Реконструкция сто

Актуальность темы. Эффективность и надежность работы электрооборудования электроподстанций зависит от их технического состояния. Современное электрооборудование имеет достаточно высокие конструктивные показатели надежности. Однако в процессе эксплуатации под влиянием различных факторов, условий и режимов работы исходное состояние оборудования постоянно ухудшается, снижая эксплуатационную надежность и увеличивая риск отказов. В этой связи возникает насущный вопрос о правильной эксплуатации и своевременной реконструкции оборудования подстанции.

Научная новизна и практическое значение работы. При реконструкции необходимо учитывать все современные требования к системам электроснабжения и стандарты по показателям качества электроэнергии (PQI).

Очень важно выбрать наиболее подходящие схемы электроснабжения и средства коррекции PKE. В обоих случаях необходимо учитывать экономические критерии и обеспечивать надежность систем электроснабжения.

Все вышеперечисленные требования к системе электроснабжения могут быть выполнены с помощью различных технических решений. Окончательная оценка этих решений производится путем сравнения их технических и экономических качеств, т.е. в зависимости от степени надежности и стоимости решения. Затраты определяются как капитальные затраты, так и годовые операционные расходы. Все эти проблемы возникают не только при проектировании, но и при эксплуатации в процессе развития энергосистемы с постоянным ростом потребителей и их нагрузок. Никакое техническое решение не может быть достаточно обоснованным без соответствующей экономической оценки.

Основные требования к модернизации систем электроснабжения следующие

  • необходимо стремиться к минимальной реконструкции подстанций и сетей;
  • Подача электроэнергии потребителям не должна прерываться;
  • Все устаревшее и изношенное оборудование на всех подстанциях должно быть заменено на новое, отвечающее всем требованиям надежности;
  • Модернизация существующих сетей должна проводиться при сохранении существующих систем электроснабжения.

Задачей работы является изучение проекта реконструкции ГПП-2Г-110/10 г.Актау. Актау.

Корректировка проектной и расчетной документации проекта «Реконструкция сетей внешнего электроснабжения верхней зоны города (ГПП-2Г)».

4 стр., 1552 слов

Реконструкция совмещённой тягово-понизительной подстанции (СТП) метрополитена

... реконструкции системы электроснабжения. В завершение рассматриваются вопросы безопасности жизнедеятельности при производстве работ обслуживающим персоналом. Для выполнения поставленной в данной работе цели необходимо: Провести анализ исходных данных и характеристики существующих подстанций ... Задачей данного дипломного проекта является реконструкция совмещенной тягово-понизительной подстанции станции ...

Предметом диссертации является основная подстанция 110/10 кВ «ГПП-2Г», которая находится под оперативным управлением ГКП «АУЭС» и ТОО «МАЭК-Казатомпром». Ремонт и оперативное обслуживание подстанции осуществляет ЦТП «МАЭК-Казатомпром».

Энергоснабжающая организация (ТОО «МАЭК-Казатомпром») в точке подключения к электрической сети, т.е. на шинах 110 кВ, должна обеспечить качество поставляемой электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 «Стандарты качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения».

Главная подстанция ГПП-2г напряжением 110/10 кВ расположена в районе города Актау и питает потребителей в близлежащих сетях напряжением 10 кВ. Мощность подстанции 2х25000 кВА. Трансформаторы имеют низковольтную расщепленную обмотку.

Краткое описание и организационная структура объекта исследования

Организационная структура ГПП-2Г-100/10

Главная подстанция 110/10кВ «ГПП-2Г» находится под оперативным управлением ГКП «АУЭС» и ТОО «МАЭК-Казатомпром». Ремонт и оперативное обслуживание подстанции осуществляет ЦТП «МАЭК-Казатомпром».

Энергоснабжающая организация (ТОО «МАЭК-Казатомпром») должна реализовываться в точке подключения к электрическим сетям, т.е. на автобусах 110 кВ качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 «Стандарты качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения».

Номинальное отклонение напряжения потребителей подстанции «ГПП-2Г» в пределах ±5% от Ен (требования ГОСТ 13109-97 и ПУЭ, I п. 1.2.22) обеспечивается конструктивными решениями по применению на ПС 110/10 кВ — трансформаторов с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой. На шинах 10 кВ ПС 110/10 кВ «ГПП-2Г» стабилизированное напряжение +5% от Ен. Это позволяет оптимально эксплуатировать распределительную сеть 10 кВ и поддерживать стандартный уровень напряжения на потребителях подстанции, требуемый ГОСТом (т.е. ± 5% от ЕН).

Главная подстанция ГПП-2г напряжением 110/10 кВ расположена в районе города Актау и питает потребителей в близлежащих сетях напряжением 10 кВ. Мощность подстанции 2х25000 кВА. Трансформаторы имеют расщепленную низковольтную обмотку.

Питание подстанции осуществляется от двух высоковольтных линий 110 кВт от ТЭЦ-1 и ДРП-110 кВт. Есть отроговая линия до ГПП-16.

