Дипломная работа: Реконструкция подстанции "Сорокино" 110/10/10

Дипломная работа: Реконструкция подстанции "Сорокино" 110/10/10

Введение

Целью данного диплома – создание проекта реконструкции подстанции «Сорокино» на основе прогрессивных технических решений.

Необходимость реконструкции подстанции вызвана физически и морально устаревшим парком оборудования, при эксплуатации которого растет день ото дня риск аварий на подстанции, а значит и нарушения снабжения ее потребителей, среди которых есть и потребители І категории.

При проектировании реконструкции подстанций руководствовался действующими нормативными документами, указанными в приложении №2 в «Нормах технологического проектирования подстанций переменного тока 35–750 кВ (далее – НТП ПС)» как и самими «НТП ПС». Также использовались такие нормативные источники как Концепция технической политики ОАО «МОЭСК» (от приказа ОАО РАО «ЕЭС России» с 12.11.04 г. №660) и Техническая политика ОАО «МРСК Центра» (от приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 26.10.2006 г. №270 р/293 р). Все вышеперечисленные документы созданы в соответствии и утверждены компанией ОАО «ФСК ЕЭС».

При проектировании подстанции (далее – ПС) должно быть обеспечено: 1. Надежное и качественное электроснабжение потребителей. 2. Внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса показателей подстанций современному мировому техническому уровню. 3. Высокий уровень технологических процессов и качества строительных и монтажных работ. 4. Экономическая эффективность, обусловленная оптимальным объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли и снижением эксплуатационных затрат. 5. Соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды. 6. Ремонтопригодность применяемого оборудования и конструкций. 7. Передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала.

Проект ПС выполняется на расчетный период (5 лет после ввода в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последующие не менее 5 лет.

Основные требования к ПС нового поколения: 1. Компактность, комплектность и высокая степень заводской готовности. 2. Надежность работы ПС посредством применения электрооборудования современного технического уровня. 3. Удобство проведения осмотра, технического обслуживания и ремонта; 4. Безопасность эксплуатации и обслуживания. 5. Создание ПС без обслуживающего персонала с дистанционным управлением. 6. Комплексная автоматизация, обеспечивающая создание интегрированной системы управления технологическими процессами с подсистемами релейной защиты и автоматики, коммерческого учета электроэнергии, мониторинга состояния оборудования, диагностики и управления оборудованием. 7. Обеспечение резервируемыми цифровыми каналами связи для передачи сигналов управления и информации о состоянии электрооборудования на диспетчерский пункт, в том числе, диспетчерскими голосовыми каналами. 8. Экологическая безопасность.

Устанавливаемый комплекс оборудования и устройств на ПС: – Силовое высоковольтное оборудование. – Устройства Релейной защиты и автоматики (РЗиА). – Устройства Противоаварийной автоматики (ПА). – Устройства Автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). – Устройства автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). – Устройства системы диспетчерского и технологического управления (АСДТУ). – Устройства системы диагностики и программно-технические комплексы обеспечение систем автоматической системы технического учета (АСТУ). Весь выше перечисленный комплекс оборудования и устройств должен быть аттестован в установленном ОАО «ФСК ЕЭС» порядке.

Срок службы оборудования, применяемого при новом строительстве и реконструкции подстанций, должен быть не менее 25 лет (силовых трансформаторов не менее 30 лет, аккумуляторов не менее 20 лет).

Технические требования при строительстве или реконструкции ПС.

РУ 35–220 кВ:

1. Применение закрытых РУ 35–220 кВ, в том числе, модульного контейнерного исполнения, а так же КРУЭ 110–220 кВ в крупных городах или стесненных условиях. Открытое исполнение РУ применять в остальных случаях. 2. В целях сокращения площадей ПС отдать предпочтение жесткой ошиновке. Применение гибкой ошиновки разрешаеться. 3. Самодиагностика и прогрессивные технологии обслуживания основного электрооборудования;

4. Электрическая схема РУ должна соответствовать [4].

5. Компоновка ОРУ должна предусматривать возможность перехода к более сложной схеме (при наличии перспективы расширения ПС).

Запрещаются: Схемы первичных соединений ПС 35–220 кВ с отделителями и короткозамыкателями, а также с беспортальным приемом ВЛ.

РУ 6–10 кВ:

1. Закрытое исполнение, в том числе, с ячейками модульного типа на базе вакуумных выключателей.

2. Использование сухих трансформаторов собственных нужд.

3. Гибкая архитектура ячейки с компактной и безопасной компоновкой функциональных элементов устройства.

4. Для защиты от коротких замыканий внутри шкафов КРУ должны быть предусмотрены как релейная (логическая), так и клапанная дуговые защиты, в случае недостаточной чувствительности одной из применяемых дуговых защит применяются другие типы защит (фототиристорная, с применением световодов, оптическая и т.п.).

5. Оснащение устройствами РЗиА, аппаратами телеуправления, телесигнализации и приборами для определения наличия мест междуфазных однофазных замыканий на землю в линии 6–10 кВ, установленными вне ячеек РУ (отдельная панель (набор панелей) устройств РЗиА, вынесенная в отдельное помещение или на противоположную сторону РУ), с единым микропроцессорным модулем управления, контролирующим работу устройств РЗА на всех присоединениях.

6. Схема РУ 6–20 кВ не должны предусматривать наличие более двух секций.

Обязательное к применению силовое высоковольтное оборудование ПС:

1. Силовые трансформаторы 35–220 кВ:

– Применение встроенной системы непрерывного мониторинга состояния без вывода в ремонт трансформатора.

– Применение высоковольтных вводов с твердой изоляцией (RIP). – Оснащение РПН и ее микропроцессорными блоками управления.

– Оснащение АРНТ (автоматическими регуляторами напряжения).

2. Выключатели 110 кВ и выше:

– В климатических зонах с минимумом температур ниже (– 45)0С должны использоваться элегазовые баковые выключатели с подогревом. В остальных случаях – элегазовые колонковые выключатели. – При наличии потребителей І категории ПС применять для элегазовых выключателей пружинный привод и электродвигатель постоянного тока.

3. Разъединители 110 кВ и выше:

– Применять разъединители горизонтального – поворотного типа с электроприводом рабочих и заземляющих ножей с наличием защитной блокировки между ними.

– Комплектование высокопрочными фарфоровыми или полимерными опорными изоляторами.

– Применение стойкого антикоррозионного покрытия стальных деталей на основе горячей или холодной оцинковки.

Запрещаются: Разъединители типа РЛНД на всех уровнях напряжения.

4. Выключатели 6–10 кВ:

– Использовать на всех уровнях РУ 6–10 кВ выключатели одного производителя с линейкой параметров до IНОМ = 3150 А. – Совместимость с микропроцессорными устройствами РЗиА различных производителей. Не рекомендуются к применению: Электромагнитные, пневматические и гидравлические приводы для высоковольтных выключателей. Запрещаются: Воздушные и масляные выключатели на всех уровнях напряжения.

5. Измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН):

– Пожаро- и взрывобезопасность.

– ТТ должны иметь не менее трех вторичных обмоток. Три обмотки для защит отходящих линий, а четыре – для защит вводов трансформатора.

– Классы точности измерительных обмоток 0,2 и 0,2S для коммерческого учета.

– ТТ на напряжениях до 35 кВ (включительно) должны быть литыми. – Антирезонансные ТН на всех уровнях напряжения РУ.

6. Дугогасящий реактор (ДГР) для компенсации емкостных токов:

– Масляные или сухие (ПС закрытого типа) только с плавной регулировкой тока настройки.

– Рекомендуется использование комбинированных ДГР с подключаемым специальным трансформатором (ТДГР) в одном корпусе. – Оснащение системой автоматической настройки тока компенсации и устройством.

– Установка ДГР на каждой секции РУ 6–10 кВ.

– За схему соединения обмоток ТДГР принять Y0 /Δ -11.

7. Ограничители перенапряжения (ОПН): – Устанавливать ОПН с датчиком тока импульсов срабатывания и возможностью измерения токов утечки под рабочим напряжением в сетях напряжением 35–110 кВ. – Применять ОПН на основе оксидно-цинковых варисторов, с полимерной изоляцией, взрывобезопасного исполнения категории А. Запрещаются: Трубчатые и вентильные разрядники на всех уровнях напряжения.

8. Трансформатор собственных нужд (ТСН): – Использовать сухие ТСН. При соответствующем обосновании – масляные герметичные ТСН марки ТМГ, ТМГСУ. При этом вводы трансформаторы не должны быть маслонаполненными. – Наличие автоматических устройств защиты масла. – Установка ТСН в комплектном виде двухтрансформаторной ПС (обозначение – 2КТП). – За схему соединения обмоток ТСН принять . – В РУ 0,4 кВ прокладывать только изолированные проводники, а защиту обеспечивать автоматическими выключатели. Запрещаются: Мачтовые и КТП шкафного типа с вертикальной компоновкой оборудования. Масляные трансформаторы марки ТМ.

Опорно-стержневая изоляция ПС: С целью предотвращения поломки опорно-стержневых изоляторов (ОСИ) разъединителей и ошиновки (шинных мостов) устанавливать полимерные изоляторы вместо фарфоровых. Запрещаются: полимерные изоляторы – серии ЛП и ЛПИС с оболочкой полиолефиновой композиции.

Воздушная линия (ВЛ) 110 кВ и выше для питания ПС: – В качестве провода ВЛ использовать марку АС или термостойкие провода марок АССС (АССR), AERO-Z. – Создание необслуживаемых воздушных линий путем применения эффективных систем защиты ВЛ от гололедных и ветровых воздействий, грозовых перенапряжений, вибрации и пляски проводов (тросов). – Применение грозозащитных тросов (ГТ) с антикоррозийным покрытием сечением не менее 70 мм2. – Монтаж волоконно-оптического кабеля (ВОК). Рекомендуется исполнение ОКГТ – оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос.

Кабельные линии (КЛ) от РУ НН ПС: – Прокладывать кабель с изоляцией только из сшитого полиэтилена (далее – кабель из СПЭ-изоляцией), не распространяющего горение, низким выделением токсичных газов «Внг-LS». – Экранирование из медных проволок с заземлением с двух сторон. – Для защиты КЛ, проложенных в земле, от механических повреждений применять полимерную плиту марок ПКЗ 24х48 и ПКЗ 36х48.

1. Характеристика действующей ПС «Сорокино»

1.1 Положение в Единой энергетической системе

Подстанция «Сорокино 110/10/10 кВ была введена в эксплуатацию в далеком 1968 году. Местоположение подстанции – Юг московской область, г. Кашира, окраина восточной части города. Начиная с 1 апреля 2005 года, подстанция находиться в распоряжении сетевой организации ОАО «МОЭСК» и ее территориального филиала – «Южные электрические сети». Подстанция имеет порядковый номер №525. ПС «Сорокино» по своему назначению является районной понизительной.

Из рисунка видно, что питание ПС осуществляется двумя отпайками в виде ВЛ марки АС – 240/39 на напряжении 110 кВ. Отпайки длиной 10 км соединяется с транзитной линией «Каширская ГРЭС – проходная подстанция «Ожерелье». Таким образом, ПС «Сорокино» является ответвительной.

Схема питания ответвительной ПС «Сорокино»

1.2 Анализ существующей схемы электрических соединений, элементов подстанции и техническия решения по замене устаревшего оборудования

РУ высшего напряжения 110 кВ выполнено в открытом виде (ОРУ), а РУ низшего напряжения 10 кВ – в комплектных ячейках (КРУ) в закрытом здании ЗРУ.

