Введение
Целью данного диплома – созданиепроекта реконструкции подстанции «Сорокино» на основе прогрессивных техническихрешений.
Необходимостьреконструкции подстанции вызвана физически и морально устаревшим паркомоборудования, при эксплуатации которого растет день ото дня риск аварий наподстанции, а значит и нарушения снабжения ее потребителей, среди которых естьи потребители І категории.
Припроектировании реконструкции подстанций руководствовался действующиминормативными документами, указанными в приложении №2 в «Нормах технологическогопроектирования подстанций переменного тока 35–750 кВ (далее – НТП ПС)» как исамими «НТП ПС». Также использовались такие нормативные источники как Концепциятехнической политики ОАО «МОЭСК» (от приказа ОАО РАО «ЕЭС России» с12.11.04 г. №660) и Техническая политика ОАО «МРСК Центра» (отприказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 26.10.2006 г. №270 р/293 р).Все вышеперечисленные документы созданы в соответствии и утверждены компаниейОАО «ФСК ЕЭС».
Припроектировании подстанции (далее – ПС)должно быть обеспечено: 1. Надежное и качественное электроснабжениепотребителей. 2. Внедрение передовых проектных решений, обеспечивающихсоответствие всего комплекса показателей подстанций современному мировомутехническому уровню. 3. Высокий уровень технологических процессов и качествастроительных и монтажных работ. 4. Экономическая эффективность, обусловленнаяоптимальным объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли иснижением эксплуатационных затрат. 5. Соблюдение требований экологическойбезопасности и охраны окружающей среды. 6. Ремонтопригодность применяемогооборудования и конструкций. 7. Передовые методы эксплуатации, безопасные иудобные условия труда эксплуатационного персонала.
ПроектПС выполняется на расчетный период (5 лет после ввода в эксплуатацию) с учетомперспективы ее развития на последующие не менее 5 лет.
Основныетребования к ПС нового поколения: 1.Компактность, комплектность и высокая степень заводской готовности. 2.Надежность работы ПС посредством применения электрооборудования современноготехнического уровня. 3. Удобство проведения осмотра, технического обслуживанияи ремонта; 4. Безопасность эксплуатации и обслуживания. 5. Создание ПС безобслуживающего персонала с дистанционным управлением. 6. Комплекснаяавтоматизация, обеспечивающая создание интегрированной системы управлениятехнологическими процессами с подсистемами релейной защиты и автоматики,коммерческого учета электроэнергии, мониторинга состояния оборудования,диагностики и управления оборудованием. 7. Обеспечение резервируемыми цифровымиканалами связи для передачи сигналов управления и информации о состоянииэлектрооборудования на диспетчерский пункт, в том числе, диспетчерскимиголосовыми каналами. 8. Экологическая безопасность.
Устанавливаемый комплекс оборудования и устройств на ПС: – Силовое высоковольтное оборудование. – УстройстваРелейной защиты и автоматики (РЗиА). – Устройства Противоаварийной автоматики(ПА). – Устройства Автоматизированной системы управления технологическимипроцессами (АСУ ТП). – Устройства автоматизированнойинформационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИСКУЭ). – Устройства системы диспетчерского и технологического управления(АСДТУ). – Устройства системы диагностики и программно-технические комплексыобеспечение систем автоматической системы технического учета (АСТУ). Весь вышеперечисленный комплекс оборудования и устройств должен быть аттестован вустановленном ОАО «ФСК ЕЭС» порядке.
Срок службы оборудования, применяемого при новомстроительстве и реконструкции подстанций, должен быть не менее 25 лет (силовыхтрансформаторов не менее 30 лет, аккумуляторов не менее 20 лет).
Технические требования при строительстве или реконструкцииПС.
РУ 35–220 кВ:
1. Применение закрытых РУ35–220 кВ, в том числе, модульного контейнерного исполнения, а так же КРУЭ 110–220кВ в крупных городах или стесненных условиях. Открытое исполнение РУ применятьв остальных случаях. 2. В целях сокращения площадей ПС отдать предпочтениежесткой ошиновке. Применение гибкой ошиновки разрешаеться. 3. Самодиагностика ипрогрессивные технологии обслуживания основного электрооборудования;
4. Электрическая схема РУ должна соответствовать [4].
5. Компоновка ОРУ должна предусматривать возможность переходак более сложной схеме (при наличии перспективы расширения ПС).
Запрещаются:Схемы первичных соединений ПС 35–220 кВ сотделителями и короткозамыкателями, а также с беспортальным приемом ВЛ.