Ниже приведены характеристики и параметры существующего основного оборудования:

  • Схема ОРУ 110 кВ 110-4Н с одним комплектом ОД-КЗ;
  • Схема внутреннего распределительного устройства-10 кВ — система одинарных шин, секционные выключатели;
  • Количество и мощность трансформаторов на подстанции — ТРДН-25000/110-1, 2х25,0 МВ-А, с ОДН ± 9х1,78%;
  • Шкафы 10 кВ, тип К-47.

Схема основных электрических соединений показана на рис. 1.1.

Рис. 1.1 Схема основных электрических соединений ПС 110/10 кВ «ГПП-2Г».

10 стр., 4664 слов

Релейная защита трансформаторов

... нагрузкой трансформаторы оборудуются устройствами РПН (регулятором переключения отпаек обмотки трансформатора под нагрузкой). Автоматическое изменение n осуществляется специальным регулятором коэффициента трансформации (АРКТ), воздействующим на РПН.. 3. ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ Трансформаторы малой ...

Проблемы темы диссертации

Реконструкция ПС 110/10 кВ «ГПП-2г».

В соответствии с проектной схемой подстанции 110/10 кВ «ГПП-2Г» на подстанции планируется установка 2-х трансформаторов ТРДН-25000/110 на напряжение 110/10/10 кВ с расщепленной вторичной обмоткой, мощностью 2х12500 кВА, с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой в пределах 115±9х1,78% кВ.

Новое распределительное устройство 10 кВ построено по схеме 10 — 1 «секционная шинная сборка с двумя проходными изоляторами». Данная схема соответствует методическим рекомендациям работы 407-03-456.87 «Принципы электрических схем распределительных устройств 6 — 750 кВ подстанций».

ZRU оснащен распределительным устройством D-12P компании Kruelta Ltd. (Россия-Польша) на 18 ячеек, включая 14 ячеек линии.

Нормальная работа подстанции предусматривает раздельную работу трансформаторов на 10 кВ. В случае отключения одного из трансформаторов, автоматический переключатель (ASR) обеспечивает переключение секционных автоматических выключателей 10 кВ в двух распределительных

Оборудование подстанции сертифицировано по классу изоляции ХЛ1 и У1 и по техническим данным соответствует требованиям МЭК и ГОСТ.

Вспомогательное питание подстанции осуществляется от 2-х существующих трансформаторов типа ТМ-63/10. Вспомогательное напряжение потребителя подстанции 380/220 В переменного тока, рабочий ток — выпрямленный 220 В с помощью фильтра выпрямленного тока.

Защита оборудования подстанции от грозовых волн, исходящих от линий, осуществляется с помощью устройств защиты от перенапряжений, подключенных к клеммам силовых трансформаторов и к шинам 10 кВ распределительного устройства.

Все оборудование подстанции будет подключено к существующей системе заземления.

Внутреннее освещение недавно установленных шкафов наружных распределительных устройств 10 кВ и крытого здания распределительных устройств находится на напряжении 220В.

Электромагнитные и механические блокировочные элементы распределительного устройства предусмотрены для предотвращения ошибочной работы во время рабочего переключения на подстанции.

Защита подстанции от прямого удара молнии обеспечивается грозоотводами на линейных порталах 110 кВ.

Реле и устройства защиты реле. Релейная защита оборудования подстанции базируется на микропроцессорных устройствах.

В соответствии с технологическими нормами проектирования подстанций, управление, сигнализация, автоматизация и релейная защита трансформаторного оборудования располагается в помещении диспетчерской.

В соответствии с PUE проект предусматривает следующие типы защиты для защиты трансформатора:

  • Защита от остаточного тока;
  • Защита от перегрузки по току при запуске напряжения;
  • Защита трансформатора и устройства РПН с подачей сигнала и переключением;
  • Защита от перегрузки при работе по сигналу.

Микропроцессорные устройства компании Schneider Electric (Франция) были использованы в проекте для реализации вышеуказанных мер защиты:

  • Sepam 2000 D32 (дифференциальная защита);
  • Sepam 1000+ T40 (защита от перегрузки, защита от перегрузки);
  • Sepam 1000+ S20 (защита с резервированием).
    12 стр., 5751 слов

    Назначение и устройство высоковольтного оборудования

    ... к коммутационным аппаратам, которые предназначены для включения и отключения тока. В распределительных устройствах выключатели служат для отключения и выключения электрической цепи в режимах ... фарфоровых развитой формой изолирующего элемента. . Шины и провода Основные электрооборудование подстанций и коммутационные аппараты соединяю между собой проводниками, образующими токоведущие части, которые ...

Для обмена информацией между человеком и машиной имеются следующие интерфейсы:

  • Встроенная локальная панель управления;
  • Интерфейс персонального компьютера (ПК);
  • Интерфейс связи.

Дифференциальное реле устройства имеет повышенную чувствительность. Второй блок гармонических токов предназначен для обеспечения дифференциальной защиты от падения намагничивающего тока при подаче напряжения. Блокировка позволяет установить ток срабатывания дифференциальной защиты значительно ниже номинального тока трансформатора.

Совпадение по величине и фазе тока на стороне вторичной обмотки вычисляется по защите, для которой силовой трансформатор и трансформаторы тока определены в общей характеристике. Трансформаторы тока подключены звездой со всех сторон, что снижает нагрузку на вторичные цепи.