Схема соединения ОРУ-110 кВ является нестандартной, то есть не соответствует [4]. Современный аналог действующей схемы – типовая схема «110–4Н» (Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии).

Коммутационные аппараты на ОРУ-110 кВ: отделители и короткозамыкатели. Заменить в ходе реконструкции на элегазовые выключатели и разъединители горизонтально-поворотного типа с электроприводом. ТТ типа ТФЗМ-110Б – III заменить на предлагаемые в отдельном разделе диплома оптоэлектронные комбинированные измерительные трансформаторы (ТТ и ТН в одном устройстве). Вместо вентильных разрядников типа РВМГ со стороны 110 кВ установить полимерные ОПН.

Возможен демонтаж проводов питающей ВЛ 110 кВ марки АС 240/39. Монтаж и установка нового грозозащитного троса со встроенным оптическим кабелем типа ОКГТ.

На ПС установлены два силовых трансформатора типа ТРНДЦН-40000/110 с эффективно-заземленной нейтралью. Срок службы истек – подлежат замене.

Выводы низших обмоток трансформаторов защищаются вентильными разрядниками РВО-10. Заменить в ходе реконструкции на ОПН-10.

Схема соединения КРУ-10 кВ представляет собой две системы сборных шин, секционированные выключателями. В нормальном режиме – раздельная работа двух систем шин. Секционные выключатели с устройством автоматического ввода резерва (АВР). На ПС установлены ячейки КРУ серии КРУ-2–10. Коммутационные аппараты ячеек КРУ: маломасляные выключатели ВМПЭ-10/2000 (вводной на секции; секционные) и ВМПЭ-10/630 (отходящие фидера). Измерительные трансформаторы в ячейках КРУ: ТТ типов ТШЛ-10 (ячейка ввода на секции) и ТПОЛ-10 (ячейки фидеров). ТН типа НАМИ-10–66 совместно с ОПН-10ф в отдельных ячейках на всех 4 секциях РУ 10 кВ. Ячейки КРУ-2–10 почти выработали свой срок службы, поэтому принято решение не просто заменить их начинку (маломасляные выключатели, блоки РЗиА и т.п.), а приобрести новые КРУ полной заводской комплектации.

Число установленных ячеек КРУ на подстанции равно – 37: Количество отходящих линий фидеров – 23. Кол-во ячеек совместных ТН типа НАМИ и ОПН – 4. Кол-во ячеек вводных выключателей секций – 4. Кол-во ячеек с секционными выключателями – 2. Кол-во резервных ячеек – 4.

Некоторые кабели отходящих фидеров имеют бумажно-масляную изоляцию (кабели с б/м изоляцией), поэтому в ходе реконструкции будут заменены на кабели из СПЭ-изоляцией с некоторым увеличением проводимостей.

Для питания собственных нужд ПС установлены два трансформатора типа ТСМА-250/10. Соединяются на ответвлении между выводами низших обмоток силовых трансформаторов и вводными выключателями на шины 10 кВ. Такое соединение выполнено вследствие применения на ПС переменного оперативного тока. Сеть собственных нужд имеет напряжение 380/220 В с заземленной нейтралью. Шины 380/220 В секционированы автоматами с устройством АВР. Сроки служб ТСН истекли, и они подлежат замене.

1.3 Потребители ПС «Сорокино»

1. Каширские городские электрические сети (ГорЭС).

2. Каширские распределительные электрические сети (РЭС).

3. ООО «Каширский кирпичный завод».

4. ОАО «Каширский литейный завод – Центролит».

5. ОАО» Ожерельевский комбикормовый завод».

Рост нагрузок ПС стабильный, вследствии динамичного развития городской инфраструктуры, а также увеличения производственных мощностей подключенных предприятий. Ожидаеться в недалеком будущем и подключение новых крупных потребителей в виде предприятия компании ООО РП «Новотранс».

1.4 Расчетные климатические и геологические условия района ПС

Расчетные климатические и геологические условия района ПС

2. Выбор числа и мощности трансформаторов

2.1 Построение графика электрических нагрузок ПС и проверка на устойчивость к систематическим и аварийным перегрузкам

На ПС «Сорокино» установлены два трансформатора типа ТРНДЦН-40000–110/10. Все потребители ПС – со стороны 10 кВ. Имеются потребители 1 категории. Поэтому в ходе реконструкции будут установлены также два трансформатора (применение трех и более трансформаторов экономически неоправданно).

В целях ограничения токов КЗ на низшей стороне, и для более удобного подключения большего числа потребителей – в ходе реконструкции будут установлены также трансформаторы с расщеплением низшей обмотки. Применение РПН – обязательное.

Выбор номинальной мощности трансформаторов начинается с построения графиков электрических нагрузок трансформатора в зимний и летний расчетный день. При построении графиков следует учитывать и работу компенсирующих устройств ПС (синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов и другие ИРМ – источники реактивной мощности). В нашем случае установка ИРМ не планируется.

Для построения графика нагрузки в расчетный день используют приборы учета электроэнергии на подстанции, где замеры потребленной активной и реактивной мощности производятся с периодичностью в один час соответственно ваттметром и варметром. В полученных значениях присутствует погрешность различных составляющих: измерительные трансформаторы тока, счетчики, каналы передачи информации измерений. При реконструкции будет усовершенствование система коммерческого учета электроэнергии с целью минимизации этих погрешностей.

В таблице 3.1.1 приведены данные суточных ведомостей нагрузок ПС за расчетные зимний (16.12.10) и летний (17.06.10) дни. Согласно «НТП ПС» при выборе трансформаторов на сооружаемых ПС следует учитывать тенденцию развития мощностей нагрузок подстанции на 25% за отрезок в 5–10 лет. Поэтому исходными для дальнейшего проектирования будут полученные нагрузки с учетом поправочный коэффициента развития К10 =1,25 в таблице (обозначены жирным шрифтом).

Данные суточных ведомостей нагрузок ПС за зимний и летний расчетные дни 2010 года и с учетом коэффициента развития нагрузок в течение 5–10 лет

Из таблицы 3.1.1 видно, что расчетный максимум нагрузки за год приходиться в зимний день в TMAX.Г =16 час и равен SMAX.Г = 69.8 МВа. По формуле Илларионова проверю целесообразность номинального напряжения питающей сети 110 кВ:

 кВ, (3.1.1)

Где L=10 км – длина отпаек в виде питающих ВЛ. PMAX.Г = 0,85· (SMAX.Г =69.8 МВа) = 59,33 МВа – ориентировочная суммарная активная мощность нагрузки.

По формуле (3.1.1) видно, что самое оптимальное напряжение из шкалы стандартных значений UОПТИМ.СТАНД = UНОМ.С = 110 кВ.

Значение допустимой аварийной перегрузки для двухтрансформаторной ПС равно 40% относительно номинальной мощности трансформатора, поэтому загрузка каждого из двух трансформаторов в нормальном режиме их раздельной работы выбирается приблизительно KЗАГР= 0,7 от максимума нагрузки ПС (SMAX.Ч =69.8 МВа).

Проверю на нагрузочную способность трансформаторы с действующей номинальной мощностью в 40 МВа по условию:

SНОМ.Т ≥ КЗАГР · SMAX.Ч; (3.1.2)

40 МВа ≤ 0,7·69,8 МВа=48,86 МВа; (3.1.3)

Условие не выполняется, а значит через 5–10 лет при отказе одного из двух трансформаторов будет наблюдаться аварийная перегрузка оставшегося в работе трансформатора более чем 40%, что запрещено [7]. Для дальнейших расчетов выбираю номинальную мощность трансформаторов на ступень выше, то есть в SНОМ.Т = 63 МВа каждый.

Тогда условие (3.1.2) выполниться: 63 МВа ≥ 0,7·69,8 МВа=48,86 МВа;

Проверка нагрузочной способности при систематической перегрузки:

При мощности двух трансформаторов в 63 МВа, а значит, суммарной мощности ПС SΣ.ПС =126 МВа никаких систематических перегрузок в течение года не будет, так 126 МВа > SMAX.Г = 69,8 МВа.

Проверка нагрузочной способности при аварийных перегрузках:

В данном случае в работе находиться один трансформатор мощностью 63 МВа, который (см. рисунок 3.1.1) в некоторые часы зимнего расчетного дня будет работать с некоторой перегрузкой, хоть и менее максимально допустимой в 40%, однако следует проверить будут ли превышать при этом температуры масла и обмоток допустимые значения, установленные [6]. Для дальнейшего расчета буду использовать лишь зимний график нагрузок.

Преобразовываю многоступенчатый график зимней нагрузки (рисунок 3.1.1) в эквивалентный двухступенчатый по износу изоляции. При этом к первой ступени эквивалентного графика S1.ЭКВ относятся все те ступени нагрузок, когда загрузка трансформатора KЗАГР£1, а ко второй ступени эквивалентного графика S2.ЭКВ – ступени нагрузок с KЗАГР>1.

Время аварийной перегрузки будет с 10 до 12 часов и с 14 до 22 часов зимнего дня, однако для упрощения расчетов беру ступень максимальной перегрузки – с 14 до 22 часов, то есть ровно 8 часов.

 МВа; (3.1.4)

 МВа; (3.1.5)

Нахожу: K1 - коэффициент начальной нагрузки, К’2 – коэффициент максимальной нагрузки, KMAX – коэффициент максимума графика нагрузки:

; (3.1.6)

; (3.1.7)

; (3.1.8)

В итоге получаю выражение (0.9 · KMAX < К’2), из которого следует что расчетный коэффициент перегрузки будет равен К2.РАСЧ = К’2 = 1,13.

Найду табличное значение допустимый коэффициент аварийной перегрузки К2.ДОП с исходными параметрами:

1. Эквивалентная температура окружающей среды Московской области

υ0=-10°С.

2. Ориентировочно выбран трансформатор с системой охлаждения «Д». 3. Время аварийной перегрузки h=8 часов.

4. Коэффициент начальной перегрузки К1 = 0,853.

В итоге получаю: К2.ДОП = 1,6.

Условия сравнения К2.РАСЧ и К2.ДОП:

Если К2.РАСЧ £ К2.ДОП, то оставшийся в работе трансформатор обеспечивает заданную нагрузку, при этом температуры масла и обмоток не превысят допустимые.

Если К2.РАСЧ > К2.ДОП, то следует выбрать трансформаторы большей мощности или отключить часть потребителей 3 категории, если они имеются.

В нашем случае К2.РАСЧ =1,13£ К2.ДОП=1, 6, а значит оставшийся в работе трансформатор обеспечивает заданную нагрузку, при этом температуры масла и обмоток не превысят допустимые.

Выбираю ориентировочно для дальнейших расчетов трансформатор типа ТРДН-63000/110/10.

2.2 Расчет температур масла и обмотки трансформатора при аварийных перегрузках

Для дальнейших расчетов необходима таблица предельных значений температур масла и обмоток, взятая из [6].

Значения предельно допустимых температур масла и обмоток трансформатора средней мощности в зависимости от режима перегрузок

Расчет температуры масла и обмотки трансформатора при аварийной перегрузки начинается с определения превышения температуры масла над температурой окружающей среды в установившемся режиме при загрузке K1 и К’2 по выражению:

, (3.2.1)

Где - номинальное значение превышения температуры масла над температурой окружающей среды.