РУ 6–10 кВ:
1. Закрытое исполнение, в том числе, с ячейками модульноготипа на базе вакуумных выключателей.
2. Использование сухих трансформаторов собственных нужд.
3. Гибкая архитектура ячейки с компактной и безопаснойкомпоновкой функциональных элементов устройства.
4. Для защиты от коротких замыканий внутри шкафов КРУдолжны быть предусмотрены как релейная (логическая), так и клапанная дуговыезащиты, в случае недостаточной чувствительности одной из применяемых дуговыхзащит применяются другие типы защит (фототиристорная, с применением световодов,оптическая и т.п.).
5. Оснащение устройствами РЗиА, аппаратами телеуправления,телесигнализации и приборами для определения наличия мест междуфазныходнофазных замыканий на землю в линии 6–10 кВ, установленными вне ячеек РУ(отдельная панель (набор панелей) устройств РЗиА, вынесенная в отдельноепомещение или на противоположную сторону РУ), с единым микропроцессорныммодулем управления, контролирующим работу устройств РЗА на всех присоединениях.
6. Схема РУ 6–20 кВ не должны предусматривать наличие болеедвух секций.
Обязательное к применению силовое высоковольтноеоборудование ПС:
1. Силовые трансформаторы 35–220 кВ:
– Применениевстроенной системы непрерывного мониторинга состояния без вывода в ремонттрансформатора.
– Применениевысоковольтных вводов с твердой изоляцией (RIP). – Оснащение РПН и еемикропроцессорными блоками управления.
– ОснащениеАРНТ (автоматическими регуляторами напряжения).
/>/>/>/>/>2. Выключатели 110 кВи выше:
– В климатических зонах с минимумом температур ниже (–45)0С должны использоваться элегазовые баковые выключатели сподогревом. В остальных случаях – элегазовые колонковые выключатели. – Приналичии потребителей І категории ПС применять для элегазовых выключателейпружинный привод и электродвигатель постоянного тока./>/>/>/>/>
3. Разъединители 110 кВ и выше:
– Применятьразъединители горизонтального – поворотного типа с электроприводом рабочих изаземляющих ножей с наличием защитной блокировки между ними.
– Комплектованиевысокопрочными фарфоровыми или полимерными опорными изоляторами.
– Применениестойкого антикоррозионного покрытия стальных деталей на основе горячей илихолодной оцинковки.
Запрещаются:Разъединители типа РЛНД на всех уровнях напряжения.
4.Выключатели 6–10 кВ:
– Использовать на всех уровнях РУ 6–10 кВ выключателиодного производителя с линейкой параметров до IНОМ = 3150 А. – Совместимостьс микропроцессорными устройствами РЗиА различных производителей. Нерекомендуются к применению: Электромагнитные, пневматические игидравлические приводы для высоковольтных выключателей. Запрещаются:Воздушные и масляные выключатели на всех уровнях напряжения.5./>/>/>/>/>Измерительные трансформаторытока (ТТ) и напряжения (ТН):
– Пожаро-и взрывобезопасность.
– ТТдолжны иметь не менее трех вторичных обмоток. Три обмотки для защит отходящихлиний, а четыре – для защит вводов трансформатора.
– Классыточности измерительных обмоток 0,2 и 0,2S для коммерческого учета.
– ТТна напряжениях до 35 кВ (включительно) должны быть литыми. – Антирезонансные ТНна всех уровнях напряжения РУ.
6. Дугогасящий реактор (ДГР) для компенсации емкостныхтоков:
– Масляные или сухие (ПС закрытого типа) только сплавной регулировкой тока настройки.
– Рекомендуется использование комбинированных ДГР сподключаемым специальным трансформатором (ТДГР) в одном корпусе. – Оснащениесистемой автоматической настройки тока компенсации и устройством.
– Установка ДГР на каждой секции РУ 6–10 кВ.
– За схему соединения обмоток ТДГР принять Y0/Δ -11.
7.Ограничители перенапряжения (ОПН): – УстанавливатьОПН с датчиком тока импульсов срабатывания и возможностью измерения токовутечки под рабочим напряжением в сетях напряжением 35–110 кВ. – ПрименятьОПН на основе оксидно-цинковых варисторов, с полимерной изоляцией,взрывобезопасного исполнения категории А. Запрещаются: Трубчатые ивентильные разрядники на всех уровнях напряжения.
