На первом этапе проведем технический расчет, на втором -- экономический.

В начале расчета необходимо определить категорию электроприемников, к которым необходимо подводить напряжение от подстанции. Подстанция осуществляет электроснабжение потребителей I и II категории. Как известно, перебои в электроснабжении приемников I и II категории могут привести к тяжелым авариям с человеческими жертвами, выходу из строя оборудования, нарушению технологического цикла и как следствие экономические потери, поэтому такие перебои недопустимы. Поэтому при выборе типа и числа трансформаторов необходимо учитывать надежность электроснабжения и возможность резервирования при выходе оборудования из строя. Исходя из этого, необходимо рассматривать схему двухтрансформаторной подстанции, так как она отвечает требованиям по надежности электроснабжения. На подстанции вместо силовых трансформаторов установлены автотрансформаторы. По сравнению с силовыми трансформаторами той же мощности автотрансформаторы обладают рядом преимуществ:

- меньший расход меди, стали, изоляционных материалов;

- меньшая масса, а, следовательно, меньшие габариты, что позволяет создавать автотрансформаторы больших номинальных мощностей, чем трансформаторы;

- меньшие потери и больший коэффициент полезного действия;

- более легкие условия охлаждения.

На подстанции установлены три автотрансформатора мощностью 125 МВА каждый. Проверим правильность их выбора. При этом будем считать, что работе находятся два автотрансформатора, а третий находится в резерве и используется для плавки гололеда. Для правильного выбора автотрансформаторов необходимо определить максимальную полную расчетную мощность. Эту мощность определим методом упорядоченных диаграмм. Данный метод является в настоящее время наиболее широко используемым при расчетах систем электроснабжения. Для определения максимальной полной расчетной мощности необходимо определить номинальную мощность приемников, которые получают электрическую энергию с шин 110 кВ и 10 кВ подстанции. При проведении расчета не будем учитывать потери энергии в линиях электропередачи. Номинальная мощность всех приемников электрической энергии равна:

(1.13)

, кВт.

Для определения максимальной полной расчетной мощности необходимо знать коэффициент максимума и коэффициент использования. Согласно [1], примем коэффициент использования равным 0,5.

Коэффициент максимума из графика, представленного на рисунке 1.5. определим по формуле:

(1.14)

Тогда максимальная активная расчетная нагрузка равна:

(1.15)

, кВт.

Средняя активная и реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену равна:

(1.16)

(1.17)

, кВт;

, кВар.

Определим максимальную реактивную расчетную нагрузку по формуле:

(1.18)

Максимальная реактивная расчетная нагрузка равна:

, кВар.

Теперь, зная максимальную расчетную активную и реактивную нагрузку, определяем максимальную полную расчетную нагрузку:

(1.19)

, кВА.

Средняя расчетная нагрузка за наиболее загруженную смену равна:

(1.20)

, кВА.

При выборе типа, числа и мощности автотрансформаторов будем рассматривать два варианта. В первом варианте предусмотрим установку двух автотрансформаторов, а во втором -- трех. Эти два варианта будем рассматривать одновременно. Тогда номинальная мощность, согласно [1], автотрансформатора определяется по формуле:

(1.21)

где S_н.т.п. - номинальная паспортная мощность автотрансформатора, кВА;

_с.г. - среднегодовая температура, ⁰С.

Среднегодовая температура в городе Павлодаре равна 5⁰С. следовательно, номинальная мощность автотрансформатора равна номинальной паспортной мощности. Так как подстанция снабжает электрической энергией потребителей I и II категории, а также учитывая необходимость 100%-ного резервирования, номинальная мощность одного автотрансформатора для двух вариантов равна:

(1.22)

где n - количество рассматриваемых автотрансформаторов.

, кВА,

, кВА.