=55 0С для системы охлаждения М и Д (наш рассматриваемый случай).

b = 4.9 – отношение потерь короткого замыкания (245 кВт) к потерям холостого хода (50 кВт) в выбранном трансформаторе.

X = 0.9 – показатель степени для системы охлаждения М и Д.

В итоге получаю для K1=0.88 и T1=15 часов:

; (3.2.2)

Для К’2=1.066 и T2=9 часов:

; (3.2.3)

Далее рассчитываю превышение температуры масла над температурой окружающей среды в переходном режиме по выражению:

, (3.2.4)

Где  – начальное для данной ступени нагрузки превышение температуры масла над температурой окружающей среды.

 – установившееся для данной ступени нагрузки превышение температуры масла над температурой окружающей среды.

Т – расчетный период нагрева.

=3 часа – постоянная времени нагрева трансформатора с системой охлаждения М и Д.

Расчет для эквивалентной ступени (смотри рис 3.1.2 – S2.ЭКВ=67.1 МВа).

==;

=;

Для Т=14,5 часов: ;

Для T=20 часов: ; Для Т=23 часов: ;

В момент времени 23:00 вторая загруженная ступень кончается, и из расчетов очевидно, что после 9 часов длительности ступени температура масла достигает своего максимального значения:

; (3.2.5)

Расчет для ненагруженной эквивалентной ступени (смотри рис 3.1.2 – S1.ЭКВ=55.5 МВа).

==;

== ;

Для T=24 часа (0 часов): ;

Для Т=5 часов: ;

Для Т=10 часов: ;

Для Т=14 часов: ;

В момент 14:00 заканчивается ненагруженная первая эквивалентная ступень и начинается вторая, с которой мы и начали расчет температуры масла. Вследствие перехода к нагруженной ступени, температура масла опять будет расти в течении 9 часов, поэтому именно в момент около 14 часов и достигается минимум температуры масла:

; (3.2.6)

Чтобы получить абсолютную температуру масла в какой либо момент времени необходимо суммировать соответствующую ему температуру масла над окружающей средой и саму эквивалентную температуру окружающей среды υ0 (υ0 = (-10)°С для г. Кашира). Для проверки допустимости абсолютной температуры масла возьму ее максимальное значение в момент T=23 часа:

; (3.2.7)

Сравниваю полученное значение со значением 1150С из таблицы 3.2.

Вывод: Максимально возможная в течение эксплуатации абсолютная температура масла (49,830С) не превышает предельно допустимое значение, указанное в [6].

Далее рассчитаю превышение температуры обмотки над температурой масла при коэффициенте загрузки K1 и К’2 по выражению:

, (3.2.8)

- номинальное превышение температуры обмотки над температурой окружающей среды.

=23 0С для трансформаторов с системой охлаждения М и Д.

Y= 0,8 – показатель степени для системы охлаждения Д.

; (3.2.9)

; (3.2.10)

Принимаю допущение, что температура обмотки изменяется по тому же закону, что и температура масла. Это значит, что и для расчета температуры обмотки достаточно прибавить к температуре масла рассчитанное значение , т.е.

Найду абсолютную максимальную температуру обмотки соответствующей в момент T=23 часа второй эквивалентной ступени:

; (3.2.11)

Сравниваю полученное значение со значением 1400С из таблицы 3.2.

Максимально возможная в течение эксплуатации абсолютная температура обмотки (75,310С) не превышает предельно допустимое значение, указанное в [6].

2.3 Расчет и сравнение потерь электроэнергии на подстанции до и после замены трансформаторов

Потери электроэнергии в трансформаторах складываются из потерь в стали и в обмотках вследствие их нагрева токами.

, (3.3.1)

где     – потери электроэнергии в стали трансформатора.

 – потери электроэнергии в обмотках трансформатора.

Расчет потерь в устанавливаемых трансформаторах ТРДН-63000/110:

Считая, что трансформаторы не отключаются в течение года, потери в стали для всех типов трансформаторов рассчитываются как

 , (3.3.2)

Где n=2 – число работающих на ПС трансформаторов.

- потери холостого хода.

= 8760 часов – число часов работы трансформатора в году.

Считаем нагрузочные потери в обмотках:

+ +,

Где - потери короткого замыкания.

 – ступени графика полных мощностей нагрузок в зимний период.

 – продолжительность соответствующих ступеней графика зимнего периода.

Z=200 – число зимних суток в году.

 – ступени графика полных мощностей нагрузок в летний период.

 – продолжительность соответствующих ступеней графика летнего периода.

L=176 – число летних суток в году.

В итоге, суммарные потери электроэнергии равны:

; (3.3.3)

Расчет потерь в прежних трансформаторах ТРНДЦН-40000/110:

Потери в стали:

, (3.3.4)

Где n=2 – число работающих на ПС трансформаторов.

- потери холостого хода.

= 8760 часов – число часов работы трансформатора в году.

Нагрузочные потери в обмотках:

+,

Где - потери короткого замыкания.

- ступени графика полных мощностей нагрузок в зимний период.

- продолжительность соответствующих ступеней графика зимнего периода.

Z=200 – число зимних суток в году.

 – ступени графика полных мощностей нагрузок в летний период.

- продолжительность соответствующих ступеней графика летнего периода.

L=176 – число летних суток в году.

В итоге, суммарные потери электроэнергии равны:

; (3.3.5)

Сравнение суммарных потерь электроэнергии в трансформаторах за год до и после реконструкции:

До реконструкции: ; (3.3.6)

После реконструкции: ; (3.3.7)

Сравнивая значения, делаем вывод, что потери электроэнергии в устанавливаемых в ходе реконструкции трансформаторах ТРДН-63000/110 будут меньше, чем были у прежних трансформаторов ТРНДЦН-40000/110.

Таким образом, делаем окончательный выбор трансформаторов в количестве 2 штуки типа ТРДН-63000/110. В таблице 3.3.1 указаны паспортные данные трансформатора.

Паспортные данные силового трансформатора

3. Выбор схем электрических соединений РУ ПС

3.1 Основные требования к схемам распределительных устройств

Выбор конкретной схемы соединений РУ при проектировании строительства или реконструкции ПС должен производиться исходя из требований, сформулированных в [1].

Требования к схемам РУ ПС:

1. Надежность снабжения всех ПС и надежность работы прилегающей сети. 2. Удобство эксплуатации, заключающееся в простоте и наглядности схем, снижающих вероятность ошибочных действий персонала, возможности минимизации числа коммутаций в первичных или вторичных цепях при изменении режима работы электроустановки.

3. Техническая гибкость, заключающаяся в возможности приспосабливаться к изменяющимся режимам работы электроустановки, в том числе при плановых и аварийно-восстановительных ремонтах, расширении, реконструкции и испытаниях.

4. Компактность размещения всей ПС.

5. Экологическая чистота окружающей среды.

6. Технически обоснованная экономичность.

7. Возможность автоматизации и дистанционного управления подстанцией, т.е. создания «цифровой» подстанции на основе стандарта МЭК №61250. При этом подстанция будет освобождена от постоянного присутствия обслуживающего персонала.

3.2 Выбор исполнения и схемы РУ напряжением 110 кВ

Размещение действующей ПС удовлетворяет «НТП ПС», поэтому при реконструкции будет выбрана та же площадка.

Исполнение РУ 110 кВ будет открытым (ОРУ) по нескольким причинам: 1. Город Кашира (место размещения) – малочисленный город с достаточной свободной территории. 2. Использование ОРУ более экономично, чем КРУЭ или ЗРУ. 3. Использование ОРУ дает удобства в плане расширения в перспективе. 4. Достаточно благоприятные условия окружающей среды.

Тип ПС – ответвительная. В соответствии с [6] для подобного типа ПС 35–220 кВ, с 4 присоединениями (2ВЛ+2 Т) допускается применять схемы «110–5Н» и «110–5АН» (схемы конфигурации «моста») для обеспечения секционирования. Данное инженерное решение было обосновано большой мощностью трансформаторов (63 МВа) для подобного типа ПС на номинальном напряжении 110 кВ.

Рассматриваемые для выбора схемы ОРУ 110 кВ

Переключения в схеме «110–5Н» при авариях: При аварии на одной из линий (к примеру – Л1) автоматически отключается выключатель (Q1) со стороны поврежденной линии и включается выключатель «моста» Q3. Тогда трансформатор (Т1) начинает получать питание от линии (Л2) и в итоге снабжение всех потребителей ПС продолжается. В случае аварии на одном из трансформаторов (к примеру – Т2) отключение «родного» блочного выключателя (Q2) приводит к отключению трансформатора и питающей линии (Л2). Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.

Рассмотрим схему «110–5АН»:

Особенность схемы «110–5АН» состоит в том, что при аварии в линии автоматически отключается поврежденная линия и трансформатор. При аварии на трансформаторе после автоматических переключений в работе остаются две питающие линии.

Учитывая, что аварии на трансформаторах происходят гораздо реже, чем аварии на линиях-то схема «110–5Н» более предпочтительна в эксплуатации.

Использование ремонтной перемычки в схеме «110–5Н» позволяет осуществлять транзит мощности, что необходимо для транзитных ПС. В нашем случае – ответвительная ПС, поэтому использование ремонтной перемычки нецелесообразно.

Вывод: Для ОРУ 110 кВ выбираю схему «110–5Н» без использования ремонтной перемычки.

3.3 Выбор исполнения и схемы РУ напряжением 10 кВ

РУ 10кВ будет выполнено в комплектных ячейках (КРУ) выкатного исполнения и размещено в двухэтажном кирпичном здании с двускатной крышей из металлочерепицы (ЗРУ). Строительство здания ЗРУ необходимо, так как количество ячеек КРУ превышает установленные [1] 15 штук. Ввод трансформаторов осуществляется через полимерные проходные изоляторы, установленные с внутренней стороне стены здания ЗРУ. Схема соединения РУ (смотри рис. 4.3.1) останется прежней: две системы сборных шин с секционированием, то есть 4 секции.

Секционные выключатели в нормальном режиме работы сети разомкнуты, тем самым, производя раздельную работу секций шин. Это необходимо для снижения значения токов короткого замыкания. Находящегося в отдельном шкафу устройство АВР осуществляет автоматическое управление секционными выключателями и при снижении напряжения на шинах 10 кВ ниже допустимого значения – осуществляет в течение 0,1 – 30 секунд подключение секций шин с помощью замыкания контактов этих выключателей, тем самым, обеспечивая надежность снабжения всех потребителей секций.

Производство ячеек КРУ и монтаж их оборудования (выключатели, ТТ и т.п.) будет осуществлять предприятие ЗАО «Промэнерго» (г. Чебоксары). Выбраны ячейки КРУ серии КРУ-2–10 двухстороннего обслуживания. Использование серии КРУ-2–10 особенно целесообразно на мощных ПС с номинальными токами шин 10 кВ свыше 2 кА, как и данный случай (предварительная оценка).

Технические характеристики КРУ-2–10 на напряжении 10 кВ

3.4 Выбор схемы СН ПС

Согласно [2] для обеспечения надежной работы устройств РЗиА и всей ПС рекомендуется использовать оперативного постоянного тока. Практика внедрения современных устройств РЗиА на микропроцессорной базе показала: На ПС с напряжением 35кВ и выше не обеспечивается быстродействие дифференциальной защитой силовых трансформаторов.

Практика и показывает внедрение на строящихся и реконструируемых ПС в качестве оперативного тока только постоянный (в крайних случаях выпрямленный). В итоге, выбираю постоянный оперативный ток также.