8.Трансформатор собственных нужд (ТСН): – Использоватьсухие ТСН. При соответствующем обосновании – масляные герметичные ТСН марки ТМГ,ТМГСУ. При этом вводы трансформаторы не должны быть маслонаполненными. – Наличиеавтоматических устройств защиты масла. – Установка ТСН в комплектном видедвухтрансформаторной ПС (обозначение – 2КТП). – За схему соединения обмоток ТСНпринять />. – В РУ 0,4 кВпрокладывать только изолированные проводники, а защиту обеспечиватьавтоматическими выключатели. Запрещаются: Мачтовые и КТП шкафного типа свертикальной компоновкой оборудования. Масляные трансформаторы марки ТМ.
Опорно-стержневаяизоляция ПС: С целью предотвращения поломки опорно-стержневых изоляторов(ОСИ) разъединителей и ошиновки (шинных мостов) устанавливать полимерныеизоляторы вместо фарфоровых. Запрещаются: полимерные изоляторы – серииЛП и ЛПИС с оболочкой полиолефиновой композиции.
Воздушнаялиния (ВЛ) 110 кВ и выше для питания ПС: –В качестве провода ВЛ использовать марку АС или термостойкие провода марок АССС (АССR), AERO-Z. – Создание необслуживаемых воздушных линий путем примененияэффективных систем защиты ВЛ от гололедных и ветровых воздействий, грозовыхперенапряжений, вибрации и пляски проводов (тросов). – Применение грозозащитныхтросов (ГТ) с антикоррозийным покрытием сечением не менее 70 мм2.– Монтаж волоконно-оптического кабеля (ВОК). Рекомендуется исполнение ОКГТ – оптическийкабель, встроенный в грозозащитный трос.
Кабельныелинии (КЛ) от РУ НН ПС: – Прокладыватькабель с изоляцией только из сшитого полиэтилена (далее – кабель изСПЭ-изоляцией), не распространяющего горение, низким выделением токсичных газов«Внг-LS». – Экранирование из медных проволок с заземлением с двухсторон. – Для защиты КЛ, проложенных в земле, от механических поврежденийприменять полимерную плиту марок ПКЗ 24х48 и ПКЗ 36х48.
1.Характеристика действующей ПС «Сорокино»
1.1Положение в Единой энергетической системе
Подстанция«Сорокино 110/10/10 кВ была введена в эксплуатацию в далеком 1968 году.Местоположение подстанции – Юг московской область, г. Кашира, окраинавосточной части города. Начиная с 1 апреля 2005 года, подстанция находиться враспоряжении сетевой организации ОАО «МОЭСК» и ее территориального филиала– «Южные электрические сети». Подстанция имеет порядковый номер №525. ПС «Сорокино»по своему назначению является районной понизительной.
Изрисунка видно, что питание ПС осуществляется двумя отпайками в виде ВЛ марки АС– 240/39 на напряжении 110 кВ. Отпайки длиной 10 км соединяется странзитной линией «Каширская ГРЭС – проходная подстанция «Ожерелье». Такимобразом, ПС «Сорокино» является ответвительной.
/>
Схема питания ответвительной ПС «Сорокино»
1.2 Анализ существующей схемы электрических соединений,элементов подстанции и техническия решения по замене устаревшего оборудования
РУ высшего напряжения 110 кВ выполнено в открытом виде(ОРУ), а РУ низшего напряжения 10 кВ – в комплектных ячейках (КРУ) в закрытомздании ЗРУ.
Схема соединения ОРУ-110 кВ является нестандартной, то естьне соответствует [4]. Современный аналог действующей схемы – типовая схема «110–4Н»(Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии).
Коммутационные аппараты на ОРУ-110 кВ: отделители икороткозамыкатели. Заменить в ходе реконструкции на элегазовые выключатели иразъединители горизонтально-поворотного типа с электроприводом. ТТ типа ТФЗМ-110Б– III заменить на предлагаемые в отдельном разделе диплома оптоэлектронныекомбинированные измерительные трансформаторы (ТТ и ТН в одном устройстве).Вместо вентильных разрядников типа РВМГ со стороны 110 кВ установить полимерныеОПН.
Возможен демонтаж проводов питающей ВЛ 110 кВ марки АС240/39. Монтаж и установка нового грозозащитного троса со встроенным оптическимкабелем типа ОКГТ.
На ПС установлены два силовых трансформатора типа ТРНДЦН-40000/110с эффективно-заземленной нейтралью. Срок службы истек – подлежат замене.
Выводы низших обмоток трансформаторов защищаютсявентильными разрядниками РВО-10. Заменить в ходе реконструкции на ОПН-10.
