Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 28
|
ВВЕДЕНИЕ Электроэнергетика, как отрасль промышленности страны, в результате различных видов деятельности общества получила ведущее место. Недаром уровень развития современной цивилизации определяется количеством потребляемой электрической энергии на душу населения. Так, с повышением научно-технического прогресса, электрическая энергия становится одним из основных и дешевых видов энергии. В настоящее время наблюдается значительный рост механизации и автоматизации сельского хозяйства, значительное увеличение числа бытовых приборов, как следствие, значительный рост электрических нагрузок и потребления электроэнергии. Поэтому современная электроэнергетика должна базироваться на новой технической основе, что требует совершенствования организации и оперативного управления процессом производства и передачи электроэнергии. Вместе с тем необходимо повышать экономическую эффективность данной отрасли за счет улучшенного использования имеющегося оборудования и по возможности модернизации устаревшего. Необходимо постепенно выводить из эксплуатации изношенное и устаревшее оборудование с заменой его на современное. При строительстве новых энергообъектов необходимо применять последние достижения в области электроэнергетики. Также необходимо уделять больше внимания вопросам связанным с качеством электроэнергии и надежностью снабжения ею потребителей. В дипломном проекте рассматривается реконструкция подстанции «Городская», связанная с увеличением мощности подстанции, проведен анализ режимов системы произведена замена трансформаторов на более мощные, замена устаревшего коммутационного оборудования на современное и надежное расчет релейной защиты трансформаторов, рассмотрены вопросы безопасности и экологичности. 1 Краткая характеристика Тывинской энергосистемы 1.1 Экономико-географическая характеристика республики Тыва Республика Тыва расположена на юге Восточной Сибири, в географическом центре азиатского материка, территория республики равна 168,6 тыс. км2
. На западе граничит с Республикой Алтай, на северо-западе и севере - с Красноярским краем и Республикой Хакасия, на северо-востоке – с Иркутской областью и Республикой Бурятия, на юге и востоке – с Монголией (рисунок 1.1). Население составляет 306 тыс. человек, столица − г. Кызыл, образован в 1914 году. Рисунок 1.1 − Республика Тыва Тыва − горная республика, с чередованием высоких хребтов и глубоких котловин. Горы занимают 82 % территории республики. Сельскохозяйственные угодья составляют 21,5 % территории, однако преобладающее место в лесах занимают насаждения, отличающиеся низкой производительностью. Основные природно-климатические зоны: тундровые плоскогорья с вечной мерзлотой, таёжные массивы, соединяющиеся со степью и пустыней. В рельефе западной и центральной части республики выделяется Тывинская котловина, окруженная хребтами Западного Саяна, Шапшальским, Цаган-Шибэту, Танну-Ола и горами восточной Тывы. К юго-западу от хребта Цаган-Шибэту располагается наиболее высокий в Тыве горный массив Монгун-Тайга (3970 м). В пределах восточной, наиболее приподнятой части, находятся юго-западные склоны Восточного Саяна, Тоджинская котловина, Восточно-Тувинское нагорье с хребтом Академика Обручева и нагорье Сангилен. Для северо-востока и востока республики характерны таёжные леса, сухие степи в Тувинской и полупустынные ландшафты в Убсунурской котловинах, горные тундры в высокогорье. На территории республики протекают около восьми тысяч рек, среди которых наиболее крупными являются Енисей и Хемчик, имеются 11 солено-грязевых и более 8 пресных озер общей площадью более 300 км2
. Климат резко-континентальный, в летнее время температура воздуха может подняться до плюс 40 o
С, зимой температура понижается до минус 50 С. Лето часто бывает засушливым, зима в основном малоснежная. В недрах Республики Тыва сосредоточены значительные запасы руд, содержащих серебро, золото, висмут, медь, никель, кобальт. Имеются предпосылки для создания высокорентабельного горно-металлургического производства по глубокой переработке рудных концентратов месторождений редких видов металлических руд. Ресурсный потенциал республики по золоту оценивается в 500 т, из которых 200 т сосредоточено в россыпных месторождениях. К наиболее ценным видам сырья республики, имеющим большое значение как для Тувы, так и для страны в целом, следует отнести каменный уголь, руды железа, цветных, благородных и редких металлов, сырье для химической промышленности, строительные материалы. В