Реле имеет тормозную характеристику пропорционального типа — ток срабатывания защиты увеличивается пропорционально увеличению тока короткого замыкания.

Измерительные функции:

  • Трансформатор токи первичной и вторичной обмоток и их фазовые сдвиги;
  • Ток нулевой последовательности;
  • Дифференциальные и сквозные токи;
  • Хранение дифференциальных и сквозных токов в момент возникновения неисправности;

— Благодаря высокой электромагнитной совместимости (ЭМС) цифровые технологии могут применяться в электрических распределительных устройствах без специальных защитных мер. Непрерывная самодиагностика Sepam 2000 предотвращает случайное выключение прибора.

Главная защита трансформатора и внешняя защита от короткого замыкания на стороне 110 кВ снабжены защитой от перенапряжения при запуске по току.

Sepam 1000+ T40 имеет четыре ступени токовой защиты. Первая ступень используется для защиты трансформатора от перегрузки по току.

Вторая ступень защиты от перегрузки по току Sepam 1000+ T40 используется для защиты трансформатора от перегрузки. Защита от перегрузки работает с задержкой по времени сигналам. Третья ступень используется для отключения устройства РПН. Четвертая ступень используется для активации вентиляции трансформатора.

Монтажный комплект (адаптационный комплект) используется для дооснащения существующих распределительных устройств. В этом проекте масляные выключатели должны быть заменены на вакуумные выключатели серии BB/TEL. Простота и универсальность комплекта позволяет легко устанавливать автоматические выключатели BB/TEL на выдвижную часть распределительного устройства.

Распределительное устройство дооснащено сборными шинами и вводами главной цепи разобранного распределительного устройства, рамой распределительного устройства и механизмом маневрирования и блокировки выкатного блока.

При дооснащении разъединителя BB/TEL выдвижной блок сохраняет свои первоначальные размеры и соединения.

Модификация подстанции

Модернизация электроподстанции предполагает замену высоковольтных компонентов, таких как автоматические выключатели, разъединители и изоляторы, трансформаторы тока и напряжения, разрядники для защиты от перенапряжений и др.

5 стр., 2274 слов

Устройство газопровода. Прокладка газовой сети

... при переработке кокса и нефти. Устройство газопровода Подача газа потребителям обеспечивается системами газоснабжения, которые разделяются на местные и централизованные. Центральные системы ... прокладывают распределительную сеть, устраивают вводы, монтируют внутренние газопроводы и устанавливают газовые приборы. Монтаж газопроводов выполняет бригада специально обученных монтажников, которые изучили ...

Для установки на подстанциях самого современного оборудования специалисты должны подготовить технические требования, соответствующие мировым стандартам для всех видов оборудования, подлежащего замене на подстанциях.

В настоящее время на существующих подстанциях работают маслосодержащие (низкомасляные) автоматические выключатели. Прерыватели исчерпали свой срок службы, больше не производятся, запасные части к ним не серийно выпускаются, и их изготовление на разовой основе обходится чрезвычайно дорого. Подстанция электрическое подключение Трансформатор

Современные автоматические выключатели в основном двух типов — вакуумные на напряжение 6 — 35 кВ и элегазовые на напряжение 35 кВ и выше.

Автоматические выключатели с газовой изоляцией относятся к группе автоматических выключателей с газовой изоляцией. Основными преимуществами автоматических выключателей с газовой изоляцией перед другими являются:

  • Простая конструкция и, следовательно, высокая надежность;
  • Меньшее количество зазоров дугогашения на фазу — обычно один при 220 кВ.
  • Периодичность ремонта составляет около 20 — 25 лет.
  • Стандартный срок службы до 45 лет.
  • Небольшие габариты оборудования, например, вес трехфазного бака SF6 220кВ выключателя составляет около 5 тонн, для сравнения в 220кВ выключателе У-220, МКП-220 вес масла составляет 48 тонн.

Самым жестким режимом работы для всех видов высоковольтных автоматических выключателей, в том числе с газовой изоляцией, является переключение по току короткого замыкания. Хотя эти режимы относительно редки, автоматический выключатель все равно должен быть способен эффективно работать с ними. Повышение номинальных значений мощности и напряжения энергосистем привело к увеличению значений токов короткого замыкания и частоты их повторения. В результате разработчики и производители высоковольтных автоматических выключателей постарались сократить время отключения тока короткого замыкания для повышения стабильности работы энергосистемы. В то время как для срабатывания первых маслобойлерных автоматических выключателей требовалось от 10 до 20 периодов номинального тока, теперь появилась возможность проектирования высоковольтных автоматических выключателей, требующих до десяти раз меньше времени для срабатывания.

Одним из основных факторов этого прогресса является использование SF6 вместо трансформаторного масла в качестве дугогасящего агента. SF6 (гексафторид серы) не только обладает значительно большей диэлектрической прочностью, которая быстро восстанавливается при обнулении тока, но и имеет лучшие гасящие дугу свойства. Кроме того, газоизолированная среда является нетоксичной, невоспламеняющейся, бесцветной, без запаха, химически инертной до температуры 150°C, не оказывает вредного воздействия на металлы, пластмассы и другие конструкционные материалы, обычно применяемые в высоковольтных выключателях. Поэтому во многих случаях применение автоматических выключателей с газовой изоляцией является наиболее удачным и оправданным техническим решением.