Схемасоединения КРУ-10 кВ представляет собой две системы сборных шин,секционированные выключателями. В нормальном режиме – раздельная работа двухсистем шин. Секционные выключатели с устройством автоматического ввода резерва(АВР). На ПС установлены ячейки КРУ серии КРУ-2–10. Коммутационные аппаратыячеек КРУ: маломасляные выключатели ВМПЭ-10/2000 (вводной на секции;секционные) и ВМПЭ-10/630 (отходящие фидера). Измерительные трансформаторы вячейках КРУ: ТТ типов ТШЛ-10 (ячейка ввода на секции) и ТПОЛ-10 (ячейки фидеров).ТН типа НАМИ-10–66 совместно с ОПН-10ф в отдельных ячейках на всех 4 секциях РУ10 кВ. Ячейки КРУ-2–10 почти выработали свой срок службы, поэтому приняторешение не просто заменить их начинку (маломасляные выключатели, блоки РЗиА ит.п.), а приобрести новые КРУ полной заводской комплектации.
Числоустановленных ячеек КРУ на подстанции равно – 37: Количество отходящих линийфидеров – 23. Кол-во ячеек совместных ТН типа НАМИ и ОПН – 4. Кол-во ячееквводных выключателей секций – 4. Кол-во ячеек с секционными выключателями – 2. Кол-ворезервных ячеек – 4.
Некоторыекабели отходящих фидеров имеют бумажно-масляную изоляцию (кабели с б/мизоляцией), поэтому в ходе реконструкции будут заменены на кабели изСПЭ-изоляцией с некоторым увеличением проводимостей.
Для питаниясобственных нужд ПС установлены два трансформатора типа ТСМА-250/10.Соединяются на ответвлении между выводами низших обмоток силовыхтрансформаторов и вводными выключателями на шины 10 кВ. Такое соединение выполненовследствие применения на ПС переменного оперативного тока. Сеть собственных нуждимеет напряжение 380/220 В с заземленной нейтралью. Шины 380/220 Всекционированы автоматами с устройством АВР. Сроки служб ТСН истекли, и ониподлежат замене.
1.3 Потребители ПС «Сорокино»
1. Каширские городские электрические сети (ГорЭС).
2. Каширские распределительные электрические сети (РЭС).
3. ООО «Каширский кирпичный завод».
4. ОАО «Каширский литейный завод – Центролит».
5. ОАО» Ожерельевский комбикормовый завод».
Рост нагрузок ПС стабильный, вследствии динамичногоразвития городской инфраструктуры, а также увеличения производственныхмощностей подключенных предприятий. Ожидаеться в недалеком будущем иподключение новых крупных потребителей в виде предприятия компании ООО РП «Новотранс».
1.4 Расчетные климатические и геологические условия районаПС
Расчетные климатические и геологические условия района ПСКлимат умеренный (У) Температура воздуха: Среднегодовая
(+6)0С Максимальная
(+38)0С Минимальная
(-42)0С Степень загрязнения изоляции оборудования II Район по гололеду II (расчетная толщина стенки гололеда 10 мм) Район по ветру I (расчетная скорость ветра 25 м/сек) Район по пляске проводов I (редкая пляска проводов – 1 пляска в 10 лет) Район по грозовой деятельности от 40 до 60 часов
2. Выбор числа и мощности трансформаторов
2.1 Построение графика электрических нагрузок ПС и проверкана устойчивость к систематическим и аварийным перегрузкам
На ПС «Сорокино» установлены два трансформатора типа ТРНДЦН-40000–110/10.Все потребители ПС – со стороны 10 кВ. Имеются потребители 1 категории. Поэтомув ходе реконструкции будут установлены также два трансформатора (применениетрех и более трансформаторов экономически неоправданно).
В целях ограничения токов КЗ на низшей стороне, и для болееудобного подключения большего числа потребителей – в ходе реконструкции будутустановлены также трансформаторы с расщеплением низшей обмотки. Применение РПН –обязательное.
Выбор номинальной мощности трансформаторов начинается спостроения графиков электрических нагрузок трансформатора в зимний и летнийрасчетный день. При построении графиков следует учитывать и работукомпенсирующих устройств ПС (синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов идругие ИРМ – источники реактивной мощности). В нашем случае установка ИРМ непланируется.
Для построения графика нагрузки в расчетный день используютприборы учета электроэнергии на подстанции, где замеры потребленной активной иреактивной мощности производятся с периодичностью в один час соответственноваттметром и варметром. В полученных значениях присутствует погрешностьразличных составляющих: измерительные трансформаторы тока, счетчики, каналыпередачи информации измерений. При реконструкции будет усовершенствованиесистема коммерческого учета электроэнергии с целью минимизации этихпогрешностей.
