«Реконструкция электрической части ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ

Бакалаврская работа

Общая характеристика объекта проектирования

1.1 Описание электрической части ОРУ 220 кВ подстанции «Южная»

ПС 220 кВ Южная осуществляет электроснабжение потребителей Южного энергорайона энергосистемы Самарской области, а также части энергорайонов Саратовской и Оренбургской областей. В административном отношении площадка подстанции расположена по адресу Самарская область, Большечерниговский р-н, с. Большечерниговка, ул. Дорожная, 8.

ПС 220 кВ «Южная» является действующей, год ввода в эксплуатацию 1972.

Имеет следующие основные характеристики:

  • Установленная мощность автотрансформаторов АД-2Т МВА АД-1Т 125 МВА;
  • номинальные напряжения 220/110/10 кВ.

Основными потребителями ПС 220 кВ «Южная» являются региональные подразделения ОАО «Роснефть», ОАО «Российские железные дороги», а также потребители предприятия агропромышленного комплекса. На ПС 220 кВ «Южная» установлены два АТ 220/110 кВ: АД-1Т мощностью 63 МВА (год ввода 1972 г.) и АД-2Т мощностью 125 МВА (год ввода 1995 г.).

АД-1Т присоединен через выключатель ответвлением от ВЛ 220 кВ Кинель-Уральская с отпайкой. АД-2Т присоединен к ОРУ 220 кВ, которое выполнено по схеме «две рабочие и обходная системы шин с выключателем в цепи автотрансформатора», с заходами на него ВЛ 220 кВ Красноармейская-Южная и ВЛ 220 кВ Степная-Южная.

ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ «Южная» состоит из двух частей:

  • 1-я часть выполнена по типовой схеме 220-3Н «Блок

»;

  • 2-я часть выполнена по нетиповой схеме « »

К 1-й части ОРУ 220 кВ присоединяется:

  • ВЛ 220 кВ Кинельская – Уральская с отпайкой на ПС Южная (Кинель – Уральская);
  • АД-1Т;

Ко 2-й части ОРУ 220 кВ присоединяется:

  • две ВЛ 220 кВ и линия к автотрансформатору – АД-2Т.

ВЛ 220 кВ:

  • ВЛ 220 кВ Степная — Южная;
  • ВЛ 220 кВ Красноармейская — Южная;

Линия к автотрансформатору:

  • АД-2Т;
  • ОРУ 110 кВ выполнено по типовой схеме 110-13Н «две рабочие и обходная система шин».

Количество и мощность силовых автотрансформаторов:

  • АД-1Т 63 МВА 220/110/10 кВ;
  • АД-2Т 125 МВА 220/110/10 кВ;
  • Защита подходов ВЛ от прямых ударов молнии осуществляется грозотросами.

В нормальном режиме выключатель 110 кВ одного из автотрансформаторов отключен, потому что короткие замыкания на ВЛ 220 кВ «Кинель-Уральская», в период одновременного включенного состояния выключателей 220 кВ АД-1Т, АД-2Т ПС 220 кВ «Южная» не будут ликвидироваться действием релейной защиты и будет осуществляться подпитка места короткого замыкания со стороны ПС 220 кВ «Южная». В связи с этим одновременное включение выключателей 110 кВ и 220 кВ АД1Т, АД-2Т недопустимо, что в свою очередь, приводит к полному погашению потребителей ПС 220 кВ Южная при аварийном отключении АД-1Т(2Т).

3 стр., 1392 слов

Специфика формирования технологической части дипломного проекта

... источники информации кладут в основу технологической части дипломной работы? Технологическая часть ВКР представлена в виде всевозможных расчетов, схем и графиков, чертежей и макетов, которые ... с ограничением сроков реализации и оформления результатов. Роль технологической части дипломной работы Технологический раздел дипломной работы играет важнейшую роль в подготовке и оценке новоиспеченного ...

В послеаварийных режимах отсутствует возможность перевода нагрузки на другие источники питания, необходим ввод графиков временного отключения электроснабжения потребителей. Кроме того, в настоящее время отсутствуют линейные защиты со стороны ПС 220 кВ Южная на отпайке от ВЛ 220 кВ Кинель –Уральская, а также полноценные защиты АД-1Т, что не позволяет обеспечить ликвидацию коротких замыканий ВЛ 220 кВ Кинель –Уральская.

Рисунок 1.1 – Действующая схема ОРУ-220 кВ ПС 220 кВ «Южная»

Для решения данной проблемы необходимо провести реконструкцию ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ «Южная» за счет сооружения заходов ВЛ 220 кВ «Кинель – Уральская» с отпайкой (9,2 км) на ПС 220 кВ «Южная», присоединение отпайки ВЛ 220 кВ «Кинель-Уральская» и автотрансформатора АД-1Т к ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ «Южная».

В ОРУ 220 кВ установлены воздушные выключатели ВВН-220 кВ, выносные трансформаторы тока ТФНД-220, разъединители РЛНД-220/600, с ручными приводами на главных и заземляющих ножах, трансформаторы напряжения НКФ-220, разрядники вентильные РВС-220. Оборудование ОРУ 220 кВ морально и физически устарело и требует полной замены.

В соответствии со «Схемой и программой развития энергосистемы Самарской области на 2014-2020 г.» и с техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств до 2020 года планируется присоединение ВЛ 110 кВ к ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ «Южная» потребителей ОАО «Оренбургнефть», что требует увеличения пропускной способности ПС 220 кВ «Южная».

При проведении расчетов режимов работы электрической сети 110 кВ и выше, прилегающей к ПС 220 кВ «Южная» в соответствии со «Схемой и программой развития энергосистемы Самарской области на 2014-2020 г.», для летнего и зимнего максимума нагрузки 2020 года.

Графические схемы потокораспределения представлены на рисунках 1.2 и 1.3.

Анализ результатов расчетов режимов работы электрической сети с учетом существующей схемы электрических соединений ПС 220 кВ «Южная» показал, что: — на схеме летнего максимума рабочего дня 2020 годов с учетом аварийного отключения АД2Т ПС 220 кВ Южная при плановом выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Колдыбань (ПС 220 кВ Головная – ПС 110 кВ Колдыбань) (при переводе питания 1,2 СШ 110 кВ на АД-1Т) происходит перегрузка АТ-1Т на 89 % (Iрасч=272 А, при нормальной круглосуточной нагрузке для ТНВ=+30˚С – 144 А).

В послеаварийных режимах отсутствует возможность перевода нагрузки на другие источники питания, необходим ввод графиков временного отключения электроснабжения потребителей.

В качестве мероприятия по устранению перегрузки существующего АД-1Т ПС 220 кВ Южная рассматривается реконструкция ПС 220 кВ Южная в рамках реализации технологического присоединения к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» энергетических установок ОАО «Оренбургнефть» предусматривающая замену АД-1Т.

Анализ результатов расчетов режимов работы электрической сети на схеме летнего максимума 2020 года с учетом установки АД-1Т с номинальной мощностью 125 МВА показал, что при аварийном отключении АД-2Т ПС 220 кВ Южная, перегрузка АД-1Т отсутствует. С учетом аварийного отключения АД2Т ПС 220 кВ «Южная» при плановом выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Колдыбань токовая загрузка АТ-1Т составляет 82% (Iрасч=234 А, при нормальной круглосуточной нагрузке для ТНВ=+30˚С – 286 А).