Рассмотрим структуру и принципы работы современных высоковольтных автоматических выключателей с элегазовой изоляцией на примере российского элегазового выключателя ВГТ-110 (220).

5 стр., 2482 слов

Автоматические выключатели (3)

... на тему «Автоматические выключатели» 1. Автоматические выключатели 2. Автоматические выключатели с тепловыми расцепителями 3. Автоматические выключатели с комбинированным расцепителем 4. Выбор автоматических выключателей В настоящее время для защиты сетей и электрических приемников от повреждений, вызываемых током, превышающим ...

Автоматические выключатели с газовой изоляцией серии VGT предназначены для коммутации цепей в нормальном и аварийном режимах, а также для работы в цикле перезамыкания в сетях с трехфазным переменным током частотой 50 Гц и номинальным напряжением 110 и 220 кВ. Они могут эксплуатироваться как в наружных (наружные распределительные устройства), так и в закрытых (внутренние распределительные устройства) районах с умеренным и холодным климатом (от -55 до +40°С), при условии, что окружающая среда не является взрывоопасной и не содержит агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металлы и теплоизоляцию. Автоматические выключатели серии ВТГ отвечают требованиям ГОСТ 687-78 «Автоматические выключатели переменного тока на напряжение 1000 В и выше». Общие спецификации.

Автоматические выключатели серии ВГТ являются электрическими распределительными устройствами высокого напряжения, в которых газо-воздушная смесь (климатическая модификация У1) или газовая смесь — газо-воздушная смесь + тетрафторметан (CF4), в случае климатической модификации ХЛ1 — газовая смесь (газо-воздушная смесь + тетрафторметан).

Выключатель ВГТ-110 состоит из трёх полюсов, установленных на общей раме. Каждый из них состоит из опорного изолятора, дугогасителя с токоподводящими устройствами, механизма управления с тягой изолятора. Полюса (колонны) заполнены газоизолированным газом (газовой смесью), механически соединены и управляются пружинным приводом типа PPrK.

В газоизолированном автоматическом выключателе ВГТ-220 каждый полюс имеет отдельную раму и управляется собственным рабочим механизмом. Полюс этого автоматического выключателя состоит из двух колонн, дугогасящие устройства которых смонтированы на двойных опорных изоляторах и соединены последовательно двумя шинами. Для равномерного распределения напряжения по дугогасящим устройствам параллельно с ними подключаются шунтирующие конденсаторы.

Устройства подавления дуги, установленные в полюсах (стойках) автоматического выключателя. Эти устройства содержат размыкающие основные и дугогасящие контакты, оснащенные наконечниками для подавления дуги, поршневым устройством для создания давления во внутренней полости и форсунками из фторопласта, в которых потоки газа принимают направление, необходимое для эффективного тушения дуги. В полостях избыточного (высокого давления) и подпоршневого давления предусмотрена система клапанов для обеспечения эффективного дутья в зоне горения дуги во всех режимах переключения. В верхней части дугогасительного устройства находится контейнер, заполненный активированным адсорбентом, который поглощает из газовой полости продукты разложения влаги и газа. При включении замыкаются основные и дугогасящие контакты. В выключенном состоянии основные контакты размыкаются (практически без эффекта дуги), в то время как дугогасящие контакты замыкаются, а затем размыкаются дугогасящие контакты. Скользящий контакт между поршневой втулкой и подвижной контактной втулкой устанавливается контактными элементами в виде замкнутых проволочных спиралей, расположенных в их полостях.

Пружинный привод типа ППрК с рабочими пружинами с моторным приводом (цилиндрический винт), представляющий собой отдельный узел, размещенный в герметичном трехдверном шкафу. Привод оснащен двумя электромагнитами отключения и двумя блокировочными устройствами, предназначенными для предотвращения:

6 стр., 2773 слов

Коммутационные устройства управления

... строя устройства. В теме данного реферата я в основном постараюсь отметить коммутационные устройства с механическим управлением на ... частотах работы переключателя появляются паразитные параметры. Релейная характеристика. Коммутационное устройство может находиться в двух состояниях: ... контроля, защиты, резервирования и т. п. Это объясняется тем, что каждая разновидность коммутационных устройств имеет ...

* Передача команды на переключающий соленоид:

  • (a) когда выключатель закрыт;
  • б) с не втянутыми пружинами;
  • в) в положении пружинного кулачка, который предотвращает замыкание автоматического выключателя.

* передача команды на расцепляющие соленоиды при разомкнутом автоматическом выключателе; «без нагрузки» (при закрытом автоматическом выключателе) динамическая разгрузка рабочих пружин; включение мотора обмотки пружин при ручной намотке пружин. Оператор прост в обслуживании и надежен в эксплуатации, что значительно облегчается встроенными сигналами тревоги: «отказ системы намотки пружин», «пружины не намотаны», «риск падения температуры в корпусе» и др.