настоящее время введены в хозяйственный оборот только ресурсы угля асбеста, используют нерудные материалы для нужд строительства. Промышленность является одной из базовых отраслей экономики, которая в значительной мере влияет на тенденцию развития созданного валового регионального продукта республики. Ведущими отраслями промышленности республики являются: цветная металлургия (добыча кобальта и золота), электроэнергетика и пищевая промышленность. Выпуском промышленной продукции занимаются около 300 предприятий и подсобных промышленных производств при непромышленных организациях. Цветная металлургия. Значительное увеличение объёмов продукции в последние годы в целом по промышленности достигнуто за счёт роста производства на 33,3 % в цветной металлургии. Из цветных металлов в настоящее время добывается только золото. Основными предприятиями золотодобычи в республике являются старательные артели. Электроэнергетика. Доля электроэнергетики в промышленном производстве составляет 28,6 %. Выработка электроэнергии осуществляется Кызылской ТЭЦ. Пищевая промышленность. Доля отрасли в промышленном производстве составляет 21,3 %. В республике производятся хлебобулочные, кондитерские, макаронные, колбасные, ликёроводочные изделия, мясная продукция. 1.2 Электроснабжение Республики Тыва Внешнее электроснабжение Тува осуществляется по двум ВЛ 220 кВ: − «Шушенская опорная − Туран − Кызыл» от Красноярской энергосистемы общей протяженностью 307 км; − «Абаза − Ак-Довурак» протяженностью 221 км от Хакасской энергосистемы. Собственные источники генерирующей мощности − Кызылская ТЭЦ установленной мощностью 17 МВт. Тувинская энергосистема связана с Западными электрическими сетями Монгольской народной республики по ВЛ 110 кВ «Чадан − Хандагайты − Улан-Гом». Расчеты, установившихся режимов электроэнергетических систем и сетей (ЭЭС) составляют значительную часть общего объема исследований, выполняемых при решении задач эксплуатации, развития и проектирования ЭЭС. Анализируя результаты этих расчетов, можно получить ответы на следующие практически важные вопросы: осуществим ли данный режим, т. е, возможна ли передача по рассматриваемой электрической системе (сети) данных мощностей; не превышают ли токи и мощности в элементах ЭЭС допустимых (предельных) значений; не выходят ли напряжения в узловых точках за заданные пределы; каковы потери активной мощности в сети; как влияет отключение или включение новых элементов ЭЭС (генераторов, нагрузок, линий электропередачи и т. д.) на потокораспределение в расчетной схеме ЭЭС, уровни напряжений и потери. Наряду с решением перечисленных вопросов расчеты установившихся электрических режимов необходимо проводить для проверки допустимости режима при оперативной оценке текущих состояний и оперативном (до суток) управлении или, при краткосрочном (неделя, сутки), долгосрочном (квартал, год) и перспективном (до 3−5 лет) планировании режимов, при разрешении заявок (нa ремонты основного оборудования ЭЭС и решении ряда других вопросов. Их особое место в общем комплексе режимных расчетов определяется тем обстоятельством, что они имеют не только указанное выше самостоятельное значение, но также являются исходными или основой для более сложных расчетов, выполняемых при оценке и планировании потерь электроэнергии, оптимизации режимов, анализе статической и динамической устойчивости, при определении токов коротких замыканий и ряда других задач. эксплуатации и проектирования ЭЭС. В данной дипломной работе для расчета установившегося режима электроэнергетической системы используется программно-математический комплекс REGIM. Рисунок 2 – Схема замещения линии электропередачи Исходными данными являются марка провода; Удельное индуктивное сопротивление провода определим по выражению [4],Ом/км где Величина среднегеометрического расстояния между фазными проводами при горизонтальном расположении определим по выражению, м Фактический радиус многопроволочных проводов определим по выражению, мм где Полное сопротивление линии, Ом Активной проводимостью пренебрежем, так как номинальное напряжение линии менее 220 кВ. Реактивная проводимость линии, мкСм Исходные параметры линий приведены в таблице 2. Таблица 2 − Исходные параметры линий Расчетные параметры линий приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1− Расчетные параметры линий Так как на подстанции «Городская» 110/35/10 осуществляется реконструкция то в связи с увеличением нагрузки нужно заменить трансформаторы на более мощные. Полная мощность, предаваемая в режиме максимальных