Согласно «НТП ПС», на всех ПС следует устанавливать как минимум два ТСН. Мощность одного ТСН не должна превышать 630 кВа. Предварительно примем, что СН ПС способный обеспечивать два ТСН (подробный расчет в пункте 6.9). Также согласно «НТП ПС», на ПС с постоянным оперативным током ТСН должны присоединяться через предохранители или выключатели к шинам РУ 6–35 кВ. В целях надежности срабатывания и удобства коммутаций, выбираю коммутацию через выключатель, установленной в ячейке КРУ-2–10.

Шины СН на напряжении 0,4 кВ будут секционированы автоматическим выключателем с устройством АВР. В качестве системы заземления сети 0,4 кВ принимаю систему TN-C-S (пятипроводная: три фазных провода, один провод – нулевой рабочий проводник, один провод – защитный проводник).

На рисунке 4.3.1 изображена схема соединения РУ 10 кВ и СН ПС (при предположении, что удовлетворят питание СН ПС именно два ТСН).

Рис. 4.3.1 Выбранная схема соединений РУ 10 кВ и СН ПС

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Основные сведения

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей ПС на термическую и динамическую стойкость, для выбора и оценки устройств РЗиА. При КЗ ток в месте повреждения резко увеличивается, а значит, происходит сверхдопустимый нагрев проводника, изоляции, что объясняет термическое разрушающее действие КЗ. Также токи КЗ опасны динамическим разрушающим действием (к примеру – сборные шины отдельных фаз). Расчётным КЗ для выбора аппаратов является трёхфазное КЗ, т. к. токи в этом случае имеют максимальные значения, а значит, и влекут за собой максимальное разрушающее действие.

При расчете токов КЗ принимаю допущения: – Расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5% выше номинального значения. – КЗ наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение. – Сопротивление места КЗ считается равным нулю (металлическое КЗ). – Не учитываю сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему. Источник питания принимаю единым в качестве системы (ЕЭС) с бесконечно большой полной мощностью SСИС = ∞. – Не учитываю ёмкости, а, следовательно, емкостные токи в воздушных и кабельных сетях. – Не учитываю токи намагничивания трансформаторов. – Напряжение системы (ЕЭС) остается неизменным. – Полная симметрия трехфазной системы. – Не учитываю увеличение суммарного тока КЗ со стороны электродвигателей более низких уровней напряжения, чем уровень напряжения точки КЗ.

Для проверки чувствительности устройств релейной защиты рассчитывается и минимально возможный ток короткого замыкания, на который защита должна быстро реагировать. Обычно, расчетным здесь является двухфазный ток короткого замыкания с учетом ремонтных режимов сети, при которых отключена часть источников питания и ветвей связи, для того чтобы этот ток КЗ через проверяемую защиту был минимальным.

Для расчета токов КЗ необходимо составить схему замещения рассматриваемой сети, то есть расчетную схему, в которой вводятся все элементы сети электроснабжения, и все электрические и магнитные связи представлены сопротивлениями. Генерирующие источники (в данном случае – система) вводятся в схему замещения соответствующими ЭДС, а пассивные элементы, по которым проходит ток КЗ, индуктивными и, при необходимости (при большой протяженности ЛЭП), активными сопротивлениями. В данном случае с длиной питающих отпаек ВЛ в 10 км можно пренебречь с достаточной для практических расчетов точностью величинами активных сопротивлений схемы замещения.

4.2 Расчет токов трехфазного КЗ

Расчетная схема и схема замещения для расчётов токов КЗ представлены соответственно на рис 5.1 и рис 5.2.

В качестве источника питания (системы) примем ВЛ «Каширская ГРЭС – Ожерелье», к которой присоединяется отпайки в виде ВЛ к ПС «Сорокино» с длиной LОТП=10 км. ЭДС системы принимаем равной EC= ∞, а сопротивление XC= 0. Удельное сопротивление каждой из двух питающих отпаек ХУД = 0,4 Ом/км.

На рисунке 5.2.1 изображена расчетная схема нахождения токов КЗ. На рисунке 5.2.2 – схема замещения.

Точка К1 – расчетная точка КЗ для стороны 110 кВ. Точка К2 – расчетная точка КЗ для стороны 10 кВ.

Рисунок 5.2.1 Расчетная схема нахождения токов КЗ

трансформатор подстанция электрический оборудование

Рисунок 5.2.2 Схема замещения для нахождения токов короткого замыкания

Расчет тока КЗ в точке К1 на стороне 110 кВ:

Система: SСИС= ∞; XСИС= 0; UНОМ.С = 115 кВ.

Воздушая линия:

Ом; (5.2.1)

В итоге, ток периодической составляющей трехфазного КЗ в точке К1 равен:

кА; (5.2.2)

Максимальный ударный ток КЗ в точке К1равен:

кА, (5.2.3)

Где КУ=1,92 – ударный коэффициент тока КЗ в месте РУ ВН ПС с трансформаторами средней мощности [16].

Расчет тока КЗ в точке К2 на стороне 10 кВ:

Система: SС= ∞; XС= 0; UНОМ.С= 115 кВ.

Воздушная линия:

 Ом, (5.2.4)

Где UНН.Т = 10,5 кВ – расчетное напряжение ступени КЗ в точке К2.

Трансформатор (с расщепленной низшей обмоткой):

 Ом; (5.2.5)

 Ом; (5.2.6)

 Ом; (5.2.7)

 Ом; (5.2.8)

В итоге, ток периодической составляющей трехфазного КЗ в точке К2 равен:

кА;

Максимальный ударный ток КЗ равен:

кА, (5.2.9)

Где КУ =1,85 – ударный коэффициент тока КЗ в месте РУ НН ПС с трансформаторами средней мощности [16].

Максимальные значения токов КЗ на ступенях 110 кВ и 10 кВ для выбора оборудования ПС

5. Выбор оборудования ПС

Для дальнейшего выбора силового оборудования, которое будет установлено на ПС, необходимо подчеркнуть экономическую целесообразность и удобство транспортировки при массовых заказах у единичных производителей. Основная часть силового оборудования будет поставляться компаниями: 1. ЗАО «ГК «Электрощит» – ТМ Самара» (г. Самара).  – Вакуумные выключатели 10 кВ и трансформаторы тока нулевой последовательности (ТТНП).

– Разъединитель горизонтально-поворотного типа 110 кВ. – Сухие ТСН и комплектные трансформаторные подстанции (КТПСН). 2. ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки). – Элегазовые выключатели колонкового типа 110 кВ – Жесткая ошиновка ОРУ-110 кВ. – Заземлитель наружной установки. – ОПН всех классов напряжения. – Разъединители внутренней установки (КРУ, КТП) 10 кВ.

5.1 Выбор и расчёт питающих ВЛ 110 кВ

Срок службы проложенных проводов отпаечных ВЛ подходит к концу, поэтому их замена также будет проходить в ходе реконструкции. Провода буду применять сталеалюминиевые марки АС в соответвтствии с [2]. При проектировании ВЛ до 500 кВ выбор сечения проводов проводиться по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности JЭК.

Для нахождения табличного значения JЭК из [7] для неизолированных алюминиевых проводов, необходимо рассчитать время использования максимума нагрузки TMAX:

, (6.1.1)

Где значения P0.ЗИМА и P0.ЛЕТО взяты соответственно за зимний и летний расчетный дни в t0.ЗИМА=0 час и t0.ЛЕТО=0 час. Аналогично берутся и остальные почасовые нагрузки из таблицы 3.1.1 с учетом приближенного cosφ = 0.85 и найденного из формулы (3.1.1) PMAX = 59.33 МВа. Значение ТMAX>5000 часов, поэтому JЭК=1 А/мм2.

Тогда сечение проводов марки АС:

А, (6.1.2)

Где IР.MAX – расчетный ток в максимальном режиме эксплуатации при SMAX.Г =69,8 МВа. Таким образом, беру ближайшее стандартное сечение провода 400 мм2.

Проверка выбранного сечения по другим условия: 1. По механической прочности: Для района ПС (по гололеду – II) сечение провода марки АС должно быть более 35 мм2. 2. По условию коронирования: Для UНОМ.С=110 кВ и при одножильном проводе сечение его должно быть более 70 мм2. 3. Согласно [2], на территории крупных городов необходимо прокладывать ВЛ с сечением не менее 240 мм2 на напряжении UНОМ.С=110 кВ.

4. По нагреву:

; (6.1.3)

, (6.1.4)

Где ток максимального режима равен

.

Поправочный коэффициент для фактической среднегодовой температуры в г. Кашира в 100С равен Kθ=1,15. Длительно допустимый ток для провода марки АС и сечения в 400 мм2 равен IДОП=825 А.

В итоге, все условия выполняются и окончательно выбираю питающие ВЛ марки АС-400/51. Производитель – ОАО «Электрокабель» (г. Кольчугино).

5.2 Определение необходимости ограничения токов короткого замыкания

Для определения необходимости ограничения токов короткого замыкания посредством установки токоограничивающих линейных или сдвоенных реакторов надо выполнить проверку на термическую стойкость отходящего кабеля фидера с наименьшим сечением (когда все кабели одного типа изоляции) или длительно-допустимым током.

Данные кабелей отходящих фидеров по секциям шин 10 кВ

Жирным шрифтом в таблице отмечены кабели минимального сечения из всех прочих. Это кабели сечением в 95мм2 с Б/м изоляцией. Существуют еще кабели из СПЭ-изоляцией, обладающие также сечением в 95 мм2, однако длительно допустимый ток (250 А против 205 А у кабелей с Б/м изоляцией) значительно выше. Принято решение расчет производить для обоих типов кабелей на их термическую стойкость.

Ток термической стойкости для кабелей с Б/м изоляцией:

кА, (6.2.1)

Где C – термический коэффициент, равный 100 кА2с/мм4 для Uном=10кВ. Та=0,065 с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в месте РУ НН ПС с трансформаторами средней мощности [16]. tОТКЛ = tОСН.РЗ + tПОЛН.ВЫКЛ – полное время протекания тока КЗ до его отключения. tОСН.РЗ = 0,01 с – заданное время действия основной РЗ линии. tПОЛН.ВЫКЛ = 0,05 с – полное время срабатывания выключателя типа ВВУ-СЭЩ-П-10. Именно этот тип выключателей на разные номинальные токи планируется устанавливать в ячейки КРУ-2–10.

Условие термической стойкости кабеля: IТ.СТ > IП.О.К2; Условие выполняется, так как IТ.СТ = 26,87 кА> IП.О.К2 = 16,17 кА.

Ток термической стойкости для кабелей с СПЭ-изоляцией: В соответствии с [20], кабель из СПЭ-изоляцией и сечением 95 мм2 способен выдерживать в течении времени протекания тока короткого замыкания tКЗ=1 сек порядка IКЗ.ПРЕД= 9,8 кА. Для нахождения предельного тока термической стойкости за реальное время отключения используем формулу:

кА; (6.2.2)

Условие термической стойкости кабеля: IТ.СТ.СПЭ > IП.О.К2 Условие выполняется, так как IТ.СТ = 27,72 кА> IП.О.К2 = 16,17 кА. Вывод: Нет необходимость ограничения тока КЗ установкой токоограничивающего реактора.

5.3 Замена кабелей отходящих фидеров с бумажно-масляной изоляцией на кабели из сшитого полиэтилена

Замена кабелей с Б/м изоляцией на кабели из СПЭ изоляции показывает свою состоятельность на практике уже давно. В таблице 6.3.1 показаны сравнительные характеристики кабелей, в которой видно, что по всем важнейшим параметрам кабели из СПЭ изоляции превосходят кабели с Б/м изоляцией. К тому же, в соответствии с [2], прокладка кабелей с Б/м изоляции запрещена.