Данная номинальная мощность соответствует сегодняшнему распределению нагрузок. В действительности подстанция рассчитана на преобразование и распределение большей мощности. Выбор типа, числа и мощности автотрансформаторов проведем по сегодняшним данным. По справочнику [2] выбираем для первого варианта два автотрансформатора типа АТДЦТН - 125000/220/110, а для второго варианта -- три АТДЦТН - 63000/220/110. Мощность автотрансформаторов необходимо определять с учетом его перегрузочной способности. Систематическая перегрузка характеризуется коэффициентом заполнения графика:

(1.23)

Допустимая нагрузка автотрансформатора в часы максимума для двух вариантов соответственно равны:

(1.24)

, кВА;

, кВА.

Тогда коэффициент загрузки равен:

 (1.25)

,

.

Определяем коэффициент допустимой перегрузки автотрансформатора зимой:

(1.26)

,

.

Так как перегрузка не должна превышать 15%, то для всех вариантов примем:

Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки равен:

(1.27)

,

.

Допустимая перегрузка на автотрансформаторы с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме равна:

(1.28)

, кВА,

, кВА.

Из приведенного расчета следует, что оба варианта удовлетворяют поставленным условиям. По этому техническому расчету выбираем вариант, предусматривающий установку двух автотрансформаторов типа АТДЦТН - 125000/220/110. Установка трех автотрансформаторов типа АТДЦТН - 63000/220/110 технически нецелесообразна, так требует дополнительных затрат на транспортировку и монтаж. Окончательный вывод по выбору автотрансформаторов следует сделать после проведения экономического расчета.

1.5 Определение токов короткого замыкания

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. Согласно [3], 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.

Короткие замыкания в сети возникают по следующим основным причинам:

- повреждение изоляции отдельных частей электроустановок;

- неправильные действия обслуживающего персонала;

- перекрытия токоведущих частей установок.

Расчет токов короткого замыкания с учетом действительных характеристик и действительного режима работы всех элементов объекта электроснабжения весьма сложен. Для решения задач, представленных в данной работе, введем ряд допущений, которые значительно упростят расчеты и не внесут существенных погрешностей. К таким допущениям можно отнести:

- принимаем, что фазы ЭДС всех генераторов не изменяются в течение всего процесса короткого замыкания;

- не учитываем насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов;

- пренебрегаем током намагничивания силовых трансформаторов;

- не учитываем емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю;

- считаем, что трехфазная система является симметричной;

- влияние нагрузки на ток короткого замыкания учитываем приближенно.

Указанные допущения приводят к незначительному преувеличению то

ков короткого замыкания (погрешность не превышает 10%, что допустимо). Выбранное по этим значением оборудование, будет иметь некоторый запас по току короткого замыкания. При расчете принимаем, что система обладает неограниченной мощностью. Это позволяет принять допущения, представленные выше. Расчетная схема объекта электроснабжения представлена на рис. 1.6. Подстанция получает электрическую энергию напряжением 220 кВ по линии длиной 11,9 км. В расчете не будем учитывать отходящие линии напряжением 110 кВ, 10кВ. Расчет проведем в относительных единицах.

Выбираем базисную мощность равную S_б = 100 МВА. Весь расчет будем вести относительно этой базисной мощности. При расчете необходимо учитывать, что линия напряжением 220 кВ является двухцепной.

Согласно опытным данным погонное индуктивное сопротивление линии 220 кВ равно 0,4 Ом/км. Тогда относительное базисное сопротивление линии равно:

(1.29)

.

Для определения индуктивного сопротивления автотрансформаторов необходимо определить напряжения короткого замыкания для каждой обмотки. Для автотрансформатора №1 эти значения определим по формулам:

(1.30),

(1.31),

(1.32)

,

,

.

Определим относительное сопротивление автотрансформаторов. Согласно [4] для трансформаторов и автотрансформаторов относительное базисное сопротивление равно:

(1.33)

(1.34)

(1.35)

1

Размещено на http://www.allbest.ru

Тогда относительное базисное сопротивление равно:

,

,

.