нагрузок, где Тогда мощность трансформатора составит, МВ·А По справочным материалам выбираем 2 трансформатора ТРДН-25000/110. Определим коэффициент загрузки, % где Коэффициент загрузки не должен превышать величины 60–70 %; в рассмотренном случае это условие выполняется. Определим коэффициент аварийной перегрузки, % Коэффициент аварийной перегрузки не должен превышать величины 130–140 %; в рассмотренном случае это условие выполняется. В таблице 2.6 приведены каталожные параметры трансформаторов [1]. Таблица 2.2 − Параметры трансформаторов В таблице 2.3 приведены каталожные параметры автотрансформаторов. Таблица 2.3 – Параметры автотрансформаторов Параметры нагрузок максимального режима представлены в таблице 2.4. Таблица 2.4 − Параметры нагрузок максимального режима Параметры нагрузок минимального режима представлены в таблице 2.5. Таблица 2.5 − Параметры нагрузок минимального режима Параметры генерирующих узлов представлены в таблице 2.6 Таблица 2.6 − Параметры генерирующих узлов Из результатов расчета нормального режима, представленных в приложении А, видно, что напряжения в узлах не соответствуют норме, что отображено в таблице 2.7. Таблица 2.7 – Значения напряжений в узлах в нормальном режиме В килловольтах Заниженные значения напряжения в узлах в максимальном режиме – это следствие того, что в данной системе имеет место дефицит реактивной мощности. Для поддержания напряжения на ПС городская необходимо установить БСК мощностью 25 Мвар. БСК можно установить на стороне как ВН так и НН, пересчитав режим с учетом батарей конденсаторов, полученные параметры режима сведем в таблицу 2.8. Таблица 2.8 – Значения напряжений в узлах в и потерь мощности в системе в нормальном режиме с установкой БСК на ПС Городская в киловольтах Под послеаварийным режимом будем принимать два крайних случаях, когда отключаются работающие линии Шушенская – Туран (15-14) , и Абаза Ак-Довурак (1-2). В данной системе функционирует устройство автоматического ограничения снижения напряжения УАОСН, которое полностью отключает нагрузку при снижении напряжения ниже допустимого в максимальном режиме на подстанциях Городская и Кызыл, все расчеты сведем в таблицы. Значения напряжений в узлах в максимальном послеаварийном режиме с установкой БСК 110 кВ на подстанции Городская представлены в таблице 2.9 Таблица 2.9 – Значения напряжений в узлах в максимальном послеаварийном режиме с установкой БСК 110кВ на подстанции Городскаяв киловольтах Значения напряжений в узлах в минимальном послеаварийном режиме представлены в таблице 2.10 Таблица 2.10 – Значения напряжений в узлах в минимальном послеаварийном режиме в киловольтах Анализируя полученные результаты установка БСК привела к уменьшению потерь мощности, повышения ее качества и осуществимости режима. 3 Расчет токов коротких замыканий 3.1 Определение параметров схемы замещения Для расчета на ЭВМ определяю активные и индуктивные сопротивления элементов в именованных единицах, приведенных к средне-номинальному напряжению защищаемого объекта. Сопротивления схемы замещения прямой последовательности вычисляют по формулам (см. раздел 2.1). Сопротивление нагрузок, Ом n – количество линий (цепей). Для энергетических систем где Сопротивление нулевой последовательности линий В минимальном режиме системы произойдут следующие изменения Рисунок 3 – Схема замещения с нанесенными параметрами Исходные данные для расчетов токов КЗ в программе TKZ 3000 представлены в приложение Б. Результаты расчетов токов коротких замыканий приведены в приложении В. 4 Выбор электрооборудования 4.1 Расчет токов в цепях трансформатора Ток нормального режима на стороне высшего напряжения, А Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима на стороне высшего напряжения, А Ток нормального режима на стороне низшего напряжения, А Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима на стороне низшего напряжения, А 4.2 Выбор выключателей В общих сведениях о выключателях рассматриваются те параметры, которые характеризуют выключатели по ГОСТ 687-78Е. При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, например допустимо производить выбор выключателей только по важнейшим параметрам [6]: − по напряжению установки; − по длительному току. После выбора выключателя, его проверяют по ряду условий: − на симметричный ток отключения; − возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ; − на электродинамическую стойкость; − на термическую стойкость. 