Характеристики кабелей с различными видами изоляции

В таблице 6.3.2 показана замена кабелей отходящих фидеров с Б/м изоляции на эквивалентные им по нагреву рабочим током утяжеленного режима. Все кабели термически стойки к току КЗ точки К2 (смотри пункт 6.2). Прежние кабели из СПЭ-изоляции оставить без изменения. Марка всех кабелей из СПЭ изоляцией – АПвВнг-LS.

Расшифровка марки АПвВнг-LS: А – Алюминиевая жила. Пв – Изоляция из сшитого полиэтилена. Внг-LS – оболочка из поливинилхлоридного (ПВХ) пластиката пониженной пожароопасности. В соответствии с [2], следует прокладывать кабели из СПЭ-изоляции именно с такой оболочкой, то есть с индексом «Внг-LS» в обозначении марки кабеля.

Замена кабелей фидеров с Б/м изоляцией на кабели из СПЭ-изоляции марки АПвВнг-LS.

Расчет выбора кабеля марки АПвВнг-LS для наиболее загруженного фидера с Б/м-изоляцией и сечением 240 мм2 (в таблице 6.3.2 обозначены жирным шрифтом). Это фидер №14 «Каширские городские электрические сети», питающийся от секции №3 РУ НН 10 кВ. По полученным данным, максимальный рабочий ток этого фидера сечения равен IР.MAX=449,5 А.

Тогда по формуле (6.3.2) найду минимальное значение длительно допустимого тока кабеля марки АПвВнг-LS для данного фидера с целью нахождения сечения кабеля.

, (6.3.1)

где IДЛ.ДОП – табличное значение длительно допустимого тока кабеля.

Кабель берем одножильный. Прокладка – в плоскости.

КЭКР =1 – поправочный коэффициент на сечение медного экрана для одножильных кабелей с прокладкой пофазно в плоскости. Сечение медного экрана принято здесь стандартным в 35 мм2.

КГЛУБ =1,05 – поправочный коэффициент по глубине прокладке кабеля в земле на глубине в 0,7 метра.

КТ.ГР =1 – поправочный коэффициент по температуре грунта, принятого в 200С.

КС.ГР=1,14 – поправочный коэффициент по термическому удельному сопротивлению грунта, принятого в 0.7 км / Вт. KМФ = 1 – поправочный коэффициент на межфазное расстояние при прокладке в плоскости. В данном случае расстояние между фазами стандартно и равно 70 мм.

КN = 0,75 – поправочный коэффициент для групповой прокладки кабелей фидеров в земле. В данном случае количество кабелей превышает максимально установленные табличным значением (9 кабелей) и взято расстояние между осями центра средних фаз отдельных кабелей при прокладки в плоскости в 0,8 метра.

KТР =0,9 – поправочный коэффициент для прокладки одножильных кабелей в отдельных трубах.

KV =1,24 – поправочный коэффициент на температуру окружающего воздуха в 100С.

КПЕР =1,23 – допустимый коэффициент перегрузки кабеля при прокладке в земле.

Преобразовывая формулу (6.3.1), получаю что значение IДЛ.ДОП для одножильного кабеля должно быть не менее:

; (6.3.2)

А; (6.3.3)

Используя [20], выбираю одножильный кабель с алюминиевыми жилами сечением 185мм2 с IДЛ.ДОП = 365 А, проложенный пофазно в плоскости, в трубе, в земле на глубине 0,7 метра, с заземлением с двух сторон медного экрана сечением 35 мм2.

Аналогично, с теми же поправочными коэффициентами – произвел расчет для остальных кабелей с Б/м изоляцией. Результаты занесены в таблицу 6.3.2.

5.4 Выбор выключателей всех уровней напряжения ПС

5.4.1 Условия выбора выключателей

1. Выбор по номинальному напряжению:

UНОМ.ВЫКЛ ≥ UНОМ.РУ, (6.4.1)

Где UНОМ.ВЫКЛ - номинальное напряжение выключателя.

UНОМ.РУ – номинальное напряжение РУ, в котором будет установлен данный выключатель.

2. Выбор по току максимального утяжеленного режима:

IНОМ.ВЫКЛ ≥ IР.MAX, (6.4.2)

Где IНОМ.ВЫКЛ - номинальный ток выключателя.

IР.MAX – рабочий ток в максимальном утяжеленном режиме.

Сторона 110 кВ:

А; (6.4.3)

А; (6.4.4)

Цепи ввода и секционирования РУ 10 кВ:

А; (6.4.5)

А; (6.4.6)

Цепь наиболее загруженного фидера (фидер №14 – смотри пункт 6.3):

IНОРМ = 427 А; (6.4.7)

А; (6.4.8)

Расчетные рабочие токи на ПС

3. Выбор по коммутационной способности:

IНОМ.ОТКЛ ≥ IП.О.Т, (6.4.9)

Где IНОМ.ОТКЛ - номинальный ток отключения выключателя.

IП.О.Т – периодическая составляющая тока трехфазного замыкания к моменту времени Т расхождения контактов выключателя.

, (6.4.10)

Где - коэффициент относительного содержания апериодической составляющей тока КЗ в отключаемом токе. iА,Т – апериодическая составляющая тока КЗ к моменту Т расхождения контактов выключателя.

, (6.4.11)

Где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в зависимости от места КЗ [16]. tОТКЛ - полное время протекания тока КЗ до его отключения.

4. Проверка на электродинамическую стойкость:

IДИН.MAX ≥ IУД; (6.4.12) IДИН.ДЕЙСТВ≥ IП.О, (6.4.13)

Где IДИН.MAX - амплитудное значение тока электродинамической устойчивости выключателя. IДИН.ДЕЙСТВ – действующее значение периодической составляющей тока электродинамической стойкости выключателя.

5. Проверка на термическую стойкость:

; (6.4.14) ,  (6.4.15)

Где ВК – интеграл Джоуля.

IТ.СТ – предельный ток термической устойчивости выключателя. tТ.СТ – длительность протекания тока термической устойчивости.

Выбор выключателей на ОРУ-110 кВ

Схема соединения ОРУ – «110–5Н» (без ремонтной перемычки) предусматривает установку трех выключателей, в качестве которых выбираю элегазовые выключатели колонкового типа (в соответствии с рекомендациями [2]).

Характеристики элегазового выключателя на ОРУ-110 кВ

Выбор выключателей в КРУ-10 кВ

Схема соединения РУ 10 кВ – «C двумя системами шин и секционированием». В соответствии с рекомендациями [2], в качестве среды гашения дуги выключателя выбрать вакуум, а привод – пружинный. Выключатели вводные на секции (4 штуки) и секционные выключатели (2 штуки) выбираются с IНОМ.ВЫКЛ=3150 А > IР.MAX=2546,11 А.

Характеристики вводных и секционных вакуумных выключателей КРУ-10 кВ

Выключатели на отходящие линии выбираются с IНОМ.ВЫКЛ=1000 А > IР.MAX=449,5 А, где IР.MAX – ток максимального режима наиболее загруженного фидера (фидер №4 – секция №3).

Характеристики вакуумных выключателей на отходящие линии КРУ-10 кВ

Данный выключатель с IНОМ.ВЫКЛ=1000 А установлю в КРУ для защиты ДГР и ТСН, чьи токи максимального режима обычно не превышают 100 А.

5.5 Выбор разъединителей на всех уровнях напряжения

Выбор разъединителей производится:

– по конструкции, роду установки.

– по напряжению UНОМ.

– по току IНОМ.

– по электродинамической устойчивости.

– по термической устойчивости.

Выбор разъединителей на ОРУ-110 кВ

На ОРУ-110 кВ со схемой «110–5Н» (без ремонтной перемычки) требуется установить 6 штук разъединителей (с двумя заземляющими ножами) и 2 разъединителя (с одним заземляющим ножом). В соответствии с [2], будем применять разъединители горизонтально-поворотного типа с электроприводом типа РГП-СЭЩ.

Характеристики разъединителей на ОРУ-110 кВ

Выбор разъединителей в КРУ-10 кВ

В ячейках ввода на секции и в ячейках секционных выключателей будут установлены разъединители типа РВРЗ-2–10/4000 МУЗ.

Характеристики разъединителя типа РВРЗ-2–10/4000 МУЗ

В ячейках отходящих фидеров и в ячейках для защиты ТСН и ДГР будут установлены разъединители типа РВЗ-10/630 І МУХЛ2.

Характеристики разъединителя типа РВЗ-10/630 І МУХЛ2

5.6 Выбор измерительных трансформаторов на всех уровнях напряжения

Условия выбора

Выбор ТТ производится:

– по конструкции, роду установки.

– по номинальному напряжению UНОМ.

– по нагрузочной способности. – по номинальному току IНОМ. - по термической устойчивости. – по электродинамической устойчивости. – по предельной кратности тока при номинальной вторичной нагрузки.

Выбор ТН производится: – по конструкции, роду установки. – по номинальному напряжению UНОМ. - по нагрузочной способности.

Выбор ОЭИТ на ОРУ-110 кВ

В соответствии с [4], для схемы №110–5Н (без ремонтной перемычки) принято решение устанавливать в цепь моста с двух концов выключателя комбинированные оптоэлектронные трансформатора тока и напряжения (далее – ОЭТН). На линейных цепях – оптоэлектронные трансформаторы тока (далее – ОЭТ). Количество устанавливаемых ОЭТН – 6 штук. Количество устанавливаемых ОЭТ – 6 штук.

Характеристики ОЭТН типа NXVCT-115 и ОЭТ типа NXCT-115

Выбор ТТ в КРУ-10 кВ

Устанавливать ТТ буду типа ТЛО-10 производства ООО «Электрощит – К0» во все ячейки КРУ-2–10. Данный тип ТТ обладает несколькими преимуществами над остальными литыми ТТ других производителей:

1. В отличие от литых ТТ других производителей (к примеру: ТОЛ-СЭЩ от ЗАО «ГК «Электрощит» – ТМ Самара») линейка номинальных токов ТЛО-10 увеличена до 3150 А. 2. ТЛО-10 обладает более компактными габаритами. 3. Максимальные односекундные токи термической стойкости среди российских аналогов.

ТТ типа ТЛО-10 будут с тремя вторичными обмотками: измерительной обмотка для целей АИИС КУЭ с классом точности 0,2S; обмотка для подключения электронных счетчиков с классом точности 0,2S; обмотка (защитная) для подключения устройств РЗ с классом точности 5Р. РЗ будет выполнена на микропроцессорной основе с максимально возможной мощностью для ТТ в SMAX.РЗ=0,5 Ва.

В качестве измерительных приборов, с помощью которых будет осуществляться контроль за режимом работы ПС, будут взяты многофункциональные трехфазные микропроцессорные счетчики «ЕвроАльфа». С помощью этих счетчиков можно измерить с погрешностью 0,2S и отобразить на ЖК-дисплее все необходимые параметры электроэнергии: ток и напряжения по фазам, активная и реактивная потребляемые энергии, частота сети, коэффициент мощности. Многотарифность (4 тарифные зоны в день, 4 типа дней недели) позволяет точно и оперативно получать информацию о параметрах потребляемой энергии в соответствии с ее тарифом в тот или иной момент времени.