Теперь, зная относительные базисные сопротивления всех элементов, можно определить токи короткого замыкания в соответствующих точках. Схема замещения для расчета токов короткого замыкания представлена на рисунке 1.7. Тогда:

(1.36)

Базисный ток I_б при базисном напряжении U_б = 230 кВ определим по формуле:

(1.37)

Базисный ток I_б при базисном напряжении U_б = 230 кВ равен:

, кА.

Определим ток короткого замыкания в точке (к-1) по формулам:

(1.38)

(1.39)

(1.40)

Тогда ток короткого замыкания в точке (к-1):

, кА;

, кА;

, МВА.

Для расчета тока короткого замыкания в точке (к-2) принимаем за базисное напряжение U_б = 110 кВ.

Все относительные базисные сопротивления, необходимые для расчета, следует привести к этому базисному напряжению.

Тогда результирующее относительное сопротивление линии электропередачи напряжением 220 кВ равно определим по формуле:

(1.41)



Рисунок 1.7. Схема замещения для расчета токов короткого замыкания.

Результирующее относительное сопротивление линии электропередачи напряжением 220 кВ:

Относительное базисное сопротивление обмотки высшего напряжения автотрансформатора также необходимо привести к базисному напряжению 110 кВ. Тогда:

(1.42)

Теперь, когда все необходимые относительные базисные сопротивления приведены к расчетному сопротивлению, определяем относительное результирующее сопротивление:

(1.43)

Базисный ток I_б при базисном напряжении 37 кВ равно:

, кА.

Ток короткого замыкания в точке (к-2) равен:

, кА,

, кА,

, МВА.

В остальных точках ток короткого замыкания определяется аналогично. Результаты сведем в таблицу 1.6.

Таблица 1.6-Результаты расчета тока короткого замыкания

к-1	Iп(к-1)	кА	62,75
	Iу(к-1)	кА	159,735
	S(к-1)	МВА	24998
к-2	Iп(к-2)	кА	10,0
	Iу(к-2)	кА	25,46
	S(к-2)	МВА	641
к-3	Iп(к-3)	кА	45,64
	Iу(к-3)	кА	116,18
	S(к-3)	МВА	9091

1.6 Выбор и проверка электрических аппаратов

1.6.1 Выбор и проверка выключателей высокого напряжения

Проверка электрических аппаратов по номинальному току и току короткого замыкания. Надежная работа любого объекта электроснабжения обеспечивается только тогда, когда каждый выбранный аппарат соответствует как условиям номинального режима, так и условиям работы при коротких замыканиях. Поэтому электрооборудование сначала выбираем по номинальным параметрам, а затем осуществляем проверку на действие токов короткого замыкания.. На подстанции применяются выключатели типа У - 220 - 10, У-110-2000-50 и ВМП - 10. Выключатель является основным аппаратом на подстанции, он служит для включения и отключения цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой операцией является отключение трехфазного короткого замыкания и включение на существующее короткое замыкание. К выключателям предъявляются следующие требования:

- надежное отключение любых токов;

- быстрота действия, то есть наименьшее время отключения;

- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения;

- возможность пофазного (пополюсного) управления;

- легкость ревизии и осмотра контактов;

- взрыво- и пожаробезопасность;

- удобство транспортировки и эксплуатации.

Выключатели высокого напряжения выбираются по номинальному напряжению, току, номинальному току отключения, по ударному току, по термической устойчивости.