4.2.1 Выбор выключателей на стороне высшего напряжения По условиям выбора подходят отечественные элегазовые выключатели типа ВГТ-110 ІІ-20/2500-УХЛ 1 [8]. Основными преимуществами выключателя являются: высокая коррозионная стойкость покрытий, применяемых для стальных конструкций выключателя; высокий коммутационный ресурс в 2−3 раза превосходящий коммутационный ресурс лучших зарубежных аналогов (в расчете на каждый полюс), в сочетании с высоким механическим ресурсом, повышенными сроками службы уплотнений и комплектующих обеспечивают при нормальных условиях эксплуатации не менее чем 25-летний срок службы выключателя до первого ремонта. Характеристики выключателей приведены в таблице 4.1 Таблица 4.1 – Характеристики выключателя ВГТ-110 ІІ-20/2500-УХЛ 1 Условия выбора – по напряжению установки, кВ – по длительному току, А Выбранный выключатель необходимо проверить по вышеперечисленным условиям, проверку будем вести по току трехфазного короткого замыкания. Проверка по отключающей способности: − на симметричный ток отключения, кА Считаем, что подстанция связана с системой бесконечной мощности, тогда − возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ, кА где Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов [9, с. 82], кА где Наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов, с где Тогда, кА Проверка на электродинамическую стойкость, кА Ударный ток короткого замыкания, кА где тогда Проверка на термическую стойкость, кА2
·с Тепловой импульс тока КЗ, кА2
·с реконструкция подстанция трансформатор энергосистема где Тогда, кА Выключатель удовлетворяет всем условиям проверки. 4.2.2 Выбор выключателей на стороне низшего напряжения Так как токи длительного режима работы в цепях трансформатора на низшем напряжении могут достигать двух тысяч ампер, то, следовательно, необходим выключатель, способный длительно выдерживать такие нагрузки. Данным требованиям удовлетворяет выключатель типа ВВСТ-3АН (таблица 4.2). Таблица 4.2 – Характеристики выключателя ВВСТ-3АН-1 Результаты расчета сведем в таблицы 4.3, 4.4. Таблица 4.3 – Результаты расчета Таблица 4.4 – Условия выбора и проверки Данный выключатель удовлетворяет всем условиям. 4.3 Выбор разъединителей на стороне высшего напряжения Выбор и проверку разъединителей осуществляется по следующим параметрам: − по напряжению установки; − по току; − по электродинамической стойкости; − по термической стойкости. Выберем разъединитель типа РПД-2-110/1600-УХЛ1 (таблица 4.8) [12] с моторным приводом. Основными преимуществом данного разъединителя по сравнению с аналогами является максимальная заводская готовность: разъединитель поставляется в собранном и отрегулированном виде. Таблица 4.8 – Характеристики разъединителя РПД-1-110/1600-УХЛ1 Проверка разъединителя: − по напряжению установки, кВ – по длительному току, А Проверка на электродинамическую стойкость, кА Ударный ток КЗ составляет 5,25 кА, тогда по условию выбора Проверка на термическую стойкость, кА2
·с Тепловой импульс тока КЗ 1,14 кА2
∙с, тогда по условию выбора Разъединитель удовлетворяет всем условиям проверки. Выбор разъединителей на стороне низшего напряжения не проводим, так как предполагается использование существующих ячеек с разъединителями втычного типа. 4.4 Выбор измерительных трансформаторов Для выбора измерительных трансформаторов необходимо определить количество измерительных приборов и их характеристики (таблица 4.9). Таблица 4.9 – Виды измерительных приборов и места их установки В настоящее время на подстанции для учета электроэнергии установлены старые счетчики типа СР4У-И673М, данные счетчики имеют класс точности 2,5. Но для коммерческого учета электроэнергии необходимо использовать приборы с классом точности 0,5. Следовательно, необходимо произвести замену счетчиков. Примем к установке современные счетчики электроэнергии фирмы ELESTER типа А1700. Данные счетчики одновременно способны вести учет как активной, так и реактивной электроэнергии. 4.4.1 Выбор трансформатора тока на высшем напряжении Трансформаторы тока выбирают − по напряжению установки; − по току; − по электродинамической стойкости; − по термической стойкости; − по вторичной нагрузке. К установке на высшем напряжении можно принять элегазовый трансформатор тока типа ТРГ-110 (таблица 4.10) [13]. Применение в качестве главной изоляции элегаза делает трансформатор тока практически не повреждаемым в процессе эксплуатации. Данный трансформатор тока пожаро и взрывобезопасен, в нем отсутствует внутренняя твердая изоляция, что снижает уровень частичных разрядов до минимума и повышает его надежность. Необходимо выполнить проверку по перечисленным выше условиям. Характеристики трансформатора тока ТРГ-110 (таблица 4.11). Таблица 4.10 – Характеристики трансформатора тока ТРГ-110 Проверка трансформатора тока по напряжению установки, кВ При выборе трансформатора тока желательно, что бы первичный номинальный ток был как можно ближе к току нагрузки, что способствует повышению качества измерений. Трансформатор тока может длительно выдерживать ток в 1,2 раза превышающий его номинальное значение. Проверка трансформатора тока по току нагрузки, А Проверка на динамическую стойкость, кА Ударный ток КЗ составляет 6,61 кА, тогда по условию проверки Проверка на термическую стойкость, кА2