52 стр., 25678 слов

Реконструкция системы электроснабжения поселка Могот Тындинского ...

... 3 Расчёт осветительной нагрузки Расчётная нагрузка сетей наружного освещения определяется как сумма мощностей осветительных установок с ... их модернизации. Целью написания выпускной квалификационной работы является реконструкция системы электроснабжения поселка Могот Тындинского района ... запада, северо-запада на восток. Летом дуют теплые южные, юго-восточные ветры. Средняя температура воздуха в январе ...

Таким образом, необходимо:

  • выполнить замену АД-1Т типа АТДЦН-63000/220/110/10 кВ на АТДЦН-125000/220/110/10 кВ;

— реконструкцию ОРУ 220 кВ и присоединение отпайки ВЛ 220 кВ Кинель-Уральская, АД-1Т к ОРУ-220 кВ ПС 220 кВ Южная и оснастить линейными защитами со стороны ПС 220 кВ Южная отпайки на ПС 220 кВ Южная от транзитной ВЛ 220 кВ Кинель-Уральская. Рисунок 1.2 — Летний максимум рабочего дня 2020 г. с учётом существующей схемы электрических соединений. Послеаварийный режим. Аварийное отключение АД2Т ПС 220 кВ Южная при плановом выводе в ремонт ВЛ 110 кВ

Колдыбань Рисунок 1.3 — Летний максимум рабочего дня 2020 г. с учётом реконструкции ПС 220 кВ Южная. Послеаварийный режим.

Аварийное отключение АД2Т ПС 220 кВ Южная при плановом выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Колдыбань

1.2 Объемы реконструкции понизительной подстанции

Согласно объемам реконструкции планируется произвести следующие:

  • Реконструкция ОРУ 220 кВ: замена электротехнического оборудования 220 кВ;
  • Замена силового автотрансформатора АД-1Т типа АТДЦН63000/220/110/10 кВ на АТДЦН-125000/220/110/10 кВ.

Установка вместо разрядников устройств ограничения перенапряжений типа ОПН.

1.3 Технические решения при реконструкции ОРУ-220 кВ ПС 220/110/10 кВ «Южная»

При рассмотрении вопроса реконструкции ОРУ — 220 кВ ПС 220 кВ «Южная» предлагается три варианта схемы электрических соединений ОРУ 220 кВ:

1. ОРУ 220 кВ «Две рабочие системы шин с обходной СШ»;

2. КРУЭ по схеме «Одна рабочая секционированная выключателем СШ»;

3. ОРУ 220 кВ «Две рабочие системы шин без обходной СШ».

В первом варианте, реконструируется существующее распределительное устройство открытого типа с заменой всех порталов ОРУ в том числе и ячейковых порталов, заменой существующего оборудования ОРУ на современное и сооружения трех новых ячеек 220 кВ для заходов ВЛ 220 кВ «Кинель – Уральская», присоединение отпайки ВЛ 220 кВ «КинельУральская» и присоединение автотрансформатора АД-1Т к существующей ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ «Южная».

У данного варианта есть существенное преимущество:

  • минимальное количество выключателей 220 кВ, что существенно снижает затраты капитальные и эксплуатационные затраты на реконструкцию и эксплуатацию ОРУ-220 кВ ПС 220 кВ «Южная»;
  • существующая электрическая схема ОРУ 220 кВ «Две рабочие системы шин с обходной СШ» обеспечивает необходимые требования предъявляемые к системообразующим понизительным подстанциям 220 кВ;
  • на время реконструкции автотрансформатора АД-1Т отсутствует необходимость в дополнительных оперативных схемных решений, при этом имеется возможность полное отключение отпайки ВЛ 220 кВ КинельУральская без последствий для потребителей.

Во втором варианте, предлагается строительство ЗРУ-220 кВ. Исходя из стесненности площадки ПС, предполагается строительство одноэтажного здания. Подключение ячеек 220 кВ к ВЛ и к автотрансформаторам осуществляется однофазными кабелями 220 кВ из сшитого полиэтилена. Данное решение дает возможность проведения работ в условиях действующей подстанции без отключения на длительное время ВЛ 220 кВ. Строительство здания КРУЭ 220 кВ можно осуществить без отключения ВЛ 220 кВ. Отключение ВЛ 220 кВ будет необходимо только на время подключения к ячейкам КРУЭ.

16 стр., 7779 слов

Реконструкция электрической части подстанции 220/110/35 кВ

... трансформаторы собственных нужд 6/0.4 кВ и здание управления. В ходе реконструкции на этой ступени напряжения будет установлена блочная трансформаторная подстанция 35/6 кВ с блоком КРУ. Масляные выключатели ... 1 Выбор трансформаторов На данной подстанции установлены 2 автотрансформатора типа АТДЦТН 250000/220/110. У ... для проведения осмотров и ремонтных работ. Обеспечение безопасной эксплуатации и ...

Однако, у данного варианта есть недостаток в качестве высоких капитальных затратах при строительстве с использованием элегазовых ячеек КРУЭ 220 кВ, что в современной экономической обстановке в России (кризисные явления в комплексе с экономическими санкциями со стороны стран ЕС и США) является не рациональным и делает реализацию данного варианта не возможным. При этом на последнем заседании Правительства Самарской области было принято решение на снижение капитальных затрат на модернизацию системы внешнего электроснабжения г. Самары и подготовки к ЧМ по футболу в 2018 году на 3,2 млрд. рублей.

В третьем варианте, предлагается строительство нового распределительного устройства открытого типа по схеме по схеме – «Две рабочие системы шин». Данная схем обладает высокой надежность, но при этом недостаток данного варианта, заключается в высоких капитальных затратах на строительство новой площадки под ОРУ-220 кВ и высоких затратах на высоковольтные элегазовые выключатели, так как по сравнению с первым вариантом количество выключателей 220 кВ будет в два раза больше.

При сравнении указанных вариантов предпочтение отдается варианту 1 – ОРУ 220 кВ по схеме – «Две рабочие системы шин с обходной шиной».

Рисунок 1.4 – Схема ОРУ 220 кВ после реконструкции ПС 220 кВ «Южная»

При проведении реконструкции ОРУ-220 кВ рекомендовать к использованию следующее оборудование:

  • выключатели – элегазовые с пружинным приводом;
  • трансформаторы тока – встроенные и элегазовые ТТ выносного типа;
  • разъединители – горизонтально-поворотного типа с двигательными приводами для главных и заземляющих ножей;
  • трансформаторы напряжения – емкостного типа, антирезонансные;
  • ограничители перенапряжения нелинейные, со счетчиком срабатываний.

2 Выбор силовых трансформаторов

Мощность силовых трансформаторов определяется на основании годовых графиков нагрузки понизительной подстанции.

Суммарная максимальная нагрузка подстанции:

Smax = 139,7 МВА.

Следовательно, мощность одного трансформатора, МВА:

  • Sном.Т =0,7∙Smax ;
  • Sном.Т = 0,7∙139,7 = 97,76 МВА.

По вышеприведённым расчётам в соответствии с п.1.1 данной работы можно сделать вывод что, в связи с ожидаемым ростом электрических нагрузок ПС 220 кВ «Южная» установленный трансформатор АД-1Т АТДЦТН-63000/220/110/10 кВ на ПС 220 кВ «Южная» при аварийном отключение АД-2Т типа АТДЦТН-125000/220/110/10 кВ ПС 220 кВ «Южная» при плановом выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Колдыбань будет работать с недопустимой перегрузкой. В связи с этим примем к установке два трансформатора АТДЦТН-125000/220/110/10 кВ.