Параметры выбора выключателей представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.7-Параметры выбора выключателей высокого напряжения

Тип	Расчетный параметр электрической цепи	Каталожные данные оборудования	Условие выбора
У - 220 - 10	Uном, с, кВ	220	Uном,, кВ	220	Uном, с Uном
	Iном, с, А	2000	Iном, А	2000	Iном, с Iном
	Iкз, р, кА	62,75	Iп, кА	46,3	Iкз, р Iп
	Iу, р, кА	159,73	Iу, кА	102	Iу, р Iу
	Sкз, МВА	54998	Sотк, МВА	10000	Sкз Sотк
У-110-2000-50	Uном, с, кВ	110	Uном, кВ	110	Uном, с Uном
	Iном, с, А	1000	Iном, А	1000	Iном, с Iном
	Iкз, р, кА	18,4	Iп, кА	45,64	Iкз, р Iп
	Iу, кА	52	Iу, кА	116,18	Iу, р Iу
	Sкз, МВА	3500	Sоткл, МВА	9091	Sкз Sотк
ВМП - 10	Uном, с, кВ	10	Uном, кВ	10	Uном, с Uном
	Iном, с, А	200	Iном, А	600	Iном, с Iном
	Iкз, р, кА	18,15	Iп, кА	19,3	Iкз, р Iп
	Iу, кА	46,20	Iу, кА	52	Iу, р Iу
	Sкз, МВА	330	Sоткл, МВА	200	Sкз Sотк

На основании сравнения результатов, представленных в таблице 1.7, с параметрами реально существующего на сегодняшний день электрооборудования подстанции видно, что часть оборудования не подходит по ряду параметров. Поэтому предлагается, на основании [1], заменить выключатели У - 220 - 10 на отделители и короткозамыкатели.

Экономический эффект от замены выключателей на отделители и короткозамыкатели будет рассчитан в экономической части данного дипломного проекта.

1.6.2 Выбор и проверка разъединителей

Разъединитель -- это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток. Проверка, установленных на подстанции разъединителей, представлена в таблице 1.8.

Таблица 1.8-Параметры выбора разъединителей и отделителей

Тип	Расчетный параметр электрической цепи	Каталожные данные оборудования	Условия выбора
РЛНД - 1 - 220/2000, РЛНД - 2 - 220/2000	Uном, с, кВ	220	Uном, кВ	220	Uном, с Uном
	Iном, с, А	1000	Iном, А	1000	Iном, с Iном
	Iкз, р, кА	62,75	Iп, кА	31	Iкз, с Iп
	Вк, кАс	108,9	Iтер, кА	15	Вк I2тер tтер
			tтер, с	10
РЛНД - 1 - 110/1000, РЛНД - 2 - 110/1000	Uном, с, кВ	110	Uном, кВ	110	Uном, с Uном
	Iном, с, А	1000	Iном, А	1000	Iном, с Iном
	Iкз, р, кА	45,64	Iп, кА	31	Iкз, с Iп
	Вк, кАс	52,2	Iтер, кА	15	Вк I2тер tтер
			tтер, с	10

Из табл. 1.8 видно, что установленное оборудование полностью подходит по условиям эксплуатации.

1.6.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 В или 100/ В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Существуют трансформаторы напряжения различного класса точности. Погрешность зависит от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали и от cos вторичной нагрузки. На подстанции установлены трансформаторы напряжения НКФ - 220, НКФ - 110 и 3НОМ - 35. Трансформатор напряжения НКФ - 110 имеет двухстержневой магнитопровод, на каждом стержне которого расположена обмотка ВН, рассчитанная на половину фазного напряжения U_Ф/2. Так как общая точка обмотки ВН соединена с магнитопроводом, то он по отношению к земле находится под потенциалом U_ф/2. Трансформаторы напряжения НКФ - 220 состоят из двух блоков, установленных один над другим, то есть имеют два магнитопровода и четыре ступени каскадной обмотки ВН с изоляцией на U_ф/4. Проведем выбор и проверку трансформаторов напряжения. Результаты выбора сведем в таблицу 1.9.