∙с Тепловой импульс тока КЗ составляет 1,14 кА2
∙с; тогда по условию проверки Проверка по вторичной нагрузке [6, с. 374] где Оценим сопротивление приборов подключенных к вторичной обмотке (таблица 4.11). Таблица 4.11 – Вторичная нагрузка трансформатора тока Наиболее загруженными фазами являются фазы А и С. Сопротивление приборов, Ом где Сопротивление контактов, Ом Допустимое сопротивление соединительных проводов, Ом Сечение соединительных проводов, мм2
где По условию прочности для алюминиевых проводов сечение не должно быть менее 4 мм2
[6, с. 375]. Сопротивление соединительных проводов, Ом Суммарное сопротивление, подключенное ко вторичной обмотке трансформатора тока, Ом Тогда Данный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям. Во вводах силового трансформатора на высшем напряжении имеются встроенные трансформаторы тока (таблица 4.12) [14, с. 320]. Таблица 4.12 – Параметры встроенных трансформаторов тока 4.4.2 Выбор трансформаторов тока на низшем напряжении К установке на низшем напряжении можно принять трансформатор тока типа ТШЛ–10 (таблица 4.13) [15]. Таблица 4.13 – Характеристики трансформатора тока ТШЛ-10 Условия выбора и проверки сведем в таблицу 4.14, за исключением условия проверки по вторичной нагрузке. Таблица 4.14 – Условия выбора и проверки Оценим сопротивление приборов во вторичной обмотке. Также как и в пункте 4.4.1 предыдущем случае для учета электроэнергии устанавливаем счетчики фирмы ELESTER типа А1700. Результаты приведены в таблице 4.15. Таблица 4.15 – Вторичная нагрузка трансформатора тока Наиболее загруженными фазами являются фазы А и С. Сопротивление приборов, Ом Сопротивление контактов, Ом Допустимое сопротивление соединительных проводов, Ом Сечение соединительных проводов, мм2
По условию прочности для алюминиевых проводов сечение не должно быть менее 4 мм2
. Сопротивление соединительных проводов, Ом Суммарное сопротивление, подключенное к вторичной обмотке, Ом Тогда Данный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям выбора. 4.4.3 Выбор трансформатора напряжения на стороне высшего напряжения подстанции Трансформаторы напряжения выбирают [6]: − по напряжению установки; − по классу точности; − по вторичной нагрузке. Можно принять емкостный трансформатор напряжения типа СРА-123 (таблица 4.16) [16]. В емкостных элементах используется компенсируемый диэлектрик, нечувствительный к температурным изменениям, при этом по качеству измерений данный трансформатор напряжения эквивалентен индуктивным трансформаторам напряжения. Данный трансформатор напряжения снабжен полимерными изоляторами. Таблица 4.16 – Характеристики трансформатора напряжения СРА-123 0,2/60 0,5/200 Проверка по напряжению, кВ Проверка по вторичной нагрузке Определение величины вторичной нагрузки представлено в таблице 4.17. Таблица 4.17 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения Суммарная вторичная, В·А где Тогда 17,4 < 200 Соединительные провода принимаем алюминиевыми сечением 2,5 мм2
Данный трансформатор удовлетворяет всем условиям выбора. 4.4.4 Выбор трансформатора напряжения на стороне низшего напряжения подстанции Можно принять к установке трансформатор напряжения типа НАМИ-10 (таблица 4.18) [17]. Данный трансформатор напряжения является антирезонансным. Таблица 4.18 – Характеристики трансформатора напряжения НАМИ-10 Проверка по напряжению, кВ Вторичная нагрузка рассчитана в таблице 5.19. Таблица 4.19 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения Суммарная вторичная нагрузка, В·А Тогда условие 13,9 < 200 В качестве соединительных проводов принимаем алюминиевые провода сечением 2,5 мм2