Разъединительное устройство устанавливается на противоположном от привода конце рамы. Он состоит из расцепляющей пружины, которая, когда выключатель закрыт, сжимается стержнем, соединенным с наружным рычагом крайней внешней колонны. Пружина расположена в цилиндрическом корпусе, на внешнем фланце которого находится буферное устройство, предназначенное для демпфирования кинетической энергии движущихся частей и служащее в качестве упора (ограничителя движения) при динамическом включении выключателя.

Механизм управления полюсом (стойкой), который расположен в корпусе и несущем изоляторе. Он состоит из шлицевого вала с наружным и внутренним рычагами, установленными в подшипниках и уплотненными «жидкостно-герметичной» системой втулок. Внутренний рычаг соединен с подвижным контактным стержнем нерегулируемым изолятором. В корпус механизма встроен автономный уплотнительный клапан, через который с помощью медной трубки соединен манометрический выключатель, установленный на раме переключателя.

Автономный уплотнительный клапан, встроенный в корпус полюсного (столбчатого) механизма управления. Состоит из корпуса и подпружиненного клапана, узла для подключения передатчика сигнала медной трубки и штекера, установленного на время транспортировки и после заполнения газом при вводе выключателя в эксплуатацию.

Электрический контактный манометрический выключатель, установленный на раме переключателя. Манометрический выключатель оснащен устройством выравнивания температуры, которое доводит показания давления до плюс 20°C и используется для визуального контроля плотности газа с газовой изоляцией (перепад давления).

Имеет три пары контактов, которые размыкаются при нормальном (рабочем) давлении газа. Первая пара контактов замыкается при падении давления газоизолированной среды по умолчанию до 0,34 МПа, а газовая смесь — до 0,52 МПа, сигнализируя о необходимости дозаправки полюса. Вторая и третья пары контактов замыкаются при давлении газа 0,32 МПа селективного и 0,5 МПа селективного, блокируя тем самым управляющий электромагнит.

Для гашения дуги в газовой изоляции требуется гораздо меньшая длина разделения контактов, т.е. для разрушения дуги требуется гораздо меньше энергии. Благодаря этому пружинные приводы малой мощности могут использоваться при напряжении 110 и 220 кВ. Некоторые компании разработали и производят пружинные приводы на напряжение 500 кВ.

Очень низкий уровень шума при переключении — несколько дБ, в то время как уровень шума переключателя воздуха находится в диапазоне нескольких сотен дБ даже на расстоянии 30-50 м.

38 стр., 18648 слов

Проект устройств релейной защиты и автоматики электрооборудования ...

... релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений 6 — 35 кВ; воздушных и кабельных линий электропередачи, секционных и вводных выключателей распределительных подстанций, шкафов секционирования, трансформаторов мощностью до 6,3 МВА, асинхронных двигателей ... Многофункциональный микропроцессорный блок релейной защиты БМРЗ является современным цифровым устройством защиты, управления и ...

Минимальные затраты на обслуживание. Нет необходимости строить и эксплуатировать компрессорные установки, сушильные установки, воздушные линии, как с воздушными автоматическими выключателями, или строить и эксплуатировать маслосборники, маслосборники, маслоотделители и т.д., как с масляными выключателями.

Автоматические выключатели с масляным баком оснащены массивными или газоизолированными втулками, а срок службы таких втулок такой же, как и у самого автоматического выключателя, что значительно снижает эксплуатационные расходы по сравнению с эксплуатацией маслонаполненных втулок.

На автоматических выключателях нет делителей напряжения. Таким образом, возможность феррорезонанса практически отсутствует.

Основными недостатками конструкции автоматических выключателей, находящихся в эксплуатации в настоящее время, являются слабая регулировка контактной системы. Из-за низкого качества вспомогательная контактная система (ACS) практически не работает. В результате электрические блокировки на большинстве подстанций выведены из строя. Для проверки контактных соединений и обслуживания контактов необходимы постоянные расходы на техническое обслуживание. На 110 — 220 кВ нет моторизованных операторов.

Современные моторные разъединители для главных и заземляющих лопаток должны быть установлены на трансформаторных подстанциях для дистанционного управления подстанциями.

В современных разъединителях система контактов главных лопаток оснащена системой самоочистки, основные контакты практически не изменяют свою проводимость в течение всего срока службы. Стяжные стержни между отдельными полюсами бесступенчато регулируются, что устраняет необходимость в трехполюсной раме и значительно сокращает время и расходы на настройку.

Блоки вспомогательных контактов расположены в шкафу привода. Они механически приводятся в действие приводным механизмом таким образом, что сигнал выдается только после срабатывания главных и заземляющих ножей.

Благодаря выбору используемых материалов, закрытой конструкции поворотных ножек в сочетании с долговременной смазкой разъединители практически не требуют обслуживания в процессе эксплуатации. Период между инспекциями составляет не менее пяти лет.

Для 220 кВ разъединители сконструированы с одной поворотной колонной и двумя разъединителями. Такая конструкция исключает прохождение тока через вращающиеся части.