Таблица 1.9-Выбор трансформаторов напряжения

Тип электрооборудования	Расчетный параметр электрической цепи	Каталожные данные оборудования	Условие выбора
НКФ - 220	Uуст, кВ	220	Uном, кВ	220	Uуст Uном
НКФ - 110	Uуст, кВ	110	Uном, кВ	110	Uуст Uном
3НОМ - 35	Uуст, кВ	35	Uном, кВ	35	Uуст Uном

1.6.4 Выбор сечения проводов воздушных линий

Воздушные линии предназначены для передачи и распределения электрической энергии по проводам на открытом воздухе. Провода при помощи изоляторов и арматуры прикрепляются к опорам или кронштейнам на зданиях и сооружениях. При выборе сечения проводов необходимо учитывать ряд технических и экономических факторов:

- нагрев от длительного выделения тепла рабочим телом;

- нагрев от кратковременного выделения тепла током КЗ;

- падение напряжения в проводах воздушной линии от прохождения тока в нормальных и аварийных режимах;

- механическая прочность -- устойчивость к механической нагрузке (собственный вес, гололед, ветер);

- «коронирование» -- фактор, зависящий от величины применяемого напряжения, сечения провода и окружающая среда.

На подстанции в основном применяются двухцепные линии. Это сделано для того, чтобы снизить индуктивное сопротивление линии. Уменьшение индуктивного сопротивления линии приводит к уменьшению потерь мощности при передаче электрической энергии, что улучшает экономические характеристики. Выбор сечения проводов линий электропередачи проводится по экономической плотности тока. Тогда, согласно [5]:

(1.44)

где I_расч - максимальный расчетный ток в линии, А;

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм².

Согласно [5], экономическая плотность тока j_эк для алюминиевых проводов равна 1,0 А/мм². Для окончательного выбора необходимо проверить провод по допустимой потери напряжения:

 (1.45)

(1.46)

(1.47)

(1.48)

(1.49)

где P- активная мощность, кВт;

Q- реактивная мощность, кВар;

R-активное сопротивление линии, Ом/км;

X-индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

U - напряжение сети, кВ.

Тогда, согласно формуле (1.6), потеря напряжения для линии напряжением 220 кВ равна:

, В.

Проверим правильность выбора проводов, используемых на воздушных линиях, отходящих от подстанции.

Теперь определим допустимую потерю напряжения в линии по формуле:

(1.50)

, В.

Допускается потеря напряжения в линии не более 5%.

Из расчета видно, что потеря напряжения в линии меньше допустимых величин :

U U_доп (1.51)

ИЗ выражения следует , что данный провод подходит. Для остальных линий расчет проводится аналогично.

Определим допустимые потери напряжения в линиях напряжением 110 кВ и 10 кВ. При этом допускается потеря напряжения не более 5%:

, В;

, В.

Из расчета видно, что выбранная марка провода на всех воздушных линиях, кроме линии ТП-160, так как падение напряжения меньше допустимого значения. Для линии ТП-160 необходимо выбрать провод большего сечения, либо уменьшить протекающий по проводам номинальный ток.

По условиям механической прочности на линиях электропередачи напряжением более 1000 В применяются многопроволочные провода.

Необходимо выполнение условия:

(1.52)

Однако проверка по условию (1.7) для линий электропередачи напряжением выше 1000 В как правило не производится, так как в большинстве случаев значение F_{мин.мех.} оказываются меньше требуемых по другим условиям сечений. Условием, определяющим допустимость использования того или иного сечения проводов линий электропередачи с точки зрения экономически приемлемого уровня потерь мощности и электроэнергии на «корону», является ограничение максимальной напряженности электрического поля на поверхности проводов. В [5] приведены минимальные сечения проводов для выполнения этого условия. Выбранные выше провода для воздушных линий напряжением 220 кВ, 110 кВ превосходят минимальные допустимые значения. Следовательно, данные провода подходят.

Марки проводов используемых на подходящих и отходящих воздушных линиях и потери напряжения в воздушных линиях представлены в таблице 1.10.