. Трансформатор НАМИ-10 удовлетворяет всем условиям выбора. 4.5 Выбор шин и ошиновок 4.5.1 Проверка шин на высшем напряжении На ОРУ 110 кВ используются гибкие шины, выполненные проводами АС 120/19. Необходимо оценить возможность дальнейшего использования данных шин в связи с возросшими токовыми нагрузками. Выполним проверку шин по нагреву, А 170 < 380. При увеличении нагрузки в перспективе до 210 А данные шины также можно использовать. Так как токи короткого замыкания на стороне высшего напряжения остались прежними, то нет необходимости выполнять проверку на электродинамическую стойкость. 4.5.2 Выбор шин на низшем напряжении Так как в результате реконструкции увеличивается число секции на низшем напряжении и в перспективе токи могут достигать 2000 А, то следует выбрать шины коробчатого сечения [6, с. 218]. Выбираем сечение шин из условия наибольшего длительно допустимого тока, Таблица 4.20 – Параметры шин Необходимо проверить выбранные шины. Проверка по длительно допустимому току, А Проверка шин на термическую стойкость где Минимальное сечение проводника, мм2
где СT
– функция, A∙c1/2
/мм2
[6]; Тогда условие, мм2
35,3 < 695. Далее проводим механический расчет шин. Необходимым условием является Расчетное напряжение в материале шин определяем по формуле, МПа где Шины будут располагаться в вертикальной плоскости. Тогда момент сопротивления двух шин, см3
Момент инерции двух шин, см4
При расчете шин коробчатого сечения можно не учитывать колебательный процесс, вследствие большого момента инерции. Сила взаимодействия между швеллерами, составляющими шину коробчатого сечения, при протекании по ним ударного тока трехфазного короткого замыкания, Н/м где h – расстояние между внешними краями швеллеров, мм. Напряжение в материале шин от действия силы где Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз при протекании по ним ударного тока трехфазного короткого замыкания, МПа где Расчетное напряжение, МПа Тогда Данные шины удовлетворяют всем условиям проверки. 4.6 Выбор трансформаторов собственных нужд Определим нагрузку собственных нужд подстанции (таблица 4.21). Таблица 4.21 – Нагрузка собственных нужд подстанции Охлаждение ТРДН -25000/110 Расчетная нагрузка, кВ·А где Определим коэффициент аварийной перегрузки для действующих трансформаторов , Коэффициент аварийной перегрузки превышает 1,4, что не допустимо. Необходимо установить более мощные трансформаторы. Расчетная мощность трансформатора, кВ·А Принимаем к установке два трансформатора ТМ-40 (таблица 4.22). Таблица 4.22 – Параметры трансформатора ТМ-40/6 Коэффициент загрузки в нормальном режиме Коэффициент аварийной перегрузки Коэффициент аварийной перегрузки не превышает 1,4. Данные трансформаторы удовлетворяют всем условиям. 4.7 Выбор ограничителей перенапряжения нелинейных (ОПН) При защите трансформатора от грозовых и коммутационных перенапряжений ОПН должен устанавливаться у защищаемого объекта до коммутационного аппарата. ОПН как и вентильные разрядники имеют определенную зону защиты зависящую от схемы распределительного устройства и параметров волн приходящих с линий [18, с. 19]. Поэтому ОПН установленные у выводов трансформаторов не защищают как правило удаленные объекты распределительного устройства, поэтому не обходимо дополнительно устанавливать дополнительно ОПН на каждой секции распределительного устройства. 4.7.1 Условия выбора ОПН В РУ, к которым присоединены ВЛ, для защиты от волн приходящих с линий электропередачи, должны быть установлены ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН). Для эффективного ограничения перенапряжений и надежной работы ограничителя решающие значение имеет правильный выбор его параметров с учетом его назначения, места установки и условий работы. ОПН выбирают по следующим параметрам : а) по наибольшему длительно допустимому напряжению где При выборе ОПН для вновь проектируемого объекта В сетях с изолированной нейтралью или нейтралью заземленной через дугогосящий реактор однофазное замыкание на землю (ОЗЗ) приводит к возрастанию напряжения на “здоровых” фазах в Таблица 4.7 – Номинальные и наибольшие напряжения электроустановок и сетей высокого напряжения киловольтах - по номинальному разрядному току. Производится в случае установки ОПН для защиты от грозовых перенапряжений. Номинальный разрядный ток – это максимальное значение грозового импульса тока 8/20 мкс (8 – длина фронта, 20 – длина волны до полуспада амплитуды), используемое для классификации ОПН. Номинальный разрядный ток должен быть не менее 5 кА, а в перечисленных ниже случаях 10 кА и более: в районах с интенсивной грозовой деятельностью (более 50 грозовых часов в году); в схемах грозозащиты двигателей и генераторов, присоединенных к ВЛ; в районах с высокой степенью промышленных загрязнений (IV степень загрязнения атмосферы); в схемах грозозащиты, к которым предъявляются повышенные