Таблица 2.1 – Паспортные параметры трансформатора АТДЦТН-125000/220

51 стр., 25005 слов

Выбор трансформаторов на подстанции

... которые фиксируют изменения соответствующего параметра во времени. В данном курсовом проекте дана проходная подстанция напряжением 110/10кВ, связанная с энергосистемой двухцепной воздушной линией напряжением ... на шинах системы(Sк.з ) 800 МВ·А. Характеристики потребителей электрической энергии подстанции: № пп Наименование потребителя Максимальная мощность, МВт Расположение проводов, м коэффициент ...

Каталожные данные Тип S ном.Т . U ном обмоток, Трансформато Uк , % Р к , кВт Р х , I x.х ,

МВА кВ

ра кВт %

ВН СН НН В-С В-Н С-Н В-С В-Н С-Н АТДЦТН125000/220/100

125 230 115 11 11 45 28 308 280 275 65 0.5 Находим приведенные потери мощности в стали трансформатора на Х.Х.:

Рх Рх К ип Qх 65 0,05 625 96,25 кВт,

где Q х I хх% Sном т / 100 0,5 125000 / 100 625квар

Кип = 0,05 кВт / квар

Определим коэффициенты загрузки обмоток трансформатора высшего, среднего и низшего напряжений:

SВ 69 .83

з .в 0 .6

Sном .Т 125

SС 51 .2

з .с 0.41

Sном.Т 125

SН 18 .63

з .н 0.19

Sном.Т 125

Определим расчетные параметры U к. автотрансформаторов

U к.в 0,5 (u к.ВН НН u к.ВН СН u к.СН НН ) (45 11 28) 14 % ,

1

U к .с 0,5 (u к.ВН СН u к.СН НН u к.ВН НН ) (11 28 45) 6 0,

1

U к .н 0,5 (u к.ВН НН u к.СН НН u к.ВН СН ) (45 28 11) 62 %

Находим приведенные нагрузочные потери мощности трансформатора:

Qкв U кв Sном т / 100 14 125000 / 100 17500 квар

Qкс Uкс Sном т / 100 0 квар

Qкн U кн Sном т / 100 62 125000 / 100 77500 квар

Р к.в Р к.с Р к.н 0,5 Р к.ВН-НН 0.5 280 160 кВт

Р’кв Р кв К ип Qкв 160 0,05 17500 1035 кВт

Р’кс Р кс К ип Qкс 160 0,05 0 160 кВт

Р’кн Р кн К ип Qкн 160 0,05 77500 4035 кВт

РТ Рх 2

з.в Рк.в 2

з.с Рк.с 2

з.н Рк.н 984,2 кВт

Определяем экономическую нагрузку трансформаторов ПС :

Pх 96.25

S э.пс S ном.Т n (n 1) 125000 2 (2 1) 97717 кВА

Pк 315

При загрузке трансформаторов на подстанции менее чем на 97,717 МВА один из трансформаторов следует отключить.

На основании расчетных графиков нагрузки определяются потери электроэнергии в трансформаторах ПС W и их стоимость И W:

W ni Px Ti K 2з Pк Ti Wx Wk

ni

Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторах составляют WК = 3680503

Стоимость годовых потерь электроэнергии в трансформаторе:

Иэ Wпс С э (1686300 3680503 ) 1,09 5849815 руб.

2455

где С э 0,693 1,09

ТМ 6207.8

Определяются приведенные затраты:

  • Зпр ЕН К И ЕН К Ио Иэ 0,15 15000000 1260000 5849815 9359815 руб где Е н 0,15 – номинальный коэффициент эффективности;
  • К=2 6300000 = 126000000 руб. – капитальные затраты на оборудование ПС;
  • Ежегодные эксплуатационные издержки И0= 10,5 млн.руб (для ПС 220 кВ Рсум = 0,084 ).

Принимаем к установки на ПС 220 кВ «Южная» автотрансформаторы трансформаторы мощностью 125 МВА каждый, так как при вводе новых потребителей у трансформатора АД-1Т мощностью 63 МВА при аварийном отключения АД-2Т ПС 220 кВ Южная при плановом выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Колдыбань (ПС 220 кВ Головная – ПС 110 кВ Колдыбань) (при переводе питания 1,2 СШ 110 кВ на АД-1Т) происходит перегрузка АТ-1Т на 89 % (Iрасч=272 А, при нормальной круглосуточной нагрузке для ТНВ=+30˚С – 144 А).

В таком случае, установка трехобмоточных силовых автотрансформаторов трансформаторов 125 МВА позволит обеспечить надёжное электроснабжение перспективных потребителей в 2020 г. без погашения нагрузки при выводе в ремонт или аварийном отключении одного трансформатора ПС 220 кВ Южная. В связи с этим к установке принимаем 2× АТДЦТН-125000/220/110/10.

32 стр., 15990 слов

Проектирование тяговой подстанции переменного тока

... конденсаторов), коммутационной (выключатели переменного и постоянного тока, разъединители, короткозамыкатели) и вспомогательной аппаратурой, большая часть которой работает в режиме автотелеуправления. Насыщенность тяговых подстанций разнообразной по назначению ... напряжение U ном , кВ Номинальный ток I ном , А Номинальный ток отключения I ном отк , кА Предельный сквозной ток I пр ск , кА Ударный ...

3 Расчет токов короткого замыкания

При расчетах токов к.з. (ТКЗ) составляется электрическая схема и схема замещения, в которой параметры электрической схемы представлены в виде ЭДС и сопротивлений.

Схема замещения для расчетов ТКЗ ПС 220 кВ “Южная” представленная на рисунке 3.1. Она включает в себя: Самарскую энергосистему в максимальном и минимальном режиме ее работы, сопротивление силовых трансформаторов. Под максимальным режимом работы системы понимается питание подстанции по всем ВЛ – 220 кВ и под минимальным режимом, когда питание осуществляется только по нескольким линиям ВЛ – 220 кВ. Силовые автотрансформаторы трансформаторы на стороне 10 кВ работают раздельно.

SС =450 МВА

Ec

К1 xС =0,353

220 кВ

АТДЦТН- 125000/ 220

АТДЦТН- 125000/ 220

АТ1 АТ2

К2

110 кВ Рисунок 3.1 — Расчетная схема для определения токов короткого замыкания

Ec

x с

0,353 Ом

xВН

0,153 Ом

xсн

2,904

xВЛ К1

1,863 Ом

К2

xВН xСН

К3

xнн

Рисунок 3.2 — Расчетная схема замещения

В основе расчетов положена методика согласно РД 153-34.0-20.527-98 «Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования»[5].

Сопротивление в расчетной точке для определения ТКЗ, (на шинах ВН подстанции) определяют по формуле:

Х С .МАХ U СР .ВН (1 U ) U К .MIN

Х НН .MIN 2

U НН

U СР .ВН 1 U 100 S Н .ТР

Х С.МIN U К.МАХ

Х НН.MAX U 2НН 2

U СР . ВН

100 SТ.ТР где, U НН — номинальное напряжение трансформатора стороны НН, 10,5 кВ;

Токи трехфазного КЗ на шинах НН подстанции определяются по выражению:

U НН

I (К3.)НН.МАХ ;

3 Х НН.MIN

U НН

I (К3.)НН.MIN .