В таблице 3.1.1 приведены данные суточных ведомостейнагрузок ПС за расчетные зимний (16.12.10) и летний (17.06.10) дни. Согласно «НТППС» при выборе трансформаторов на сооружаемых ПСследует учитывать тенденцию развития мощностей нагрузок подстанции на 25% заотрезок в 5–10 лет. Поэтому исходными для дальнейшего проектирования будутполученные нагрузки с учетом поправочный коэффициента развития К10 =1,25в таблице (обозначены жирным шрифтом).
Данныесуточных ведомостей нагрузок ПС за зимний и летний расчетные дни 2010 года и сучетом коэффициента развития нагрузок в течение 5–10 летВремя T, часы
SΣ.ЗИМА (МВа)
К10/>SΣ.ЗИМА (МВа)
SΣ.ЛЕТО (МВа)
К10/>SΣ.ЛЕТО (МВа) 41.665
52.08 33.33
41.6625 1 42.15
52.68 33.72
42.125 2 38.694
48.36 30.95
38.68 3 37.036
46.3 29.628
37 4 37.52
46.9 30
37.5 5 38.35
47.9 30.68
38.35 6 40.981
51.2 32.78
40.975 7 45.401
56.7 36.32
45.4 8 46.43
58 37.14
46.425 9 49.964
62.4 39.97
49.963 10 50.723
63.4 40.5784
50.723 11 51.207
64 40.96
51.2 12 48.789
61 39.03
48.787 13 47.96
59.8 38.37
47.962 14 51.484
64.3 41.18
51.475 15 54.562
68.2 43.65
54.562 16 55.908
69.8 44.72
55.875 17 53.834
67.2 43.06
53.825 18 54.937
68.6 43.95
54.937 19 54.73
68.4 43.78
54.72 20 53.7
67.1 42.95
53.68 21 53.75
67.5 43
53.75 22 50.65
63.2 40.52
50.67 23 45.816
57.2 36.65
45.812
Изтаблицы 3.1.1 видно, что расчетный максимум нагрузки за год приходиться взимний день в TMAX.Г =16 час и равен SMAX.Г = 69.8 МВа. Поформуле Илларионова проверю целесообразность номинального напряжения питающейсети 110 кВ:
/> кВ,(3.1.1)
Где L=10 км – длинаотпаек в виде питающих ВЛ. PMAX.Г = 0,85· (SMAX.Г =69.8 МВа) =59,33 МВа – ориентировочная суммарная активная мощность нагрузки.
По формуле(3.1.1) видно, что самое оптимальное напряжение из шкалы стандартных значений UОПТИМ.СТАНД= UНОМ.С = 110 кВ.
Значениедопустимой аварийной перегрузки для двухтрансформаторной ПС равно 40% относительнономинальной мощности трансформатора, поэтому загрузка каждого из двухтрансформаторов в нормальном режиме их раздельной работы выбирается приблизительно KЗАГР= 0,7 от максимума нагрузки ПС (SMAX.Ч =69.8 МВа).
Проверю на нагрузочную способность трансформаторы сдействующей номинальной мощностью в 40 МВа по условию:
SНОМ.Т ≥ КЗАГР · SMAX.Ч; (3.1.2)
40 МВа ≤0,7·69,8 МВа=48,86 МВа; (3.1.3)
Условиене выполняется, а значит через 5–10 лет при отказе одного из двухтрансформаторов будет наблюдаться аварийная перегрузка оставшегося в работетрансформатора более чем 40%, что запрещено [7]. Для дальнейших расчетоввыбираю номинальную мощность трансформаторов на ступень выше, то есть в SНОМ.Т = 63 МВа каждый.
Тогда условие (3.1.2)выполниться: 63 МВа ≥ 0,7·69,8 МВа=48,86 МВа;
Проверка нагрузочной способности при систематическойперегрузки:
При мощности двух трансформаторов в 63 МВа, а значит,суммарной мощности ПС SΣ.ПС =126 МВаникаких систематических перегрузок в течение года не будет, так 126 МВа>SMAX.Г = 69,8 МВа.
Проверка нагрузочной способности при аварийных перегрузках:
Вданном случае в работе находиться один трансформатор мощностью 63 МВа, который(см. рисунок 3.1.1) в некоторые часы зимнего расчетного дня будет работать снекоторой перегрузкой, хоть и менее максимально допустимой в 40%, однако следуетпроверить будут ли превышать при этом температуры масла и обмоток допустимыезначения, установленные [6]. Для дальнейшего расчета буду использовать лишьзимний график нагрузок.