На рисунке 6.6.1 изображена схема соединения счетчика «ЕвроАльфа», производящего измерения в цепях ввода на секцию. Видно, что подключается счетчик через ТТ типа ТЛО-10 (его измерительную обмотку) и через измерительную обмотку ТН (предполагаемый тип НАМИ).

Проверка нагрузочной способности ТТ типа ТЛО-10 в цепях ввода: Номинальный ток вторичных цепей и счетчиков принят за I2 =5 А.

Максимально допустимая вторичная нагрузка обмоток SДОП = 50 Ва. Тогда найду максимально допустимое сопротивление этой нагрузки:

Ом; (6.6.1)

Схема соединения счетчика «ЕвроАльфа» через ТТ и ТН

Максимальная потребляемая мощность счетчика SMAX.СЧ =3,6 Ва. Сопротивление счетчика:

Ом; (6.6.1)

Общее сопротивление вторичной нагрузки также состоит из сопротивлений провода, соединяющего выводы обмотки ТТ с счетчиком, и сопротивления контактных соединений ZКОНТ= 0,1 Ом. Длина соединительных проводов от ТТ до приборов (в один конец) ориентировочно для РУ 6–10 кВ, кроме линий к потребителям (то есть в нашем случае), может быть принята около 40 метров.

Учитывая малое значение нагрузки электронного многофункционального счетчика SMAX.СЧ =3,6 Ва и максимально возможный ток счетчика в 10 А, примем провод алюминиевый с негорючей изоляцией марки АВВГнг и сечением SСЕЧ =2,5 мм2. Тогда сопротивление провода:

 Ом; (6.6.2)

В итоге, суммарное сопротивление вторичной нагрузки обмотки:

 Ом; (6.6.3)

Очевидно, что нагрузочная способность ТЛО-10 выполняется, то есть: ZДОП.ТТ (2 Ом) > Z2.РАСЧ (0,692 Ом).

Проверка по предельной кратности тока ТТ типа ТЛО-10 в цепях ввода:

, (6.6.4)

Где I1.НОМ.ТТ = 3000 А – номинальный ток первичной обмотки выбранного ТЛО-10 в цепях ввода с IР.MAX=2546,11 А. KРАСЧ – расчетное значение предельной кратности тока, где значение периодической составляющей тока КЗ в точке К2. KНОМ.ПРЕД - максимальное значение предельной кратности тока измерительной обмотки ТЛО-10.

Характеристики ТЛО-10 для цепей ввода и секционирования

Характеристики ТЛО-10 для отходящих линий

В итоге, полное обозначение выбранных ТТ типа ТЛО-10: Цепи ввода и секционирования: М8АС-0,2SFS10/5P10–10/5–3000/5 УЗ 40 Отходящие линии: М1АС-0,2SFS30/5P30–10/5–600/5 УЗ 40 Расшифровка: М1 и М8 – габариты ТЛО-10. А – выводные контакты вторичных обмоток на корпусе трансформатора расположены с торца. С – наличие крышки для защиты и пломбирования измерительной обмотки. 0,2S – класс точности измерительной вторичной обмотки FS30 и FS10 – коэффициенты предельной кратности по току для измерительной обмотки. 5Р – класс точности вторичной обмотки РЗ. 30 и 10 – коэффициенты предельной кратности по току для обмотки РЗ. 5 – номинальная вторичная нагрузка измерительной обмотки (Ва). 1 – номинальная вторичная нагрузка защитной обмотки (Ва). 3000 и 600 – номинальные первичные токи (А). 5 – номинальный вторичный ток (А). У – климатическое исполнение. 3 – категория размещения. 40 – ток односекундной термической стойкости.

Выбор ТН в КРУ-10 кВ

Как уже ранее было написано, предполагаются к установке ТН типа НАМИ-10–95 УХЛ2. Установка в отдельных шкафах с ОПН на каждой секции КРУ-10 кВ. Имеет две вторичные обмотки, питаемые на линейном напряжении 100 В. К одной обмотке ТН (измерительной) подключают счетчик «ЕвроАльфа», а к другой обмотке (защитная) – органы РЗ, такие как Реле напряжения. Вторичные обмотки заземляются.

Расшифровка НАМИ-10–95 УХЛ2: Н – трансформатор напряжения; А – антирезонансный; М – с масляной изоляцией; И – контроль состояния изоляции; 10 – уровень номинального напряжения (кВ); 95 – выпускается данный тип НАМИ с 1995 года; УХЛ2 – климатическое исполнение и категория размещения (1, 2).

Класс точности данного типа НАМИ равен 0,2, что позволяет их качественно использовать вместе с электронными счетчиками в целях создания АИИС КУЭ. На рисунке 6.6.1 показана схема соединения ТН с счетчиков, осуществляющим контроль за всеми параметрами сети с SMAX.СЧ =3,6 Ва. При классе точности 0,2 – предельная мощность вторичной обмотки SДОП =105 Ва. Очевидно, что по нагрузочной способности данный тип ТН удовлетворяет.

Характеристики ТН на стороне 10 кВ

5.7 Выбор предохранителя для защиты ТН

Для защиты ТН от токов КЗ в шкаф вместе с ними будут установлены три однофазных предохранителя серии VV-Thermo. Главное преимущество этих предохранителей серии VV являются стабильные времятоковые характеристики вследствие особой конструкции и замедленного старения плавкой вставки. В качестве наполнителя применяется кварцевый песок строгоопределенной грануляции и особого химического состава. Корпус в виде фарфоровой трубки покрыт глазурью. Герметичность обеспечивается износо-термостойкой прокладкой.

Возможно применение термоограничителя, который при кратковременных перегрузках не позволяет перегореть вставке. Будет применять термоограничитель серии T-D с ударной силой иглы в 80 Н. Эта игла приводит в движение разрывающий коммутационный механизм предохранителя при достижении критической температуры вставки в 120 0С. Данные предохранители выдерживают максимально возможный ток КЗ на стороне 10 кВ в 42,31 кА (максимальный ток отключения равен 50 кА). Учитывая коэффициент старения плавкой вставки КСТАР= 1,2, узнаю выполняется ли условие по отключению минимального двуфазного тока КЗ на шинах 10 кВ предохранителем:

; (6.7.1)

Значение минимального тока КЗ гораздо выше тока перегорания вставки, поэтому данный предохранитель беудет защищать ТН от тока КЗ. Ток перегорания вставки (минимально отключаемый ток) равен IMIN.ОТКЛ =25 А при номинальном токе вставки в 6 А.

Характеристики предохранителя для защиты ТН

5.8 Выбор режима нейтрали сети 10 кВ

Необходимо оптимально выбрать режим заземления нейтрали сети 10 кВ (способ заземления нейтрали), так как он определяет: 1. Ток в месте повреждения и перенапряжения на здоровых фазах при однофазном замыкании на землю (ОЗЗ). 2. Схему построения РЗ от ОЗЗ. 3. Уровень изоляции электрооборудования. 4. Выбор ОПН для защиты от перенапряжения. 5. Бесперебойность электроснабжения. 6. Допустимое сопротивление контура сопротивления ПС. 7. Безопасность персонала и электрооборудования при ОЗЗ.

Таким образом, очевидно, что выбор того или иного режима нейтрали влияет на значительное количество технических решений, которые необходимо принять при дальнейшем проектировании ПС.

Согласно [7], разрешены к использованию в России способы заземления нейтрали для сетей 6–35 кВ: 1. Изолированная (незаземленная) нейтраль источников питания. 2. Заземленная нейтраль с помощью дугогасящего реактора (ДГР). 3. Заземленная нейтраль с помощью высокоомного или низкоомного резистора. Кроме того, возможен режим смешанного заземления нейтрали через параллельное включение ДГР и резистора.

Режим изолированной нейтрали, как показала практика, несет опасность возникновения при ОЗЗ перенапряжений на здоровых фазах до трехкратного увеличения относительно номинального напряжения. Это часто ведет к пробою изоляции кабелей и проводов этих фаз, а значит к возникновению сложных видов коротких замыканий. Именно поэтому, на практике при проектировании новых ПС этот режим нейтрали уже не используется. Для определения оптимального способа заземления нейтрали сети 10 кВ необходимо узнать: 1. Тип сети 10 кВ. В данном случае – сеть преимущественно выполнена кабельными линиями (КЛ) для питания города Кашира и прилегающих промышленных предприятий. Помимо кабельных линий, есть передача электрической энергии посредством воздушных линий (ВЛ), установленных на металлических опорах. Таким образом, зная особенности типа сети, построю таблицу 6.8.1 с учетом [3] для дальнейшего выбора режима нейтрали.

Подходящие режимы нейтрали для данного типа сети.

2. Значения суммарного емкостного тока секций РУ НН 10 кВ.

Формула приближенного расчета емкостного тока:

Емкостной ток для ВЛ-10 кВ: ,       (6.8.1)                

Емкостной ток для КЛ-10 кВ: ,       (6.8.2)

Где UНОМ.С =10 кВ. LВЛ и LКЛ – длины кабельной и воздушной линий. К= 10 – поправочный коэффициент для кабелей с Б/м изоляции. К= 5 – поправочный коэффициент для кабелей из СПЭ-изоляции. По полученным данным от персонала ЭТЛ с согласия руководства филиала «Южные электрические сети» компании ОАО «МОЭСК» – известны полученные при опытах в ЭТЛ суммарные емкостные токи секций шин РУ 10 кВ на момент до реконструкции.

Суммарные емкостные токи секций РУ НН до реконструкции

Сравнивая формулы (6.8.1) и (6.8.2), видно, что после реконструкции с полной заменой КЛ с Б/м изоляции (около 80% по суммарной длине от всех КЛ) на кабели из СПЭ-изоляции – при этом суммарный емкостной ток вырастет в 2 раза на каждой КЛ. Таким образом, можно ввести поправочный коэффициент К=1,8 и тогда получу данные емкостных токов секций после реконструкции (таблица 6.8.3 – обозначены жирным шрифтом).

Суммарные емкостные токи секций после реконструкции

Вывод: Значения емкостных токов всех 4 секций превысят 10 А после реконструкции и учитывая преобладание КЛ в сети 10 кВ – выбираю способ заземления нейтрали через ДГР.

Выбор ДГР

В качестве ДГР буду использовать комбинированный ДГР (то есть совмещенный с трансформатором подключения в одном баке) типа ASRC, производимый чешской компанией «EGE». Особенности данного типа ДГР: – Автоматическое определение емкостного тока сети и его плавную автоматическую компенсацию (от 10% до 100% от тока компенсации). – Комплектование цифровыми регуляторами REG-DPA с высокой чувствительности по напряжению 3U0 (в диапазоне 0,1–120 В). Регулятор обеспечивает высокое удобство эксплуатации (вычисляет емкостной ток сети; активную составляющую в токе замыкания; отображает на дисплее резонансную кривую сети и в виде засечки на ней текущую позицию реактора; обеспечивает автоматическое слежение за изменением емкости сети). – Комплектование шунтирующим низковольтным резистором, который включается во вторичную силовую обмотку реактора напряжением 500 В, что дает возможность организовать автоматический поиск присоединения с ОЗЗ. Номинальный активный ток, создаваемый шунтирующим резистором только в поврежденном фидере, составляет не менее 10% от максимального тока компенсации ДГР. Допустимое время протекания номинального тока в шунтирующем резисторе варьируется в пределах 6–90 с. – Оснащение устройствами обогрева шкафа управления и привода, что обеспечивает эксплуатацию на ОРУ ПС без дополнительной защиты при зимних температурах до -45º С. – Оснащение газовом реле Бухгольца для контроля уровня масла в ДГР и защиты от внутренних повреждений, а также электроконтактные термометры для контроля температуры масла при работе в режиме ОЗЗ.