3 Х НН.MAX

Приведение указанных токов КЗ к стороне ВН трансформатора производится с учетом изменения коэффициента трансформации трансформатора переключателем РПН :

U НН

I К( 3.)ВН .MAX I К( 3.)HН .MAX ;

U CP (1 U )

U НН

I К(3.)ВН .MIN I К(3.)HН .MIN .

U ВН .МАХ

Определим сопротивление энергосистемы шинах 220 кВ подстанции

«Южная»:

U C2 230 2

X MAXС 3.1752 Ом;

S КЗ 5000

U C2 2302

X MINС 8.066 Ом;

S КЗ 5500

Найдем сопротивления трансформатора АТДЦТН-125000/220 находящегося на подстанции.

Для первой и второй секции шин 10 кВ:

10,5 2 5,864 230 (1 0,16) 9,52

Х НН 3.MIN 0,519 Ом;

230 230 1 0,16 100 40

18,976 19 ,59

Х НН 3.MAX 10 ,5 2 0,728 Ом.

230 2 100 40

Определим напряжение короткого замыкания в максимальном и минимальном режиме на стороне 110 кВ:

Uк.min 0,5( Uк.вс.min Uк.сн.min – Uк.сн.ср)

=0,5 9,52 17,04 – 6,5 10,03 %

;

  • Uк.max 0,5( Uк.вс.max Uк.сн.max – Uк.сн.ср)

0,5 11,56 19,29 – 6,5 12,175 % .

Определяем сопротивление к.з :

Для шин 110 кВ :

1152 5,864 230 (1 0,16) 10,03

ХНС.MIN 4,082 Ом;

31 стр., 15248 слов

Проектирование тяговой подстанции постоянного тока

... не только уровня напряжения, но и рода тока (тяговые подстанции постоянного тока). Проектирование тяговых подстанция- это сложная и ответственная задача, которая должна решаться в соответствии с действующими нормами и требованиями, а ...

230 230 1 0,16 100 40

18,976 12 ,175

Х НС.MAX 115 2 6,283 Ом.

230 2 100 40

На стороне 110 кВ :

U СН1 110

I(К3.)СН1.МАХ 6,226 кА ;

3 Х СН1.MIN 3 6,283

U НН1 115

I (К3.)СН1.MIN 5.439 кА.

3 Х СН1.MAX 3 4,028

На стороне 220 кВ :

U НН1 220

I(К3.)ВН1.МАХ 6,388 кА ;

3 Х НН1.MIN 3 0,651

U НН1 230

I(К3.)ВН1.MIN 4.475 кА.

3 Х НН1.MAX 3 1,30

Для упрощения расчета токов к.з. в конце присоединений результаты расчета на шинах подстанции сведём в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 – Результаты расчета ТКЗ. на подстанции “Южная”

Полученные Шины 10 кВ Шины 110 кВ Шины 220 кВ значения 1секция 2секция 1секция 2секция 1секция 2секция I3к.max, кА 19,803 19,803 6,226 6,226 6,388 6,388 I3к.min, кА 15,439 15,439 5,439 5,439 4,475 4,475 Xi.max, Ом 0,519 0,519 4,082 4,082 3,175 3,175 Xi.min, Ом 0,72 0,72 6,283 6,283 8,07 8,07

3.1 Расчет ударных токов

Ударный ток КЗ требуется для выбора коммутационного и измерительного оборудования по динамической стойкости.

Определяется по формуле :

iу 2 К У I (3)

где К У — ударный коэффициент, определяется по формуле :

0, 01 0, 01

KУ 1 е Та

1 е 0, 02

1,6

где Tа — время затухания апериодической составляющей тока КЗ , для 220 и 110 кВ Tа 0,02 сек, для 10 кВ Tа 0,01 :

i у.К1 2 К У I К1ВН.МИН.

(3)

2 1,6 6 ,388 15,49 кА i у.К2 2 К У I К2.СН.МАКС

(3)

2 1,6 6,226 14,088 кА

Таблица 3.2 — Итоги расчета ударных токов к.з. на шинах ПС “Южная”

Полученные Шины 10 кВ Шины 110 кВ Шины 220 кВ значения 1секция 2секция 1секция 2секция 1секция 2секция I3к.max, кА 42,9856 42,9856 14,088 14,088 15,49 15,49 I3к.min, кА 34,923 34,923 12,03 12,03 10,124 10,124

На основании полученных расчетов выберем оборудование подстанции ОРУ-220 кВ и рассчитаем уставки релейной защиты ПС 220/110/10В «Южная»

4 Выбор высоковольтного оборудования ОРУ-220 кВ ПС 220 кВ «Южная»

4.1 Условия выбора высоковольтного оборудования подстанций

Выбор оборудования производиться по следующим параметрам:

1) По напряжению электроустановки :

U уст U ном . (4.1)

2) По максимальному рабочему току :

I раб.н I ном , (4.2)

где U ном , I ном – паспортные параметры выключателя;

3) Проверка на отключающую способность выключателя :

I ПО I ОТКЛ (4.3)

4) Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:

iу I m дин , (4.4)

На термическую стойкость выключатель проверяют по условию :

В Вk (4.5) где В k – значение импульса квадратичного тока, гарантированное заводом изготовителем, определяется по формуле:

Вk I T2 t T , (4.6)

где I T – ток термической стойкости, кА; tT – допустимое время действия термического тока предельной стойкости, с ; I T и tT – справочные данные;

  • В – расчетный импульс квадратичного тока к.з., определяется по формуле:

В 2

I no t откл Ta , (4.7)

где tоткл – время отключения к.з.:

tоткл = tрз+tвык, (4.8)

где tрз – время действия релейной защиты принимается 0,4 с.; tвык — собственное время отключения выключателя (паспортный параметр), с.

4.2 Выбор высоковольтного выключателя ОРУ-220 кВ

Выбор выключателей осуществляется в соответствии с требованиями СТО 5694700729.130.10.095 2011. «Выключатели переменного тока на напряжение от 3 до 1150 кВ. Указания по выбору» п. 3.1 [10].

18 стр., 8507 слов

Вакуумные выключатели

... широкое при­менение: 1. Высокая износостойкость при комму­тации номинальных токов и номинальных токов отключения. Число отключений номи­нальных токов вакуумным выключателем (ВВ) без замены ВДК составляет 10-50 тыс. число ... 20 кА); ВБТШ-10-20/630 ХЛ5 - для электроснабже­ния шахт (номинальный ток 630 А, ток отключения 20 кА). Вакуумные выключатели ВБЛ - 35 выкатного типа (рис. 1.3) разра­ботаны ...

Выключатель выбирается на основании сопоставления его параметров с характеристиками сети в месте установки выключателя в нормальных и аварийных режимах Выключатели выбирают по номинальным параметрам в соответствии с п.4.1 данной работы.

Проверяют на термическую и динамическую стойкость. Значения номинальных параметров коммутационного оборудования выбирают из ряда стандартных значений по ГОСТ Р 52565 -2006.