требования к надежности. - по грозовым перенапряжениям. В настоящее время испытательные напряжения, а значит и уровни изоляции электрооборудования, скоординированы с остающимся напряжением вентельных разрядников (РВ), а расстояние между РВ и защищаемым оборудованием регламентированы ПУЭ. Отсюда следует, что остающееся напряжение ограничителей ( Выполнение этого условия позволяет устанавливать ОПН вместо вентильных разрядников в тех же точках подключению к распредустройству. Значения остающегося напряжения вентельных разрядников при токах координации 5 кА для Таблица 4.7 – Максимальные значения отстающих напряжений РВ при воздействии грозовых импульсов в киловольтах Номинальный разрядный ток ОПН – по длине пути утечки Обычно выпускаемые ОПН имеют несколько модификаций для применения в различных зонах загрязнения. Упрощенно можно выбирать ограничитель по соответствию его модификации зоне загрязнения в планируемом месте установки ОПН. Если ОПН будет эксплуатироваться в условиях закрытого распредустройства, выбор по длине пути утечки не производится. В соответствие с ПУЭ, степень загрязнения вблизи тепловых электрических станций относится к категории 2, поэтому на электрических станциях следует выбирать ОПН с категорией исполнения по длине пути утечки не менее II. В сетях НН дополнительно требуется определение защитного уровня ОПН при коммутационных перенапряжениях и расчет его энергоемкости (способности ОПН рассеивать определенную энергию без потери своих качеств) при дуговых ОЗЗ. Поэтому ограничители перенапряжений для цепей НН можно выбрать только ориентировочно. Примем: ОПН-10/12-10(II) УХЛ2, ОПН-110/80-10 II УХЛ1. 4.8 Заземление подстанции Требования к заземлению подстанции [19]: − заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве; − напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно, как правило, превышать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющих устройствах, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановок; − заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей. В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории подстанции, занятой оборудованием, проложены продольные и поперечные горизонтальные заземлители, объединенные между собой в заземляющую сетку. Продольные заземлители проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,6 м от поверхности земли и на расстоянии примерно 0,8−1,0 м от фундаментов и оснований оборудования. Поперечные заземлители проложены между оборудованием на глубине 0,6 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающие к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов, не превышают 2 × 2 м. Горизонтальные заземлители проложены по краю территории, занимаемой заземляющим устройством так, что они в совокупности образуют замкнутый контур. Оценим возможность дальнейшего использования заземления при новых условиях. Площадь, занимаемая заземлением 48×40 метров. В рабочих местах выполнена гравийная подсыпка толщиной 0,2 метра. Фактическое сопротивление верхнего слоя грунта с учетом промерзания около 500 Ом·м, нижнего 50 Ом·м. Суммарная длина горизонтальных заземлителей около 1920 метров. Длина одного вертикального заземлителя около 4 метров. Среднее расстояние между вертикальными заземлителями около 2 метров. Для определения допустимого напряжения прикосновения необходимо вычислить расчетную длительность воздействия где Тогда наибольшее допустимое напряжение прикосновения, В [6, с. 596] Uп.доп
= 425 Коэффициент напряжения прикосновения где Коэффициент где Тогда коэффициент прикосновения Потенциал на заземлителе, В Допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом где Определим сопротивление сложного заземлителя. Действительный план заземляющего устройства при расчетах заменяют расчетной квадратной моделью. Число ячеек по стороне квадрата Суммарная длина полос в расчетной модели, м Длина стороны ячейки, м Число вертикальных заземлителей по периметру контура Общая длина вертикальных заземлителей, м Общее сопротивление сложного заземлителя определяем по формуле где A – коэффициент, зависящий от параметров заземлителя; Относительная глубина залегания где t – расстояние от поверхности земли до заземлителя, м. Тогда коэффициент Для определения удельного эквивалентного сопротивления земли, необходимо определить относительную толщину слоя Тогда удельное эквивалентное сопротивление земли, Ом·м Тогда общее сопротивление сложного заземлителя, Ом Напряжение прикосновения, В Напряжение прикосновения не превышает предельно допустимого. Вследствие