Преобразовываюмногоступенчатый график зимней нагрузки (рисунок 3.1.1) в эквивалентныйдвухступенчатый по износу изоляции. При этом к первой ступени эквивалентногографика S1.ЭКВ относятся всете ступени нагрузок, когда загрузка трансформатора KЗАГР£1,а ко второй ступени эквивалентного графикаS2.ЭКВ – ступени нагрузок с KЗАГР>1.
Времяаварийной перегрузки будет с 10 до 12 часов и с 14 до 22 часов зимнего дня,однако для упрощения расчетов беру ступень максимальной перегрузки – с 14 до 22часов, то есть ровно 8 часов.
/> МВа;(3.1.4)
/> МВа;(3.1.5)
Нахожу: K1 — коэффициентначальной нагрузки, К’2 – коэффициент максимальнойнагрузки, KMAX – коэффициентмаксимума графика нагрузки:
/>; (3.1.6)
/>; (3.1.7)
/>; (3.1.8)
В итоге получаю выражение (0.9 · KMAX’2),из которого следует что расчетный коэффициент перегрузки будет равен К2.РАСЧ= К’2 = 1,13.
Найду табличное значение допустимый коэффициент аварийнойперегрузки К2.ДОП с исходными параметрами:
1. Эквивалентная температура окружающей среды Московскойобласти
υ0=-10°С.
2. Ориентировочно выбран трансформатор с системойохлаждения «Д». 3. Время аварийной перегрузки h=8 часов.
4. Коэффициент начальной перегрузки К1 = 0,853.
В итоге получаю: К2.ДОП = 1,6.
Условия сравнения К2.РАСЧ и К2.ДОП:
Если К2.РАСЧ £ К2.ДОП,то оставшийся в работе трансформатор обеспечивает заданную нагрузку, при этомтемпературы масла и обмоток не превысят допустимые.
Если К2.РАСЧ > К2.ДОП, тоследует выбрать трансформаторы большей мощности или отключить часть потребителей3 категории, если они имеются.
В нашем случае К2.РАСЧ =1,13£К2.ДОП=1, 6, а значит оставшийся в работе трансформатор обеспечиваетзаданную нагрузку, при этом температуры масла и обмоток не превысят допустимые.
Выбираю ориентировочно для дальнейших расчетовтрансформатор типа ТРДН-63000/110/10.
2.2 Расчет температур масла и обмотки трансформатора приаварийных перегрузках
Для дальнейших расчетов необходима таблица предельныхзначений температур масла и обмоток, взятая из [6].
Значения предельно допустимых температур масла и обмотоктрансформатора средней мощности в зависимости от режима перегрузок Режим систематических перегрузок Режим аварийных перегрузок Температура масла в верхних слоях
105 0С
115 0С Температура наиболее нагретой точки обмотки
1400С
1400С
Расчет температуры масла и обмотки трансформатора приаварийной перегрузки начинается с определения превышения температуры масла надтемпературой окружающей среды в установившемся режиме при загрузке K1 и К’2 по выражению:
/>,(3.2.1)
Где />-номинальное значение превышения температуры масла над температурой окружающейсреды.
/>=550С для системы охлаждения М и Д (наш рассматриваемый случай).
b = 4.9 – отношениепотерь короткого замыкания (245 кВт) к потерям холостого хода (50 кВт) ввыбранном трансформаторе.
X = 0.9 – показательстепени для системы охлаждения М и Д.
В итоге получаю для K1=0.88 и T1=15 часов:
/>; (3.2.2)
Для К’2=1.066 и T2=9часов:
/>; (3.2.3)
Далее рассчитываю превышение температуры масла надтемпературой окружающей среды в переходном режиме по выражению:
/>,(3.2.4)
Где /> – начальноедля данной ступени нагрузки превышение температуры масла над температуройокружающей среды.
/> –установившееся для данной ступени нагрузки превышение температуры масла надтемпературой окружающей среды.
Т – расчетный период нагрева.
/>=3часа – постоянная времени нагрева трансформатора с системой охлаждения М и Д.
Расчетдля эквивалентной ступени (смотри рис 3.1.2 –S2.ЭКВ=67.1 МВа).
/>=/>=/>;
/>=/>/>;
Для Т=14,5 часов: />;
Для T=20 часов: />; Для Т=23 часов: />;
Вмомент времени 23:00 вторая загруженная ступень кончается, и из расчетовочевидно, что после 9 часов длительности ступени температура масла достигаетсвоего максимального значения:
/>; (3.2.5)
Расчетдля ненагруженной эквивалентной ступени (смотри рис 3.1.2 – S1.ЭКВ=55.5 МВа).