Таблица -4.1 Условия выбора выключателя Наименование Требуемые Расчетные величины Условие параметра параметры для выбора выбора

выключателя выключателя Номинальное U уст U ном

U ном =220 Uycm. = 220 напряжение, кВ

Iрасч.1 = 136 А I раб.н I ном Номинальный ток, А I ном = 2000, А

Iрасч.2 = 345,3 А Номинальный ток I ПО I ОТКЛ

Iо.ном.р = 40 кА Iо.ном.р = Inτ = 6,196 кА отключения, кА Ток

iу Iм электродинамической I м дин = 100 кА i у = 15,49 кА дин

стойкости кА Номинальный ток I I кз.макс = 6,388 кА I кз.макс I ОТКЛ

ОТКЛ = 40 кА отключения, кА Ток термической В 6 ,196 2no 0,045 0,01a В Вк стойкости кА В к = 100 кА

1,76 ,, кА

1. Выбор выключателя по номинальному напряжению Номинальное напряжение выключателя должно быть больше или равно номинальному напряжению в месте установки:

  • Uном Uном / Uн.р.,кВ Uуст ; Uуст 220 кВ

Выбирается из ряда номинальных параметров

U ном 220кВ, Uном / Uн.р. 220 / 252, кВ

2. Выбор выключателя по номинальному току. При выборе выключателя по номинальному току Iном Iнагр.мах . выбирается величина из

ряда номинальных значений тока. Для ВЛ 220 кВ Кинельская – Уральская с отпайкой на ПС Южная (Кинель – Уральская).

Iнагр.мах = 136 А (Зимний максимум 2020 г. Вариант деления транзита 110 кВ Южная-Росташинская-Бузулукская/Сорочинская: нормально разомкнутое состояние СВ-110 кВ ПС 110 кВ Росташинская при работе ВЛ 110 кВ Южная-Росташинская-1, 2 на 1 или 2 СШ110 кВ ПС 110 кВ Росташинская, а ВЛ 110 кВ Бузулукская-Росташинская, ВЛ 110 кВ Росташинская-Сорочинская на 2 или 1 СШ-110 кВ ПС 110 кВ Росташинская. Отключены ВЛ 220 кВ Куйбышевская-Бузулукская и ВЛ 220 кВ Красноармейская-Бузулукская).

Для автотрансформатора АД-1Т

S НОМ.ТР 125000

I нагр.max 0,7 345 ,3 А

3 Uн 3 230

В соответствии с техническими решениями, принятыми на подстанции I ном выключателей принимается равным 2000 А.

3. Выбор выключателя по номинальному току отключения. В соответствии с п.7.1.1 СТО 56947007-29.130.10.095-2011. «Номинальный ток отключения выбирается из ряда номинальных значений, по наибольшему возможному эффективному значению периодической составляющей тока короткого замыкания в месте установки выключателя в момент размыкания его контактов» [7]:

Iо.ном Iо.ном.р In 6,196 кА, принимаем Iо.ном 40 кА

4. Проверяем выключатель по условиям КЗ

Iп.0 6,388кА;i уд 15,49кА;Iп 6,196 кА.

По способности на включение:

  • Iвкл.ном 40 кА Iп.0 6,196 кА;
  • Iвкл.ном 100 кА i уд 15,49кА.

По отключающей способности:

Iоткл.ном 40 кА Iп 6,196 кА.

10 стр., 4893 слов

Выключатели высокого напряжения

... работе. Завод-изготовитель должен производить выключатели способные выдерживать ток электродинамической стойкости равный . 5. Номинальный ток включения — ток КЗ, который выключатель с соответствующим приводом ... воздушные, элегазовые, электромагнитные, автогазовые, вакуумные. К особой группе относятся выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение токов нормального режима. Рис.1 выключатель ...

На отключение апериодической составляющей тока КЗ:

  • i а.ном i а. ;
  • iа 2 I п.0 e / Tа . эк

2 6,388 e 0, 04 / 0,031

6,06 кА ,

где τ = tвыкл.соб + 0,01= 0,03+0,01=0,04 с – время до начала расхождения контактов выключателя, Т а.эк определяем из уравнения:

0 , 01 / Tа . э к

i уд 2 I п.0 (1 e );

0 , 01 / Tа . э к

15,49 2 6,196 (1 e );

  • отсюда Та.эк = 0,01 с.

Для τ = 0,04 с норм = 40%, поэтому

iа.ном 2 I откл.ном норм / 100 2 40 40 / 100 22,6кА

iа.ном = 22,6кА > iа.τ = 6,06 кА.

Для большинства выключателей составляет (β) т не более 40%, что составляет ~16 кА от принимаемого тока КЗ – 40 кА, (β)р в процентах в момент размыкания контактов выключателя, составляет приблизительно 7 % от принимаемого тока КЗ – 40 кА .

Проверяем выключатель на электродинамическую стойкость:

  • Iпр.скв 40 кА Iп.0 6,388кА;
  • iпр.скв 100 кА i уд 15,49 кА.

По расчетным значениям и в соответствии с п.1.3 данной квалификационной работы выберем для ОРУ – 220 кВ элегазовые выключатели с пружинным приводом ВГТ-220-40/2500У1 производства ОАО «Электротяжмаш», на основании положительного результата в соответствии с Актом комиссии по приемке опытно-конструкторской работы и установочной серии элегазовых выключателей типа ВГТ-1А1-220-40/2500 ПАО «ФСК». При этом данные выключатели хорошо себя зарекомендовали в течении эксплуатации на многих электроэнергетических предприятиях.

Таблица -4.2 Паспортные параметры ВГТ-1А1-220-40/2500 У1 Наименование параметра Параметры Расчетные величины для

выключателя выбора выключателя

Номинальное напряжение, кВ U ном =220 Uycm. = 220

I ном = 2500, А

Iрасч.1 = 136 А Номинальный ток, А

Iрасч.2 = 345,3 А Номинальный ток

Iо.ном.р = 40 кА Iо.ном.р = Inτ = 6,196 кА отключения, кА Ток электродинамической Iм = 100 кА i у = 15,49 кА

дин стойкости кА Номинальный ток I ОТКЛ = 40 кА I кз.макс = 6,388 кА отключения, кА

Продолжение таблицы 4.2 Ток термической стойкости В 6 ,196 2no 0,045 0,01a кА Вк =100 кА

1,76 ,, кА Полное время отключения, сек 0,045 0,045 Собственное время tвыкл.соб = 0.03 tвык = 0.04 отключения, сек

Рисунок 4.1 – Габаритные размеры ВГТ -1А1-220-40/2500 У1

4.3 Выбор разъединителей ОРУ-220 кВ

Выбор разъединителей осуществляется в соответствии с СТО 56947007- 29.130.10.077-2011 «Типовые технические требования к разъединителям классов напряжения 6-750 кВ» и ГОСТ Р 52726-2007 «Разъединители и заземлители переменного тока на напряжения свыше 1 кВ и приводы к ним. Общие технические условия» [7].

Разъединители выбирают по номинальным параметрам в соответствии с п.4.1 данной работы. Проверяют на термическую и динамическую стойкость.

Так как разъединители 220 кВ устанавливаются в одной цепи с выключателем, то соответствующие расчетные величины ( Uрасч , Iрасч ) для них

такие же, как и у выключателей [7].