ДГР типа ASRC оснащен тремя обмотками: 1. Главная обмотка, которая изготавливается в соответствии с UНОМ.СЕТИ, QДГР и длительностью работы сети в режиме ОЗЗ. 2. Измерительная обмотка (U2.ИЗМ=100 В; I2.ИЗМ =3А) используется для автоматического управления ДГР и измерения величины напряжения на нейтрали U0. 3. Специальная обмотка (UСПЕЦ= 500 В; QСПЕЦ =0,1· QДГР в течение 90 сек) применяется для кратковременного включения шунтирующего резистора, создающего активную составляющую в токе поврежденного присоединения, что обеспечивает его селективное определение при наличии соответствующей РЗ.

Расчет мощностей ДГР:

При выборе мощностей ДГР, которые будет устанавливаться единично на каждой секции, следует подчеркнуть, что расчетный емкостной ток будет равен емкостному току каждой из двух систем шин, то есть в случае, когда секционные выключатели замкнуты (случай выхода из строя одного из двух силовых трансформаторов).

Таким образом, суммируя значения емкостных токов секций (№1 и №2) и секций (№3 и №4) из таблицы 6.8.3 – получаю расчетные значения емкостных токов для выбора ДГР:

IС.Σ.1 = 10,08 + 40,5 =50,58 А; (6.8.3)

IС.Σ.2 = 25,56 + 16,2 =41,76 А; (6.8.4)

Таким образом, нахожу мощности устанавливаемых ДГР.

Секции (№1; №3): QДГР.1 ≥1,25·5,77·IС.Σ.1=1,25·5,77·50,58 = 364,81 кВа, (6.8.5) Секции (№2; №4): QДГР.2 ≥1,25·5,77·IС.Σ.2=1,25·5,77·41,76 = 301,19 кВа, (6.8.6)

Где 1,25 – коэффициент с учетом развития сети 10 кВ. 5,77 – фазное напряжение сети 10 кВ. Из [21] выбираю ДГР одной мощности QДГР = 480 кВа. Мощность трансформатора подключения SНОМ.ТДГР ≥ QДГР и равна 500 кВа. Тогда мощность специальной обмотки для подключения резистора равна: QСПЕЦ =0,1· QДГР = 50 кВа. Диапазон токов компенсации ДГР от 8А до 83 А, то есть максимальное значение тока компенсации IL.MAX = 83 А. Номинальный активный ток резистора IR ≥ 0,1· IL.MAX и принять равным стандартному значению 10 А.

Характеристики ДГР

Марка кабеля, соединяющего ТДГР – АПвВнг-LS (3x16). Присоединение к секциям через КРУ серии КРУ-2–10 с выключателем типа ВВУ-СЭЩ-П-10–20/1000 У2.

5.9 Выбор ОПН

В качестве защиты оборудования ПС и ее изоляции от атмосферных и коммутационных перенапряжений нормативные документы разрешают использовать лишь ОПН (ограничители перенапряжения). В качестве рекомендаций [2], внешняя изоляция будет из полимерного материала. На ПС необходимо установить ОПН в количестве 32 штук: 1. На стороне 110 кВ – 8 штук. Из них 2 штуки – в нейтрали силовых трансформаторов параллельно с заземлителями. 6 штук – на тросы ввода трансформаторов. 2. На стороне 10 кВ – 24 штуки. 12 штук на каждую секцию в шкафах ТН и 12 штук на тросах выводов силовых трансформаторов. Таким образом, 12 штук ОПН будут во внутреннем исполнении, а остальные 20 штук – в открытом. Способ установки – «фаза-земля».

Для выбора типа ОПН на стороне 110 кВ необходимо найти наибольшее длительно допустимое напряжение на ОПН UНР.ОПН. Для данной ПС (не относиться к категории «особый случай» – смотри [15]) применима формула:

UНР.ОПН ≥ 1,05 ·UНОМ.Ф.СЕТИ = 1,05 ·63,51=66,69 кА, (6.9.1)

Где 1,05 – коэффициент запаса для сетей с эффективно-заземленной нейтралью. Используя сайт {5}, выбираю ОПН типа ОПН-П1–110/73/10/2 УХЛ1. Исполнение установки ОПН – на опоре линейного портала.

В качестве ОПН на стороне 10 кВ, устанавливаемые для защиты оборудования именно на ПС, компания ЗАО «ЗЭТО» предлагает ОПН типа ОПН-П1–10/12/10/2 УХЛ2. Исполнение установки ОПН – подвесное к тросам выводов трансформаторов.

Выбранные типы ОПН необходимо проверить по взрывобезопасности к максимальным токам КЗ, то есть IВЗ > IУД. Для стороны 110 кВ: IВЗ > 45,07 кА. Для стороны 10 кВ: IВЗ > 42,31 кА.

Характеристики ОПН ПС «Сорокино»

5.10 Выбор ТСН

В таблице 6.10.1 отображены потребители собственных нужд (СН) ПС и их суммарная нагрузка с учетом коэффициента спроса. Расшифровка обозначений таблицы: P – Номинальная активная мощность единичного потребителя СН (кВт). N – Количество единичных потребителей СН (шт.). PN - Суммарная активная мощность потребителя СН (кВт). КСПР – Коэффициент спроса на потребителя СН (о.е). cosφ – Коэффициент мощности потребителя СН (о.е). SРАСЧ – Расчетная нагрузка потребителя СН (кВа). SРАСЧ.Σ – Суммарная расчетная нагрузка всех потребителей СН (кВа).

Нагрузочные данные потребителей собственных нужд ПС

В соответствии с [1], очевидно, что на ПС будет достаточна установка двух ТСН. Их эксплуатацию можно осуществить следующими способами:

1. Один из двух ТСН питает всю нагрузку СН, а второй находится в автоматическом резерве.

2. Два ТСН работают совместно с загрузкой 50–70% от номинальной мощности ТСН. При этом секции шин 0,4 кВ питают нагрузку раздельно.

К установке принимаю второй вариант эксплуатации ТСН.

На реконструируемой ПС будет отсутствовать постоянный оперативный персонал, поэтому формула для выбора номинальной мощности ТСН такова:

SНОМ.ТСН ≥ SРАСЧ.Σ; (6.10.1) SНОМ.ТСН ≥ 184,48 кВа, (6.10.2)

Где SНОМ.ТСН – номинальная мощность ТСН. SРАСЧ.Σ =184,48 кВа – Суммарная расчетная нагрузка всех потребителей СН.

Таким образом, ближайшая стандартная мощность трансформатора равна 250 кВа. В соответствии с [2], ТСН будут с сухой изоляцией обмоток с установкой в комплектной двухтрансформаторной ПС СН.

Паспортные данные ТСН

Марка кабеля, соединяющего ТСН – АПвВнг-LS (3x16). Присоединение к секциям через КРУ серии КРУ-2–10 с выключателем типа ВВУ-СЭЩ-П-10–20/1000 У2.

Технические характеристики комплектной ПС СН

5.11 Выбор аккумуляторной батареи

В соответствии с [1], для получения постоянного оперативного тока на ПС 110 кВ и выше будут установлены две одинаковые аккумуляторные батареи (АБ) стационарной установки закрытого типа с жидким и экологически чистым диэлектриком, исключающими выделение водорода в режиме зарядки и исключающие содержание ядовитых ПХБ (полихлорированные бифенилы).

В соответствии с [2], на ПС будут установлены АБ типа Groe. Каждая из двух АБ будет находиться в отдельных блоках ОПУ. Емкость каждой из двух АБ сможет обеспечивать питанием всех потребителей СН в течение не менее 3 часов при отключенном зарядно-подзарядном устройстве (ЗПУ).

Для выбора модели АБ типа Groe, отличающееся между собой номинальной емкостью, необходимо рассчитать максимальное значение тока с низшей стороны ТСН. В случае отказа обоих ТСН, именно этот ток (ток суммарной нагрузки всех потребителей СН) каждая из двух АБ обязана генерировать своей емкостью даже без подзарядки от ЗПУ. Рассчитаем максимальный ток низшей стороны ТСН:

А; (6.11.1)

Выбираю АБ типа Groe модели SGL 31D с номинальной емкостью СНОМ =400 (А· час). Через 3 часа разряда емкость снизиться до 373 (А· час), таким образом, обеспечив требования [2].

Таблица 6.11.1 Технические характеристики АБ

5.12 Выбор шинных конструкций

Выбор жесткой ошиновки ОРУ – 110 кВ

В соответствии с [2], при реконструкции и строительстве ПС 110 кВ и выше рекомендуется использовать жесткую ошиновку РУ высшего напряжения вне зависимости от его исполнения. На практике ОРУ ПС выполняют только с жесткой ошиновки, которая обладает рядом преимуществ перед ошиновкой гибким сталеалюминиевым проводом. Преимущества жесткой ошиновки: 1. Сокращение площади ОРУ до 30%. 2. Снижение затрат при строительстве ОРУ: металлоемкость сокращается до 15%, расход железобетона до 20%. 3. Снижение объема строительно-монтажных работ и трудозатрат до 25% в зависимости от схемы соединений РУ. 4. Возможность быстрой замены шин при необходимости увеличения пропускной способности. 5. Ускорение сроков строительства ПС. 6. Высокая механическая прочность конструкции и электрических контактов соединений. 7. Долговечная наглядная фазировка порошковыми красками.

На рисунке 6.10.1 изображен общий вид фрагмента жесткой ошиновки, состоящей из: 1 – Шин в виде полых труб алюминиевого сплава 1915Т. Данный сплав позволяет добиться высокой проводимости при низкой металлоемкости. 2 – Токовые компенсаторы гарантируют высокое качество электрического соединения. Они играют роль экранов, устраняя возможность развития коронных разрядов и радиопомех. 3 – Соединение жестких шин между собой, а также шин с контактами оборудования осуществляется сертифицированными литыми шинодержателями и гибкими контактными из сталеалюминиевых проводов АС-400/51. 4 – Поддерживающая трубы шинная опора из полимерного материала. 5 – Прессуемый замок для болтового (несварного) соединения труб. Применение подобного соединения труб из-за отсутствия возможного отжига металла повысило прочность конструкции.

Рис. 6.12.1 Общий вид жесткой ошиновки определенной конфигурации

Расчет жесткой ошиновки ОРУ-110 кВ:

Выбираю для расчета жесткую ошиновку производства компанией ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки) на напряжение 110 кВ. Предназначение этой жесткой ошиновки для ОРУ в районе с характеристиками: Степень загрязнения изоляции оборудования – II. Район по гололеду – до III (расчетная толщина стенки гололеда до 20 мм). Район по ветру – II (расчетная скорость ветра до 40 м/сек). Диапазон рабочих температур воздуха – от (-60)0 С до 400С.

Сравнивая с данными из таблицы 2.4.1, делаю вывод о допустимости применения данной ошиновки для ОРУ ПС «Сорокино».

Трубы ошиновки выполнены из алюминиевого сплава 1915Т. Необходимые данные сплава 1915Т для расчета приведены в таблице 6.12.1.

Параметры трубчатых шин из сплава 1915Т

Ρ0 - удельное сопротивление шины данной марки сплава. Е – модуль упругости материала. bТ - допустимое напряжение материала. bВ – временное сопротивление разрыву материала (предел прочности). СТ - коэффициент термической стойкости материала при 700 С.