Усилия, необходимые для ручного управления, невелики и не требуют дополнительных кабелей, тросов или другого оборудования. Это позволяет операторам любого физического состояния выполнять операцию самостоятельно.

Сегодня маслоизолированные ТТ используются на открытых распределительных устройствах 27,5 кВ для инженерного измерения мощности и релейной защиты силовых тяговых подстанций. Конечно, трансформаторное масло далеко не идеальный диэлектрик, но оно до сих пор используется повсеместно, так как является достаточно эффективным и относительно дешевым материалом, что немаловажно с учетом массы его производства.

Одним из наиболее широко используемых и известных на сегодняшний день трансформаторов тока для 35 кВ является трансформатор ТФЗМ-35, в качестве основной изоляции которого используется трансформаторное масло. Во время эксплуатации на качество трансформаторного масла влияют многие факторы, поэтому его состояние необходимо постоянно контролировать. Однако в связи с ужесточением экологических требований к промышленным объектам эксплуатация масляных трансформаторов становится все более сложной.

13 стр., 6363 слов

Релейная защита и автоматика трансформаторов

... з понижение уровня масла Повреждения и ненормальные режимы работы предъявляют определенные требования к устройствам автоматического управления трансформаторами, рас­сматриваемые ниже. ВИДЫ И НАЗНАЧЕНИЕ АВТОМАТИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ ТРАНСФОРМАТОРА На трансформаторах устанавливаются следующие защиты: защита от коротких ...

Масло выбрасывается в окружающую среду как при снятии трансформаторного масла, так и при замене масла. Кроме того, во время эксплуатации корпус трансформатора может потерять герметичность, что приведет к утечке масла и, в свою очередь, загрязнению окружающей среды. Помните, что в соответствии с действующими требованиями природоохранных органов, проникновение трансформаторного масла в почву и сточные воды не допускается и карается крупным штрафом.

Одним из негативных факторов, возникающих при эксплуатации трансформаторов тока, является повышенный нагрев их токоведущих частей и корпуса под влиянием перегрузки или климатических условий. Это, в свою очередь, приводит к повышению температуры трансформаторного масла и снижению его диэлектрических свойств. Диэлектрическая прочность также снижается за счет выделения газов из-за коронных разрядов и появления посторонних веществ из-за старения деталей трансформатора.

Логично, что ПУЭ требует проверки качества масла не реже одного раза в год. Однако, учитывая, что количество колтюбингов на подстанции иногда составляет десятки фаз, отбор проб и их последующее обследование требуют нескольких рабочих смен обслуживающего персонала, а это даже не учитывает остальное маслонаполненное оборудование подстанции. По результатам испытаний масла, если оно не соответствует требованиям, принимается решение об изменении масла в той или иной фазе, что уже влечет за собой внеплановую остановку линии.

При аварийной работе, когда через трансформатор протекают токи короткого замыкания, масло закипает, что сопровождается резким увеличением его объема и повышением газообразования. В таких условиях очень важно, чтобы разгрузочные клапаны работали правильно, иначе избыточное давление может разрушить трансформатор и вызвать пожар. Взрыв трансформатора тока при определенных обстоятельствах может привести к повреждению соседнего оборудования.

Впервые в 1997 году на ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» был изготовлен трансформатор тока с литой эпоксидной изоляцией на 35 кВ под маркой TOL-35 UHLI. Он был разработан как полноценная замена TFZM-35, поэтому получил все монтажные и присоединительные размеры своего предшественника. Они зарекомендовали себя как надежные, нетребовательные к эксплуатации трансформаторы, а их качество подтверждается бесперебойной работой в районах от Крайнего Севера до субтропиков.

В настоящее время трансформатор изготавливается под торговой маркой ТОЛ-35-III-II УХЛИ и имеет три вторичные обмотки — в основном это обмотки 0,5S/10P/10P, но по желанию заказчика возможны и комбинации обмоток класса точности 0,2S и 5P. С коэффициентом трансформации от 15/5 до 3000/5, трансформаторы могут использоваться во всех приложениях с любой потребляемой мощностью. Большие расстояния до места утечки гарантируют отсутствие коронных или поверхностных частичных разрядов. Трансформаторы хорошо приспособлены к казахстанским погодным условиям и подходят для атмосферы с высоким уровнем загрязнения — на металлургических, химических и горнодобывающих заводах.

В настоящее время клапанные разрядники используются для защиты изоляции от коммутационных и атмосферных (молниеотводов) перенапряжений в сетях. По статистике, характеристики низковольтных разрядников значительно ухудшаются после 15-20 лет эксплуатации, что ухудшает грозозащиту в 3-4 раза.

В настоящее время модернизация предусматривает их замену на нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН).

Основное отличие от ОПН на 30-50% меньше ограничения по перенапряжению (до 1.8-2.0 Un для коммутационных или грозовых перенапряжений).

Показатели надежности молниезащиты при установке ограничителей перенапряжений в два раза выше, чем при установке клапанных разрядников.

Преимущества разрядников:

  • Простая конструкция и высокая надежность;
  • Надежность ОПН выше, чем у ОПН;
  • Устойчивость к внешнему загрязнению изоляционной рамы;
  • способность ограничивать внутренние перенапряжения;
  • Повышенная взрывобезопасность для ОПН с полимерным корпусом;
  • Меньше по размеру и весу, чем ограничители перенапряжения.
  • Может использоваться в системах электропитания постоянного тока.