Таблица -4.3 Условия выбора разъединителя Наименование Требуемые Расчетные величины Условие

параметра параметры для выбора выбора

выключателя выключателя Номинальное U ном =220 U уст U ном

Uycm. = 220 напряжение, кВ

Iрасч.1 = 136 А I раб.н I ном Номинальный ток, А I ном = 2000, А

Iрасч.2 = 345,3 А Ток

iу Iм электродинамической I м дин = 100 кА i у = 15,49 кА дин

стойкости кА Ток термической В 6 ,196 2no 0,045 0,01a В Вк стойкости кА В к = 40 кА

1,76 ,, кА

В соответствии с требованиями ГОСТ Р52726-2007 п . 5.6.1 [7] разъединители во включённом положении должны выдерживать без повреждений препятствующих их нормальной работе, электродинамическое и термическое воздействия токов короткого замыкания – номинальный кратковременный выдерживаемый ток (ток термической стойкости) IТ, равный одному из значений, приведенных в таблице 4.2,

В соответствии с СТО 56947007-29.130.10.077-2011 [7] кратковременный выдерживаемый ток (ток термической стойкости) I Т : Ток, который коммутационное оборудование должно пропускать во включенном положении в течение нормированного короткого промежутка времени при предписанных условиях применения и поведения. Так как разъединители 220 кВ устанавливаются в одной цепи с выключателем, то величина тока пропускаемого разъединителем во включённом положении, не должна быть меньше номинального тока отключения выключателя Iо, ном [7] следовательно:

IТ 40 кА . Отсюда

IД 2,5

  • 40 100 кА.

IТ. 40 кА Iп 6,196 кА.

Начальное действующее значение периодической составляющей Iнп должно быть больше или равно начальной периодической составляющей тока КЗ в данной цепи [7].

Примем к установке разъединители трехполюсные с двумя комплектами заземляющих ножей РГН.2-220.II/1000-40 УХЛ1, трехполюсные с одним комплектом заземляющих ножей РГН.1б-220.II /100040 УХЛ1 и однополюсных с одним комплектом заземляющих ножей РГН. 1б -ОП-220. II /1000-40 УХЛ1производства ЗАО «ЗЗТО».

Таблица 4.4 – Разъединитель типа РГН.2-220.II/1000-40 УХЛ1 Наименование параметра Паспортные значения Расчетные

величины

1 2 3 Номинальное напряжение, кВ 220 220 Наибольшее рабочее напряжение,

230,0 230 кВ Номинальный ток, А Iрасч.1 = 136 А

1000

Iрасч.2 = 345,3 А

Продолжение таблицы 4.4 Ток электродинамической

100 15,49 стойкости кА Ток термической стойкости кА 40,0 15,49 Время протекания номинального выдерживаемого тока, сек

  • для главных ножей 3 0,045
  • для заземлителя 1

Рисунок 4.2 – Габаритные размеры РГН.2-220.II/1000-40 УХЛ1

Разъединители типа РГН.1б-220.II /1000-40 УХЛ1 и РГН. 1б -ОП-220. II /1000-40 УХЛ1производства ЗАО «ЗЗТО» имеют аналогичные параметры с разъединителем типа РГН.2-220.II/1000-40 УХЛ1.

4.4 Выбор трансформаторов тока для ОРУ-220 кВ

Выбор измерительных трансформаторов тока (ТТ) выполняется в соответствии с требованиями ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия» [7] и СТО 56947007- 29.180.085-2011 «Типовые технические требования к трансформаторам тока 110 и 220 кВ» [7].

ТТ выбирают по номинальным параметрам в соответствии с п.4.1 данной работы.

Проверяют на термическую и динамическую стойкость.

Таблица -4.5 Условия выбора трансформатора тока

Наименование Требуемые Расчетные величины Условие

параметра параметры для выбора выбора

выключателя выключателя Номинальное U ном =220 U уст U ном

Uycm. = 220 напряжение, кВ

I ном = 1000- Iрасч.1 = 136 А I раб.н I ном Номинальный ток, А

500, А Iрасч.2 = 345,3 А Ток

iу Iм электродинамической I м дин = 100 кА i у = 15,49 кА дин

стойкости кА Ток термической В 6 ,196 2no 0,045 0,01a В Вк

Вк = 40 кА стойкости кА 1,76 ,, кА Время протекания номинального tт≥tоткл

3 0,045 выдерживаемого тока, сек

Так как ТТ 220 кВ устанавливаются в одной цепи с выключателем, то соответствующие расчетные величины ( Uрасч , Iрасч ) для них такие же, как и у

выключателей то U ном выбирается равным Uуст , а I ном.1 первичный

номинальный ток выбирается из ряда номинальных значений первичного тока согласно ГОСТ 7746 – 2001 [7]:

  • для ячеек линии 220 кВ и для ячейки автотрансформатора выбираем — 1000-500 А; Вторичный номинальный ток ТТ выбирается 5 А.

Выбор трансформатора тока по классу точности выполняется в соответствии с требованиями СТО 56947007-29.240.10.028-2009 «Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ(НТП ПС) п.19.3.3 [7] класс точности вторичной обмотки для цепей АИИС КУЭ измерительных трансформаторов тока (ТТ) должен быть:

  • для воздушных и кабельных линий с номинальным напряжением 220 кВ и выше — не хуже 0,2S; — для присоединений с присоединенной мощностью 100 МВт и более — не хуже 0,2S

В соответствии с п.1.3 данной квалификационной работе к установке примем элегазовый трансформатор тока ТОГФ – 220 – 1000-500/5 и встроенный ТТ в ввода силового трансформатора АТДЦТН-125000/220/110 АД-1Т типа ТВТ-220 .

Рисунок 4.3 – Габаритные размеры РГН.2-220.II/1000-40 УХЛ1

4.5 Выбор ОПН для ОРУ-220 кВ

Ограничители перенапряжения выбирают по следующим параметрам:

  • номинальному напряжению;
  • допустимому рабочему напряжению на аппарате;
  • Ограничители типа ОПН – 220 кВ предназначены для защиты электрооборудования распределительных электрических сетей переменного тока с изолированной или компенсированной нейтралью от грозовых и коммутационных перенапряжений.

Технические данные ограничителей перенапряжения на 220 кВ представлены в таблице 4.6. Таблица 4.6 -Технические данные ограничителей перенапряжения на 110 кВ

Характеристика ОПН-220/82/10/40 УХЛ1

1 2

Класс напряжения сети, кВ 220 Номинальное напряжение ОПН, кВ 230 Номинальный разрядный ток, кА 10 Остающееся 250 А, кВ, не более 212 напряжение 500 А, кВ, не более 217

при 1000 А, кВ, не импульсном 223

более токе 30/60 мкс 2000 А, кВ, не с амплитудой: более импульсном 5 кА, кВ, не более токе 8/20 мкс с амплитудой: 10 кА, кВ, не более

Выбираем ограничитель перенапряжения марки ОПН-220/82/10/40 УХЛ1. Рисунок 4.4 – Габаритные размеры ОПН-220/82/10/40 УХЛ1.

5 Собственные нужды и система постоянного тока подстанции

Существующий ЩСН 380/220 В выполнен по схеме неявного резерва. Система заземления щита и электроприемников подключаемых к нему TN-CS. Категория электроснабжения электроприемников подключаемых к щиту СН – I-я. Запитывается от Р-1-Т (ТСН-1) и Р-2-Т (ТСН-2).

Питание Р-1-Т (ТСН-1) и Р-2-Т (ТСН-2) осуществляется от КРУН 10 кВ ячейка №2 и №21.