Таблица 1.10-Марки используемых проводов на соответствующих линиях и потери напряжения в воздушных линиях.

Приемник
Западная	АСО - 300	4278
Алюминиевый завод	АС - 185	2980
ПС-1	АС - 185	420
ТП-160	АС - 185	7153
Мясокомбинат	АС - 185	305
Автобаза	АС - 185	591
Хлеб завод	АС - 185	1980
ПС-3	АС - 185	31,3
КТП	АС - 95	163
МСУ-14	АС - 95	93,9
РП-17	АС - 95	479
Брикетная	АС - 95	4278
База ПСМК	АС - 95	2980
Радиоцентр	АС - 95	420
РП-234	АС - 95	591
ГРС	АС - 95	305
РП насосная	АС - 95	7153

1.7 Релейная защита

1.7.1 Защита силовых трансформаторов подстанции

Релейной защитой силового трансформатора называется специальное устройство, состоящее из реле и других аппаратов, которые обеспечивают автоматическое отключение поврежденного элемента электрической цепи, если данное повреждение представляет собой непосредственную опасность для этой цепи, или приводить в действие сигнальные устройства.

Релейная защита должна удовлетворять следующим требованиям:

- релейная защита должна быть селективной, т.е. отключать только повреждённый участок электрической цепи,

- релейная защита должна иметь минимально возможное время срабатывания,

- релейная защита должна быть достаточно чувствительной ко всем видам повреждений и ненормальным режимам работы на защищаемом участке электрической цепи,

- релейная защита должна быть надёжной.

К повреждениям трансформатора относятся:

- междуфазное короткое замыкание на выводах и в обмотке (последние возникают гораздо реже чем первые);

- однофазные короткие замыкания (на землю и между витками обмотки т.е. межвитковые замыкания);

- «пожар стали сердечника».

К ненормальным режимам работы относятся:

- перегрузки, вызванные отключением, например одного из работающих трансформаторов;

- возникновение токов при внешних коротких замыканиях представляющих опасность из-за их теплового действия на обмотки трансформатора;

- недопустимое понижение уровня масла, вызываемое значительным понижением температуры и другими причинами.

Необходимо учитывать некоторые особенности ненормальной работы трансформатора:

- броски тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение;

- влияние коэффициента трансформации и схем соединения обмоток трансформатора.

Для защиты силовых трансформаторов подстанции использую следующие виды защит:

- упрощенная продольная дифференциальная защита, выполненная на реле РНТ-565 от междуфазных коротких замыканий;

- максимально токовая защита со стороны питания от внешних коротких замыканий с блокировкой по минимальному напряжению;

- максимально токовая защита со стороны 6 кВ от перегрузок;

- газовая защита от витковых замыканий и других внутри баковых повреждений.

1.7.2 Максимальная токовая защита и токовая отсечка

Максимальная токовая защита не должна действовать в режиме самозапуска. Поэтому ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от тока самозапуска полностью заторможенных ответственных электродвигателей:

I_{C. З.} = k_Н / k_В *I_СAМ (1.53)

где k_Н= 1,2 , k_В= 0,8 (для реле типа РТ-40);

I_СAМ - ток самозапуска электродвигателей, присоединенных к одной или двум секциям СН, который определяется по формуле:

I_СAМ = U_HOM*10³ / (*x) (1.54)

где U_HOM=6,3 кВ, x=х_ТР +х_ДВ - суммарное эквивалентное сопротивление

I_ПУСК = k_ПУСК*I_НОМ - суммарная величина пусковых токов электродвигателей,

k_ПУСК - кратность пускового тока из каталога.

Ток срабатывания токовой отсечки выбирается по условию отстройки от максимального значения тока КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора.

Ток срабатывания отсечки определяется по выражению:

I_{C. З.} = k_Н*I_RMAX (1.55)

где k_Н =1,4-коэффициент надежности;

I_RMAX - ток трехфазного КЗ, приведенный к напряжению стороны ВН.