Кроме того, с переходом от ОПН к ОПН в сетях 110-220 кВ появляются первые аппаратные средства защиты от внутренних перенапряжений.

Важным фактором является также снижение веса и габаритов устройств в 3-5 раз, а также взрывозащищенные и надежные разрядники для защиты от перенапряжений.

Обоснование проблемы

Выбор устройств

При защите силовых трансформаторов от грозовых перенапряжений ОПН должен быть установлен перед распределительным устройством и подключен по кратчайшему пути от трансформаторных вводов к заземляющему разъединителю подстанции.

Если разрядник установлен в той же ячейке, что и трансформатор напряжения, рекомендуется подключить его перед предохранителем, чтобы импульсные токи не перегорели в предохранителе.

Для подключения трансформаторов со стороны 3…20 кВ, ОПН должен быть установлен на шинах 3…20 кВ, независимо от наличия ОПН вблизи трансформаторов.

Неиспользуемые обмотки трансформаторов должны быть соединены треугольником или звездой (согласно заводским чертежам), защищены разрядниками и заземлены. Защита обмоток, которые не используются, не требуется, если к ним прочно прикреплена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая металлическую заземленную оболочку или броню.

Если вращающиеся электрические машины (электродвигатели, генераторы) и воздушные линии на железобетонных опорах подключены к шинам электростанции или подстанции, то в начале молниезащищенного входа должен быть установлен разрядник с заземляющим соединением.

Высоковольтные двигатели могут перегружаться при повторном запуске при срабатывании во время разгона. Это происходит, когда ток отключения составляет менее 600 А. Для защиты этих двигателей рекомендуется устанавливать разрядники непосредственно на выводах двигателя или альтернативно на автоматическом выключателе.

Монтаж арестанта. Ограничители обычно соединяются параллельно с защищаемым оборудованием в конфигурации «фаза-земля», при этом ограничитель жестко соединен с заземляющей шиной с помощью болта, а с фазовой шиной — по кратчайшему пути с помощью одного медного проводника площадью не менее 6 мм2 или алюминиевого проводника площадью не менее 16 мм2. Можно использовать гибкие шины толщиной 1 мм и шириной 20…30 мм. Расстояния между разрядниками и другими заземленными и находящимися под напряжением частями установки регулируются Правилами электромонтажа (EiR).

ОПН должен быть установлен как можно ближе к защищаемому оборудованию, в пределах от 3 до 6 м, чтобы обеспечить максимальную эффективность защиты электрооборудования от скачков напряжения.

Момент затяжки винтов, соединяющих разрядник с шиной и проводником к разряднику, не должен превышать 25±5 Нм. Использование контргаек или пружинных шайб для предотвращения случайного ослабления контакта является обязательным.

Когда речь идет о замене высоковольтного оборудования, нельзя забывать о вторичных цепях. Используемые в настоящее время устройства защиты и автоматизации морально и физически устарели. Альтернативой сегодня, несомненно, является использование устройств релейной защиты и автоматики с микропроцессорным управлением. Применение микропроцессорных устройств релейной защиты началось более двух десятилетий назад и постепенно заменило не только электромеханические устройства, но и электронные аналоговые устройства. Переход к цифровым принципам обработки информации в релейной защите не привел к появлению новых принципов проектирования защитных устройств, но определил оптимальную структуру конструкции аппаратуры современных цифровых устройств и значительно улучшил эксплуатационные характеристики релейных защитных устройств. Производителям устройств релейной защиты с микропроцессорным управлением часто приходилось решать различные задачи, связанные с внедрением этих устройств совместно с представителями энергетических компаний и специалистами проектных институтов. Но разработанные стандартные конструкции, рекомендации и имитаторы устройств устранили осторожное отношение к цифровым

Конечно, в некоторых энергосистемах существуют трудности с переходом на цифровые технологии. Обычно это связано с тем:

  • укоренившиеся традиции;
  • устаревшие сопутствующие системы;
  • устаревшие, но все еще действующие правила;
  • Понимание операторов, которым не хватает знаний и навыков использования современного оборудования.

Однако устройства релейной защиты, изготовленные на основе традиционных элементов, не в состоянии решить ряд неотложных эксплуатационных и технических проблем:

  • Реализация некоторых функций приводит к значительному увеличению аппаратного обеспечения;
  • Многие функции не могут быть выполнены с электромеханическими релейными устройствами;
  • Интерфейс к современной цифровой СКУД не предусмотрен, затруднено дистанционное управление электрической частью оборудования и сигнализацией;
  • Диагностика и регистрация аварийных процессов вообще недоступны;
  • Растущая сложность систем релейной защиты требует большого количества высококвалифицированных специалистов по регулировке и техническому обслуживанию, а также регулярных профилактических проверок функционирования этих устройств.