Мощности и типы установленных ТСН:

  • ТСН-1(Р-1-Т) – ТМ-400/10/0,4 кВ;
  • ТСН-2(Р-2-Т) – ТМ-400/10/0,4 кВ.

Загрузка трансформаторов собственных нужд ПС 220 кВ «Южная» составляет около 14 % — 90+18,76 = 108,76 кВт (протокол замера контрольного дня 19.12.12 – зимний максимум).

При реконструкции предусматривается увеличение мощности СН. Общая расчётная нагрузка проектируемых потребителей с учётом коэффициента спроса и одновременности составит, приблизительно 49 кВт

Загрузка трансформаторов собственных нужд с учетом проектных нагрузок увеличится не значительно. Замена трансформаторов собственных нужд на следующий габарит не требуется. Питание цепей обогрева, приводов выключателей, приводов разъединителей, шкафов управления, ящиков зажимов, вновь устанавливаемого оборудования, предусматривается с двух дополнительных шкафов с автоматическими выключателями, которые подсоединяются к разным секциям существующего щита собственных нужд (ЩСН).

Дополнительные шкафы устанавливаются на резервные места в помещении ГЩУ. Разработка дополнительных шкафов ЩСН выполняется на стадии рабочей документации. Оперативный ток подстанции постоянный 220 В. Щит постоянного тока (ЩПТ) запитан от аккумуляторной батареи. Номинальная емкость аккумуляторной батареи составляет 585 А/ч. В связи с демонтажем выключателя ВВН-220 (АД-1Т У-220-10/1000 с приводом ШПЭ44) потребляющим при включении 550 А, необходимость в использовании батарей такой емкости отпадает, надежность существующей системы ОПТ увеличится.

В соответствии с СТО 56947007-29.240.10.028-2009 «Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС)» п. 1.13.1 [7] «При проектировании технического перевооружения и реконструкции подстанций должны быть устранены дефекты, неисправности и повреждения оборудования, конструкций, устройств, схем, зданий, сооружений, а также изменены все технические решения, которые не соответствуют действующим нормативам или являлись причиной отказов при эксплуатации подстанций. Допускается оставлять без изменений конструкции и технические решения, принятые на существующей подстанции, если, несмотря на их несоответствие нормам, действующим на момент технического перевооружения, они удовлетворяют требованиям правил техники безопасности при производстве соответствующих работ, и в процессе эксплуатации не было случаев отказов по причинам этих несоответствий», рекомендуется оставить систему ОПТ ПС 220 кВ «Южная» без изменений. Вновь проектируемое оборудование подключается к блокам предохранителей, которые устанавливаются на существующий щит постоянного тока.

6 Выбор релейной защиты и автоматики

6.1 Микропроцессорное релейная защита ШЭ2607

Микропроцессорное устройство защита ШЭ2607 изготавливается компанией ООО ННП «ЭКРА» (г. Чебоксары), и выполняет функции токовой защиты (в том числе дифференциальной) для автотрансформаторов

Функции данного устройства таковы:

  • трехступенчатая максимально-токовая — защита (МТЗ) с независимой выдержкой времени;
  • двухступенчатая дифференциальная защита. Первая ступень чувствительная дифференциальная зашита (ДТ) с функцией торможения, вторая ступень — дифференциальная отсечка (ДО).

Питание устройства ШЭ2607 может осуществляться как от источника постоянного, так и от источника переменного оперативного тока.

Все имеющиеся данные в устройстве передаются диспетчеру и могут обрабатываться по месту или дистанционно.

6.2 Расчёт уставок защиты трансформатора с применением устройства ШЭ2607

Параметры терминала ШЭ2607 для защиты силового трансформатора, со схемой Y/∆:

  • на ВН – звезда;
  • на НН – треугольник.

Электрическая нагрузка (максимальная) силового трансформатора – Sнагр.max = 93 МВ∙А.

Значения токов КЗ (максимальный/минимальный режим) на стороне 220 кВ (точка К1) и шинах 110 кВ (точка К2) представлены в таблице 6.1. Таблица 6.1 – Значения токов КЗ Величина напряжения Режим ЭЭС Ток КЗ

Максимальный ВН

I (K31)MAX 6288 А Сторона 220 кВ

Минимальный ВН

I (K31)MIN 4171 А

Максимальный СН

I (K31)MAX 6127 А Сторона 110 кВ

Минимальный СН

I (K31)MIN 5157 А

Максимальный I (K32) HН

MAX 19840 А Сторона 10 кВ

Минимальный I (K32) HН

MIN 15323 А

Значения токов короткого замыкания в К2, приведенные к стороне ВН определяются по выражению:

I K(32) НН

I K(32) ВН ,

где I (K32) HH — ток 3х-фазного КЗ на стороне 10 кВ; kT — коэффициент трансформации СТ.

Ток короткого замыкания в максимальном режиме электроэнергетической системы:

19840

I (K32) ВН

MAX 1361 А.

220 / 10 ,5

Ток КЗ в минимальном режиме электроэнергетической системы:

15323

I (K32) ВН

MIN 1168 А.

220 / 10 ,5 6.3 Расчёт уставок дифференциальной защиты трансформатора

Дифференциальная защита реализовывается на основе терминала типа РС83-ДТ2. Методика выбора уставок представлено ниже:

  • На стороне ВН – 220 кВ, коэффициент выравнивания:

I НОМ .ТТ .ВН

K B1 ,

3 I НОМ .ТР .ВН

K B1 1,078 , К В1 1,08 .

3 160 ,8

На стороне НН – коэффициент выравнивания:

I НОМ .ТТ . НН

K B2 ,

I НОМ .ТР . НН

3000

K B2 1,022 , К В 2 1,02 .

2936 ,05

Уставки по току находятся:

ДТ 5 1,0

I УСТ . ВН 4,63 A.

1,08

ДТ

I УСТ . ВН 4,6 A.

ДТ 5 1,0

I УСТ . НН 4,91 A.

1,02

ДТ

I УСТ . НН 4,9 A.

Ток срабатывания:

ДТ

I УСТ . ВН K ТТ . ВН

I СЗДТ.ВН ,

K СХ .ВН ДТ 4,6 300 / 5 I СЗ . ВН 159 ,54 А. Коэффициент чувствительности:

( 2)

I КЗ . min kЧ ,

I СР.ТО

( 2) 3 ( 3) I КЗ I КЗ ;

3 ( 2) I КЗ 1168 1010 А ;

1010 k× 6,33 2.

159 ,64

Уставка по вторичному току срабатывания:

ДО

5 I

ДО СР I УСТ . ВН ;

K В1

ДО 5 6,0 ДО I УСТ . ВН 27 ,78 А. I УСТ . ВН 28 А.

1,08

ДО

5 I

ДО СР I УСТ . НН ;

K В2

ДО 5 6,0 ДО I УСТ . НН 29 ,41 А. I УСТ . НН 30 А.

1,02

Ступень отсечки дифференциальной:

28 300 / 5 I СЗДО. ВН 971,09 A.

45

По известному значению тока трехфазного КЗ в минимальном режиме в точке K1 найдем ток двухфазного КЗ:

  • I К( 21)m in 2357 2041 A ;

2041

kЧ 2,11 1,5 .

971,09

Первая ступень отсечки шкафа защит ШЭ2607 удовлетворяет требованиям.