I_К⁽³⁾ = U_HOM*10³ / (*x_РЕЗ) (1.56)

где x_РЕЗ= x_ВШ + x_СН , x_ВШ - эквивалентное сопротивление сети, x_СН = x_ТР.

Для трансформатора:

I_К = I_HOMТ*100 / u_K% (1.57)

Ток КЗ в системе 0,4 кВ рассчитывается по формуле:

I_К⁽³⁾ = U_HOM*10³ / (*) (1.58)

Ток срабатывания реле защиты определяется по выражению:

I_{C. Р.} = k_СХ*I_С,.З / n_T (1.59)

где k_СХ=1 при соединении ТТ защиты в полную или неполную звезду, или k_СХ=1,73 при соединении их в треугольник.

Чувствительность защиты проверяется при двухфазном КЗ на выводах трансформатора со стороны высшего напряжения в минимальном режиме работы системы:

k_Ч = I_К⁽²⁾ / (n_T* I_С,Р) (1.60)

где К _I - коэффициент трансформации ТТ.

Коэффициент чувствительности защиты должен быть не меньше 2.

1.8 Расчет токовых защит на трансформаторах СН, на стороне 6 кВ

Основные данные трансформатора:

S_HOM =100 кA*B,

U_HOM= 6,3 / 0,4 кВ,

I_HOM=57,8 / 910 А ,

u_K%=5,5%

коэффициент трансформации ТТ n_T=300/5=60.

Выбор параметров токовой защиты производится в следующей последовательности:

Определяем ток срабатывания отсечки:

I_{C. Р.} = 1*1,4*1050 / 60= 24,5 А,

I_К= 57,8*100 / 5,5=1050 А

Определяем коэффициент чувствительности токовой отсечки при двухфазном КЗ на выводах 6 кВ трансформатора:

I_К⁽³⁾=6,3*10³ / (*0,32) = 11367 А ,

I_К⁽²⁾= 0,87*11367=9844 А,

k_Ч = 9844 / (60*24,5) = 6,7 2 .

Принимаем реле тока РТ-40/10.

Выбор параметров максимальной токовой защиты производится в следующей последовательности

Определяем ток срабатывания защиты:

I_СAМ = 3*57,8=173,4 ,

I_{C. З.} =1,2*173,4 / 0,8 = 260 А , I_{C. Р.} =1*260 / 60= 4,35 А,

Принимаем реле тока РТ-40/10.

Определяем коэффициент чувствительности защиты при двухфазном металлическом КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора:

k_Ч = I_К⁽²⁾ / (n_T* I_С,Р) = 14650 / 60*4,35=55 1,5

I_К⁽³⁾= 400 / =16,84 кА =16840 А, I_К⁽²⁾=0,87*16840=14650 А,

I_К= ( 910 / 5,5) *100 =16545 А , I_К⁽²⁾=0,87*16545 =14394,

k_Ч =14394 / 260 = 55 1,5.

1.9 Газовая защита трансформатора

При возникновении электрических повреждений в обмотках маслонаполненных трансформаторов и на вводах внутри их баков обычно образуются пары масла и возникает интенсивное перемещение масла из бака в расширитель. Это явление используют для защиты трансформатора от всех видов повреждений внутри бака, защиту выполняют при помощи газового реле, устанавливаемого на трубопроводе между баком и расширителем трансформатора.

Газовая защита осуществляется с помощью сигнальных газовых реле РГЧЗ-66.При незначительных повреждениях в трансформаторе, при слабом газообразовании, газы вытесняют часть масла и уровень его в реле понижается. Это приводит к увеличению силы действующей вниз за счет увеличения масла в чашке, в результате чего замкнутся контакты реле и замкнется цепь сигнализации.

При коротком замыкании в трансформаторе возникает сильное газообразование. Сила потока газа, воздействует на...