Интенсивное развитие цифровых технологий обусловило их широкое проникновение на все уровни автоматизации энергосистем, как в энергетике, так и во всех других отраслях промышленности. Следующие преимущества устройств релейной защиты с микропроцессорным управлением по сравнению с электромеханическими и электронными устройствами релейной защиты, основанными на аналоговых принципах, были без сомнения доказаны.

  • Снижение эксплуатационных расходов за счет самодиагностики, автоматической регистрации режимов и событий;
  • Внедрение комплексной современной автоматизированной системы управления технологическими процессами на базе устройств релейной защиты и управления с широким спектром функций;
  • Снижение затрат на строительство и монтаж, уменьшение размеров, экономия кабелей, снижение затрат на оборудование;
  • Ускорение отключения по короткому замыканию за счет снижения ступеней селективности, уменьшения повреждения электрооборудования и стоимости ремонтных работ.
  • Улучшение контроля за состоянием устройств и реле для защиты и управления;
  • Унификация технических решений, использование стандартных модулей, снижение потребности в запасных частях и полная эксплуатационная готовность;
  • Возможность диагностики не только устройств релейной защиты, но и первичных устройств;
  • сокращение времени, необходимого для выявления причин неисправностей, благодаря регистрации и учету процессов, связанных с неисправностями
  • возможность реализации новых функций
  • Упрощение расчета настроек релейной защиты и повышение их точности.

Применение микропроцессорных устройств релейной защиты дает большой экономический эффект, главным образом за счет снижения эксплуатационных расходов и ущерба, вызванного дефицитом электроэнергии. Интеграция или построение на их базе автоматизированных систем управления электростанциями, подстанциями позволяет достичь наибольшего эффекта не только в экономическом плане, но и с точки зрения организации работы персонала предприятия.

Заключение

Главная подстанция 110/10 кВ «ГПП-2Г» находится под оперативным управлением ТОО «АУЭС» и ТОО «МАЭК-Казатомпром». Ремонт и оперативное обслуживание подстанции осуществляет ЦТП «МАЭК-Казатомпром».

Энергоснабжающая организация (ТОО «МАЭК-Казатомпром») должна находиться в точке подключения к электрической сети, т.е. на автобусах 110 кВ качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 «Стандарты качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения».

Номинальное отклонение напряжения потребителей подстанции «ГПП-2Г» в пределах ±5% от Ен (требования ГОСТ 13109-97 и ПУЭ, I п. 1.2.22) обеспечивается конструктивными решениями путем применения на подстанции 110/10 кВ — трансформаторов с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой. На шинах 10 кВ 110/10 кВ ПС «ГПП-2Г» поддерживается стабилизированное напряжение +5 % от номинального. Это позволяет оптимально эксплуатировать распределительную сеть 10 кВ и поддерживать стандартный уровень напряжения на нагрузках подстанции, требуемый ГОСТом (т.е. ±5% от ЕН).

Главная подстанция ГПП-2г напряжением 110/10 кВ расположена в районе города Актау и питает потребителей в близлежащих сетях напряжением 10 кВ. Мощность подстанции 2х25000 кВА. Трансформаторы имеют низковольтную расщепленную обмотку.

Список литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/diplomnaya/rekonstruktsiya-sto/

1. Дмитриевский Г.В. Автоматизация и телемеханика систем электроснабжения / Дмитриевский Г.В., Овласюк В.Я., Сухопрудский Н.Д. — М.: Транспорт, 1982.

2. цифровые микропроцессорные устройства релейной защиты НТЦ «Механотроника» — Режим доступа: http://www.mtrele.ru — Нажмите здесь.

3. Сухопрудский Н.Д. Автоматизация систем электроснабжения / Н.Д. Сухопрудский, Ю.И. Жарков, Н.Г. Овласюк, Н.Д. Сергеев; учебник для высших учебных заведений железнодорожного транспорта / под ред.

4. концепция scada — системы — режим доступа: .

5. Матвейкин В.Г., Фролов С.В., Шехтман М.Б. Применение SCADA-систем в автоматизации технологических процессов / Матвейкин В.Г., Фролов С.В., Шехтман М.Б. — М: Машиностроение, 2000.

6. ГОСТ 21.404-85. символы для приборов и средств автоматизации — Режим доступа: http://www.snip-info.ru/Gost_21_404-85.htm.

7. электронные устройства промышленной автоматизации «Овен СПб» — режим доступа: www.eleplus.ru/ каталог /br / визуальный /pp1.html

8. все о релейной защите — режим доступа: http://www.rza.org.ua — снято с экрана

9. руководство пользователя модема MD-hart — режим доступа: .

10. 10. Сопов В.И. Электроснабжение электротранспорта / Сопов В.И., Прокушев Ю.А. — Новосибирск: НГТУ, 2006.

11 Пястолов А.А., Ерошенко Г.П. Эксплуатация электрооборудования. М.: Агропромиздат, 1987.

12 Крючков И.Н., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н. Электрооборудование электростанций и подстанций. М.: Энергия, 1978.

13. Жармагамбетова МС, Калиева К.Д., Джабагина З.К. Методические указания по структуре и требованиям к содержанию и оформлению дипломных работ для студентов курса 050718 «Энергетика». 2010.

14. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курса и оформление дипломов. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

15. www.wikipedia.ru.