Рисунок 6.1- Релейная защита и автоматика автотрансформатора АД-1Т ПС

220 кВ «Южная»

7 Изоляция, молниезащита, защита от перенапряжений, заземление, освещение

Подстанция размещена в зоне второй степени загрязненности. В соответствии с ПУЭ (ПУЭ, 7 издание, гл. 1.9 и по ГОСТ 9920-89) удельная эффективная длинна пути утечки вновь устанавливаемого оборудования, принимается не менее 2,25 см/кВ.

Изоляционные покрышки основного электрооборудования (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, шинных опор) выполняются из фарфора.

Защита оборудования от прямых ударов молнии выполняется в соответствии с РД 153-34.3-35.125-99 «Руководство по защите сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений» часть 3 раздел 9.2 «Защита станций и подстанций от прямых ударов молнии» существующими отдельно стоящими молниеотводами и молниеотводами, совмещенными с прожекторными мачтами.

Проектируемая ячейка 220 кВ автотрансформатора АД-1Т, вновь устанавливаемый автотрансформатор 125 МВА, проектируемая линейная ячейка ВЛ 220 кВ Кинельская – Уральская с отпайкой на ПС Южная попадают в зону покрытия существующей молниезащиты подстанции.

Защита оборудования ОРУ 220 кВ от волн перенапряжений, приходящих с ВЛ и коммутационных перенапряжений выполняется ОПН220 кВ.

Для осуществления защиты от поражения электрическим током при косвенном прикосновении к открытым проводящим частям электрооборудования, на территории реконструируемых ячеек предусматривается заземляющее устройство (ЗУ), которое выполняется в соответствии с СТО 56947007-29.130.15.114-2012.

Сопротивление заземляющего устройства ОРУ 220 и 110 кВ должно составлять не более 0,5 Ом.

ЗУ прокладывается на глубине 0,7 м от уровня спланированной земли. Корпуса электрооборудования соединяются с продольными элементами ЗУ, прокладываемыми вдоль рядов оборудования со стороны обслуживания. Продольные элементы ЗУ соединяются поперечными элементами, что способствует эффективному выравниванию электрического потенциала на территории рассматриваемой электроустановки. ЗУ выполняется из полосовой стали сечением 5х40 мм2.

Все вновь устанавливаемое оборудование подсоединяется к существующему заземляющему устройству.

К заземляющему устройству подсоединить все металлические части электрооборудования, которые могут оказаться под напряжением при нарушении изоляции.

Разность потенциалов, которая может быть кратковременно приложена к изоляции кабелей вторичных цепей, не превышает 2,5 кВ (ГОСТ Р 50571.19-2000).

Допустимое напряжение прикосновения на рабочих местах по ГОСТ 12.1.038-82 не должно превышать 500 В при длительности импульса до 0,1 с.

При выполнении заземления должны быть учтены требования СТО 56947007 29.240.044-2010 по защите вторичных цепей от импульсных помех.

Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю, не превышает 10 кВ (ПУЭ, п.1.7.89)

Освещение ОРУ 220 кВ и 110 кВ выполнено существующими прожекторами, установленными на прожекторных мачтах.

Вновь вводимое оборудование попадает в зону существующего освещения.

Заключение

В работе был разработан проект реконструкции ОРУ -220 кВ подстанции «Южная» 220/110/10 кВ.

Согласно условиям реконструкции была произведена замена существующего автотрансформатора АД-1Т мощностью 63 МВА на автотрансформатор мощностью 125 МВА в связи с повышением нагрузки.

Согласно нормативным документам и проделанным расчетам к установке в ОРУ -220 кВ было принято следующее оборудование:

  • на стороне 220 кВ: колонковый элегазовый выключатель марки ВГТ1А1-220-40/2500 У1;
  • трансформаторы тока ТОГФ-220-У1 и ТВТ – 220 кВ;
  • ограничители перенапряжения типа ОПНН-220/84-У1;
  • трансформаторы напряжения марки НКФ – 220-83;
  • разъединители марки РГН.2-220.II/1000-40 УХЛ1, РГН.1б-220.II /1000-40 УХЛ1 и РГН. 1б -ОП-220.II/1000-40 УХЛ1производства ЗАО «ЗЗТО»;
  • Также была произведена замена средств релейной защиты на микропроцессорные терминалы защит типа ШЭ2607 производства ООО ННП «ЭКРА» (г. Чебоксары).

В результате произведённой реконструкции главной понизительной подстанции она соответствует всем современным нормам и требованиям.

Список использованных источников

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/bakalavrskaya/podstantsiya-kv/

1. Правила устройств электроустановок (ПУЭ).

С.Пб.: Энергоатомиздат, 2002.

2. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок и потребителей. М.: Энергоатомиздат, 2012.

3. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования: РД 153-34.0-20.527-98/ под ред. Б.Н. Неклепаева. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.

4. Кудрин, Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для вузов / Б.И. Кудрин. – М.: Интермет Инжиниринг, 2005.

5. Басс, Э.И. Релейная защита электроэнергетических установок/ Э. И. Басс – М.: Энергоатомиздат, 2002.

6. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. – М.: Энергоатозиздат, 1989.

7. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций/ Л.Д.Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова – М.: Изд. центр «Академия», 2004.

8. Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 1101150 кВ: в 6 т. / Е.Ф. Макаров ; под ред. гл. специалистов ОАО «Мосэнерго». – М. : Изд-во «Энергия», 2006. – Т.4.

9. Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 1101150 кВ: в 6 т. / Е.Ф. Макаров ; под ред. гл. специалистов ОАО «Мосэнерго». – М. : Изд-во «Энергия», 2006. – Т.2.

10. Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ: в 6 т. / Е.Ф. Макаров ; под ред. гл. специалистов ОАО «Мосэнерго». – М. : Изд-во «Энергия», 2006. – Т.6.

11. Справочник энергетика. Учебник./В.И. Григорьев – М.: Колос, 2006.

12. Электротехнический справочник: В 4 т. Т.3. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общ. ред. В.Г. Герасимова и др. М.: МЭИ, 2002.

13. Самолина, О.В. Релейная защита понизительной трансформаторной подстанции: учебное пособие/ О.В. Самолина — Тольятти: ТГУ, 2007.

14. Щербаков, Е.Ф. Распределение электрической энергии на предприятиях: учебное пособие/ Е.Ф. Щербаков, А.Л. Дубов – Ульяновск: УГТУ, 2006.

15. Шевченко, Н.Ю. Электроснабжение: учебное пособие/ Н.Ю. Шевченко – Волгоград: ВГТУ, 2006.

16. Mcdonald, J. D. Electric Power Substations Engineering / J. D. Mcdonald [и др.]. – Майями: CRC Press Taylor & Francis Group, 2012. – 593c

17. Hewitson, Leslie G. Practical System Protection (Practical Professional Books) / L. G. Hewitson. – Newnes, 2005. – 290 с.

18. Gers, J. M. Protection of Electricity Distribution Networks, 3rd Edition (Energy Engineering) / J. M. Gers, E. D. Holmes. — The Institution of Engineering and Technology, 2011. – 368 с.

19. Lakervi, E. Electricity Distribution Network Design, 2nd Edition (Energy Engineering) / E. Lakervi, E. J. Holmes. — The Institution of Engineering and Technology, 2005. – 338 с.

20. Bayliss, C. Transmission and Distribution Electrical Engineering / C. Bayliss, B. Hardly. – Newnes, 2012. – 1180 с.