/>=/>=/>;
/>=/>= />;
Для T=24 часа (0 часов): />;
Для Т=5 часов: />;
Для Т=10 часов: />;
Для Т=14 часов: />;
В момент 14:00 заканчивается ненагруженная перваяэквивалентная ступень и начинается вторая, с которой мы и начали расчеттемпературы масла. Вследствие перехода к нагруженной ступени, температура маслаопять будет расти в течении 9 часов, поэтому именно в момент около 14 часов идостигается минимум температуры масла:
/>; (3.2.6)
Чтобы получить абсолютную температуру масла />в какой либо моментвремени необходимо суммировать соответствующую ему температуру масла надокружающей средой />и самуэквивалентную температуру окружающей среды υ0(υ0 =(-10)°С для г. Кашира). Для проверки допустимости абсолютнойтемпературы масла возьму ее максимальное значение в момент T=23 часа:
/>; (3.2.7)
Сравниваю полученное значение со значением 1150Сиз таблицы 3.2.
Вывод: Максимальновозможная в течение эксплуатации абсолютная температура масла (49,830С)не превышает предельно допустимое значение, указанное в [6].
Далее рассчитаю превышение температуры обмотки надтемпературой масла при коэффициенте загрузки K1 и К’2 по выражению:
/>, (3.2.8)
/>-номинальное превышение температуры обмотки над температурой окружающей среды.
/>=230С для трансформаторов с системой охлаждения М и Д.
Y= 0,8 – показательстепени для системы охлаждения Д.
/>; (3.2.9)
/>; (3.2.10)
Принимаю допущение, что температура обмотки изменяется потому же закону, что и температура масла. Это значит, что и для расчетатемпературы обмотки достаточно прибавить к температуре масла рассчитанноезначение />, т.е./>
Найду абсолютную максимальную температуру обмоткисоответствующей в момент T=23 часа второй эквивалентной ступени:
/>; (3.2.11)
Сравниваю полученное значение со значением 1400Сиз таблицы 3.2.
Максимально возможная в течение эксплуатации абсолютнаятемпература обмотки (75,310С) не превышает предельно допустимоезначение, указанное в [6].
2.3 Расчет и сравнение потерь электроэнергии на подстанциидо и после замены трансформаторов
Потери электроэнергии в трансформаторах складываются изпотерь в стали и в обмотках вследствие их нагрева токами.
/>,(3.3.1)
где /> – потериэлектроэнергии в стали трансформатора.
/> –потери электроэнергии в обмотках трансформатора.
Расчет потерь в устанавливаемых трансформаторах ТРДН-63000/110:
Считая, что трансформаторы не отключаются в течение года,потери в стали для всех типов трансформаторов рассчитываются как
/> />, (3.3.2)
Где n=2 – число работающих на ПС трансформаторов.
/>-потери холостого хода.
/>=8760 часов – число часов работы трансформатора в году.
Считаем нагрузочные потери в обмотках:
/>++/>,
Где />-потери короткого замыкания.
/> –ступени графика полных мощностей нагрузок в зимний период.
/> –продолжительность соответствующих ступеней графика зимнего периода.
Z=200 – числозимних суток в году.
/> –ступени графика полных мощностей нагрузок в летний период.
/> –продолжительность соответствующих ступеней графика летнего периода.
L=176 – числолетних суток в году.
В итоге, суммарные потери электроэнергии равны:
/>; (3.3.3)
Расчет потерь в прежних трансформаторах ТРНДЦН-40000/110:
Потери в стали:
/>,(3.3.4)
Где n=2 – число работающих на ПС трансформаторов.
/>-потери холостого хода.
/>=8760 часов – число часов работы трансформатора в году.
Нагрузочные потери в обмотках:
/>
+/>,
Где />-потери короткого замыкания.
/>-ступени графика полных мощностей нагрузок в зимний период.
/>-продолжительность соответствующих ступеней графика зимнего периода.
Z=200 – числозимних суток в году.
/> –ступени графика полных мощностей нагрузок в летний период.
/>-продолжительность соответствующих ступеней графика летнего периода.
L=176 – числолетних суток в году.
В итоге, суммарные потери электроэнергии равны:
/>; (3.3.5)
Сравнение суммарных потерь электроэнергии в трансформаторахза год до и после реконструкции:
До реконструкции: />; (3.3.6)
После реконструкции: />; (3.3.7)
Сравнивая значения, делаем вывод, что потери электроэнергиив устанавливаемых в ходе реконструкции трансформаторах ТРДН-63000/110 будутменьше, чем были у прежних трансформаторов ТРНДЦН-40000/110.