того, что заземляющие проводники пролежали в земле много лет, то необходимо провести их комплексное обследование. Необходимо проверить коррозионное состояние заземления. В общем случае заземляющие устройства энергообъектов подвергаются совместному воздействию грунтовой коррозии и токов короткого и двойного замыкания на землю. Воздействие больших токов ускоряет разрушение естественных и искусственных заземлителей. Как правило разрушаются: − заземляющие проводники в местах входа в грунт, непосредственно под поверхностью грунта; − сварные соединения в грунте; − горизонтальные заземлители; − нижние концы вертикальных электродов. Разрушения бывают: локальные, местные, общие. Локальные коррозионные повреждения заземляющих проводников можно выявить при осмотре (в основном со вскрытием грунта), а также при измерениях напряжения прикосновения и проверке металлосвязи. Местная коррозия характеризуется появлением на поверхности проводника отдельных, иногда множественных, повреждений в форме язв или кратеров, глубина и поперечные размеры которых соизмеримы и колеблются в пределах от долей миллиметра до нескольких миллиметров. Общая коррозия возникает в грунтах с большой коррозионной активностью. Для сплошной поверхностной коррозии характерно равномерное по всей поверхности проводника проникновение в глубь металла с соответствующим уменьшением размеров поперечного сечения элемента. После механического удаления продуктов коррозии поверхность металла оказывается шероховатой, но без очевидных язв, точек коррозии или трещин. Количественная оценка степени коррозионного износа производится выборочно по участкам контролируемого элемента заземляющего устройства путем измерения характерных размеров, зависящих от вида коррозии. Эти размеры определяются после удаления с поверхности элемента продуктов коррозии. При сплошной поверхностной коррозии характерными размерами являются линейные размеры поперечного сечения проводника (диаметр, толщина, ширина), измеряемые штангенциркулем. При местной язвенной коррозии измеряется глубина отдельных язв (например, с помощью штангенциркуля), а также площадь язв на контролируемом участке. Элемент заземляющего устройства должен быть заменен, если разрушено более 50 % его сечения. Для выявления тенденции коррозии и прогнозирования срока службы заземлителей рекомендуется произвести измерения электрохимического окислительно-восстановительного потенциала, удельного сопротивления грунта и определить наличие блуждающих токов в земле [20]. 4.9 Молниезащита подстанции Защита подстанции от прямых ударов молнии выполняется с помощью стержневых молниеотводов установленных на порталах ОРУ. Расположение молниеотводов представлено на рисунке 5.2. В общем, на подстанции установлено 6 молниеотводов. Высота одного молниеотвода 19,5 метров. Необходимо обеспечить защиту на высоте 11,0 метров, высота подвески шин. Расстояния между молниеотводами, м Рисунок 5.2 – Зоны защиты молниеотводов Длина диагонали, м Условие защиты внутренней части зоны на высоте hх
системы из четырех молниеотводов, м где p = 1 – коэффициент, зависящий от высоты молниеотвода. Радиус защиты одного молниеотвода на высоте hх
, м Оценим ширину зоны защиты. Считаем вероятность прорыва молнии 0,05, при данной вероятности в среднем объект будет поражаться не реже одного раза в 200 лет. Ширина зоны защиты зависит от соотношения, м. Тогда ширина зоны, м После реконструкции оборудование подстанции будет находиться в зоне между молниеотводами то, следовательно, защита оборудования от прямых ударов молнии обеспечена. 4.10 Система постоянного оперативного тока В связи с заменой силовых трансформаторов, защита которых будет обеспечиваться устройствами релейной защиты на микропроцессорной базе, а также установкой на высшем напряжении подстанции выключателей повышаются требования к качеству их электроснабжения. В качестве источника оперативного постоянного тока можно принять к установке шкаф «ExOn». Шкаф состоит из четырех основных модулей, которые определяют качество и надежность его работы: − зарядное устройство; − аккумуляторная батарея; − модуль распределения электроэнергии по потребителям; − система управления. Основными преимуществами данного шкафа оперативного тока являются: − компактная конструкция, за счет применения зарядных устройств модульного типа; − герметизированная, необслуживаемая аккумуляторная батарея. Данные преимущества особенно актуальны в условиях данной подстанции. 5 Релейная защита трансформатора
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||