Проверка по нагреву током максимального режима:

, (6.12.1)

Где IДЛ.ДОП =925 А – длительно допустимый ток шины из сплава 1915Т для наружной установки при условиях: D = 70 мм – наружный диаметр трубчатой шины. d = 64 мм – внутренний диаметр трубчатой шины. Штиль, то есть скорость ветра равна нулю. Учет поглощение теплового потока солнечной радиации. Трубы неокрашенные порошковой краской.

Проверка по термической стойкости:

, (6.12.2)

Где SСЕЧ - сечение трубчатой шины, которую нахожу по формуле:

мм2; (6.12.3)

В =48.223 кА2с – интеграл Джоуля на стороне 110 кВ.

Проверка по электродинамической стойкости:

Первое условие: , (6.12.4)

Где bMAX – максимальное механическое напряжение в шине. bДОП - допустимое механическое напряжение как 70% от предела прочности.

; (6.12.5)

-коэффициент динамической нагрузки шин и изоляторов, определяемый по кривым (рис. 5 из [5]) в зависимости от отношения частоты собственных колебаний ƒ1 к промышленной частоте ƒС=50 Гц. Ударный коэффициент равен больше 1,6 (равен 1,92).

Примем тип балки с одним пролетом с поправочными коэффициентами: λ=8; β=1; r1=3,14.

Гц, (6.12.6)

где l = 6 метра – длина пролета шинной конструкции. J – момент инерции шин, который нахожу по формуле:

 м4; (6.12.7)

Тогда определяю по кривой (рис. 5 из [5]) значение при параметре (ƒ1/ ƒС = 5,2/50=0,104) и случае трехфазного КЗ. Получаю =0,55.

Определю момент сопротивления шин:

 м3; (6.12.8)

Расстояние между фазами а=2 метра.

Коэффициент расположения шинных конструкций КРАСП=1 для выбранного расположения шин в одной плоскости. Коэффициент формы для трубчатых шин равен КФ=1. Таким образом, нахожу максимальное механическое напряжение в шине, используя формулу (6.12.5):

МПа; (6.12.9)

Второе условие: , (6.12.10)

Где FРАЗР.Σ = 10 кН – минимальная разрушающая сила на изгиб выбранного типа шинных опор типа ШОП-110-Ш70–4 УХЛ1.

FРАСЧ – максимальная действующая нагрузка на шинную опору при трехфазном КЗ. Нахожу по формуле:

 Н; (6.12.11)

Проверка по условию коронирования:

, (6.12.12)

Где ЕMAX – наибольшая напряженность электрического поля у поверхности шин в зависимости от диаметра и расстояний между шинами. Определяю по формуле:

 кВ/см, (6.12.13)

Где UРАБ.MAX =126 кВ – рабочее максимальное значение напряжения сети. r0 = D / 2 =3,5 см – наружный радиус шины. АСР =1,26· а =252 см – среднегеометрическое расстояние между шинами.

Определяю начальную критическую напряженность:

 кВ/см,

где b= 1,1036 Па / 0 С – относительная плотность воздуха при температуре воздуха на ОРУ в 200 С.

Техническая характеристика жесткой ошиновки ОРУ-110 кВ

Техническая характеристика шинных опор жесткой ошиновки

Выбор и расчет шинных конструкций на стороне 10 кВ Соединение выводов низшего напряжения силовых трансформаторов с ЗРУ-10 кВ будет осуществляться шинным мостом.

Условия выбора шинного моста:

1. По нагреву максимальным рабочим током:

IДЛ.ДОП ·Кθ = 2650· 1,15 > IРАБ.MAX =2546,11А, (6.12.14)

Где IДЛ.ДОП=2650 А – для медных шин прямоугольного сечения с одной полосой на фазу и размером шины 120 мм ×10 мм. Кθ =1,15 – поправочный коэффициент при фактической температуре окружающей среды в 250 С и температуре в ЗРУ-10 кВ на уровне 100 С. IРАБ.MAX =2546,11А – рабочий максимальный ток цепи ввода на секции 10 кВ. 2. По экономической плотности тока:

мм2, (6.12.15)

Где IНОРМ=1818,65 А – ток нормального режима цепи ввода на секции 10 кВ. JЭК =1,8 А/мм2 – значение экономической плотности тока для медных шин при рассчитанном в пункте 6.1 ТMAX >5000 часов. Выбранные в предыдущем пункте медные шины с размером 120 мм ×10 мм обладают сечением 1197 мм2 и их применение экономически целесообразно.

3. По термической стойкости к трехфазному току КЗ:

, (6.12.16)

где B= 32.68 кА2 с – интеграл Джоуля на стороне 10 кВ. СТ =167  – коэффициент термической стойкости для медных шин.

4. По механической прочности:

; (6.12.17)

Определяю пролет между полосами шин:

м, (6.12.18)

Где ƒ0 =200 Гц – значение частоты, при которой будет исключен механический резонанс.

см4 – значение момента инерции шин прямоугольного сечения при горизонтальном расположении в плоскости.

В итоге, приму длину пролета равной L=1,2 м.

Найду расчетное механическое напряжение при трехфазном КЗ:

МПа,

где a=0,6 м – принятое расстояние между соседними фазами.

см3 - момент сопротивления шины. IУД = 42,31кА – значение ударного тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ.

Выбранные медные шины марки МГМ (медь голая мягкая) обладают допустимым напряжением материала δДОП =172 МПа.

Выбор опорных и проходных изоляторов на стороне 10 кВ

В РУ-10 кВ шины будут крепиться на опорных и проходных изоляторах с полимерной изоляцией. Общим условием выбора изоляторов является максимальная действующая нагрузка FРАСЧ при трехфазном КЗ:

Н; (6.12.19)

В отличие от опорного, проходный изолятор следует выбирать и по номинальному току шинного моста: IР.MAX= 2546,12 А < IНОМ=3150 А.

Технические характеристики опорных изоляторов РУ-10 кВ

Технические характеристики проходных изоляторов

5.13 Выбор заземлителей нейтрали силовых трансформаторов

Сеть 110 кВ функционирует в режиме эффективно-заземленной нейтрали, то есть необходимо нейтраль одного из двух силовых трансформатора (Т-1) заземлить, а нейтраль другого трансформатора (Т-2) – оставить нормально разземленной. Заземление нейтрали трансформаторов буду выполнять через специальный заземлитель типа ЗОН-110М – ІУХЛ1, для выбора которого следует рассчитать полный ток ОЗЗ на стороне 110 кВ.

кА, (6.13.1)

Где X1= X2 = 4 Ом – сопротивления прямой и обратной последовательностей, значения которых равны рассчитанному по формуле (5.2.1) значению XЛ. X0 = 3· X1=12 Ом – сопротивление обратной последовательности, значение которой приведено для двуцепной ВЛ.

Характеристики заземлителя нейтрали трансформаторов

Заключение

В данном дипломном проекте представлен проект реконструкции подстанции «Сорокино», отвечающий всем последним требованиям ряда нормативных документов, а также соответствует рекомендациям, указанным в Концепциях по технической политики таких компаний, как ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «МОЭСК», ОАО «МРСК Центр».

Анализируя суточные графики нагрузок по сезонам с учетом темпов развития роста электропотребления в регион, было решено увеличить номинальную суммарную мощность подстанции с 80 МВа до 126 МВа.

Изменению подлежал и режим нейтрали стороны 10 кВ вследствие установки дугогасящих реакторов на каждую секцию с целью компенсации емкостного тока.

Особым инженерном решением было внедрение оптоэлектронных измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ. Данная технология сертифицирована и в ряде документов носит рекомендательный характер к установке на энергообъектах. В проекте произведено исследование оптоэлектронных трансформаторов тока и напряжения, с помощью которого был сделан вывод о целесообразности их внедрения при реконструкции на подстанцию «Сорокино».

На основе анализа опасных и производственных факторов, которые могут возникнуть при эксплуатации подстанции, были предложены основные мероприятия, направленные на устранения или уменьшения их влияния.

В экономической части проекта рассчитаны ремонтные циклы электрооборудования подстанции.

Список используемых источников информации

1. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ (НТП ПС) – Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» (СТО 56947007 – 29.240.10.028–2009).

2. Концепция технической политики ОАО «МОЭСК» от приказа ОАО РАО «ЕЭС России» с 12.11.04 г. №660. 3. Техническая политика ОАО «МРСК Центра» от приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 26.10.2006 г. №270 р/293 р. 4. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35–750 кВ. Типовые решения – Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» 2007 г. 5. ГОСТ Р 52736–2007 – «Методы расчета электродинамического и термического действия короткого замыкания». 6. ГОСТ 14209–1997 – «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов». 7. Правила устройства электроустановок – 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003 год. 8. Злобина И.Г., Казакова Е.Ю., Шестакова Л.А. – Электрические станции и подстанции: Учебное пособие к выполнению курсового проекта. – ЧГУ, Чебоксары, 2008 год. 9. Леньков Ю.А., Хожин Г.Х. – Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей распределительных устройств электрических станций и подстанций: Учебное пособие. 10. Костин В.Н. – Электропитающие системы и электрические сети. Учебно-методический комплекс: Учебное пособие. – Санкт-Петербург, 2007.

11. Иванов А.В., Колчин Т.В. – Методическое пособие по расчету систем оперативного тока, собственных нужд, заземляющих устройств и молниезащиты подстанций 35 кВ и выше. – Н. Новгород, 2000.

12. Гайсаров Р.В-Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов: Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию. – Челябинск, 2002.

13. Положение о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» от приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 04.08.2010 г. №110 п. 8.

14. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. – Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989.

15. ГОСТ Р 52725–2007 – «Ограничители перенапряжений нелинейные для электроустановок переменного тока напряжением от 3 до 750 кВ».

16. ГОСТ Р 52735–2007 – «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ». 17. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. – М.: СПО ОРГРЭС, 2003.

18. Руководство по эксплуатации: Шкаф микропроцессорной защиты и автоматики трансформатора 110–220 кВ типа «Бреслер ШТ. 2108.***».

19. «13Б Руководящих указаний по релейной защите». – М.: 1985 год.

20. Руководство пользователю компании ABB – Кабельные системы с изоляцией из сшитого полиэтилена.

21. Дугогасящие реакторы 6–35 кВ. Техническая информация от компании ООО «Энерган» (г. Санкт-Петербург)

22. Синягин Н.Н. – Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики. – М.: Энергоатомиздат, 1984.

23. Презентация компании «ПроЛайн» – «Применение оптических высоковольтных измерительных трансформаторов на сетевых объектах 110–750 кВ». 24. Гуртовцев А. – статья из журнала «Новости Электротехники» №5 (59) 2009 год: «Оптические трансформаторы и преобразователи тока. Принципы работы, устройство, характеристики».

25. Кушкова Е.И – Расчет заземляющих устройств в установках с эффективно-заземленной нейтралью.: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию. – ВятГТУ, Киров, 2000 год.

26. Власов М., Сердцев А. – статья из журнала «ЭнергоРынок» №10 (2006): «Высоковольтные оптические преобразователи для систем измерения и анализакачества электрической энергии».

27. Власов М., Сердцев А. – статья из журнала «Энергоэксперт» №1 (2007): «Оптические трансформаторы: Первый опыт».

28. Власов М., Воронков М. – статья из журнала «Релейщик» №1 (2008):

«Построение систем РЗиА и АИИСКУЭ на базе оптических трансформаторов тока и напряжения с цифровым интерфейсом».