Таким образом, делаемокончательный выбор трансформаторов в количестве 2 штуки типа ТРДН-63000/110. Втаблице 3.3.1 указаны паспортные данные трансформатора.
Паспортные данные силового трансформатора
ТРДН-63000/110-У1 РПН – 9 ступеней (±16%) Установка – открытая
UK. ВН-НН% =10.5%
SНОМ.ВН = 63 МВа
/>
SНОМ.НН 1,2 = 31.5 МВа
/>
UВН = 115 кВ Масса – 66,7 тонн
UНН = 10,5 кВ Производитель: ОАО «Электрозавод» (г. Москва)
Y0/ Δ – Δ – 11 – 11 Стоимость: 28 млн. рублей
3. Выбор схем электрических соединений РУ ПС
3.1 Основные требования к схемам распределительныхустройств
Выбор конкретной схемы соединений РУ при проектированиистроительства или реконструкции ПС должен производиться исходя из требований,сформулированных в [1].
Требования к схемам РУ ПС:
1. Надежность снабжения всех ПС и надежность работыприлегающей сети. 2. Удобство эксплуатации, заключающееся в простоте инаглядности схем, снижающих вероятность ошибочных действий персонала, возможностиминимизации числа коммутаций в первичных или вторичных цепях при изменениирежима работы электроустановки.
3. Техническая гибкость, заключающаяся в возможности приспосабливатьсяк изменяющимся режимам работы электроустановки, в том числе при плановых иаварийно-восстановительных ремонтах, расширении, реконструкции и испытаниях.
4. Компактность размещения всей ПС.
5. Экологическая чистота окружающей среды.
6. Технически обоснованная экономичность.
7. Возможность автоматизации и дистанционного управленияподстанцией, т.е. создания «цифровой» подстанции на основе стандарта МЭК №61250.При этом подстанция будет освобождена от постоянного присутствия обслуживающегоперсонала.
3.2Выбор исполнения и схемы РУ напряжением 110 кВ
Размещениедействующей ПС удовлетворяет «НТП ПС», поэтому при реконструкции будет выбраната же площадка.
ИсполнениеРУ 110 кВ будет открытым (ОРУ) понескольким причинам: 1. Город Кашира (место размещения) – малочисленный город сдостаточной свободной территории. 2. Использование ОРУ более экономично, чемКРУЭ или ЗРУ. 3. Использование ОРУ дает удобства в плане расширения вперспективе. 4. Достаточно благоприятные условия окружающей среды.
Тип ПС –ответвительная. В соответствии с [6] для подобного типа ПС 35–220 кВ, с 4присоединениями (2ВЛ+2 Т) допускается применять схемы «110–5Н» и «110–5АН»(схемы конфигурации «моста») для обеспечения секционирования. Данное инженерноерешение было обосновано большой мощностью трансформаторов (63 МВа) дляподобного типа ПС на номинальном напряжении 110 кВ.
/>
Рассматриваемыедля выбора схемы ОРУ 110 кВ
Переключенияв схеме «110–5Н» при авариях: При авариина одной из линий (к примеру – Л1) автоматически отключается выключатель (Q1) со стороныповрежденной линии и включается выключатель «моста» Q3. Тогда трансформатор(Т1) начинает получать питание от линии (Л2) и в итоге снабжение всехпотребителей ПС продолжается. В случае аварии на одном из трансформаторов (кпримеру – Т2) отключение «родного» блочного выключателя (Q2) приводит котключению трансформатора и питающей линии (Л2). Отключение линии приповреждении трансформатора является недостатком данной схемы.
Рассмотримсхему «110–5АН»:
Особенностьсхемы «110–5АН» состоит в том, что при аварии в линии автоматически отключаетсяповрежденная линия и трансформатор. При аварии на трансформаторе послеавтоматических переключений в работе остаются две питающие линии.
Учитывая,что аварии на трансформаторах происходят гораздо реже, чем аварии на линиях-тосхема «110–5Н» более предпочтительна в эксплуатации.
Использованиеремонтной перемычки в схеме «110–5Н» позволяет осуществлять транзит мощности,что необходимо для транзитных ПС. В нашем случае – ответвительная ПС, поэтомуиспользование ремонтной перемычки нецелесообразно.
Вывод: Для ОРУ 110 кВ выбираю схему «110–5Н» без использованияремонтной перемычки.
3.3Выбор исполнения и схемы РУ напряжением 10 кВ
РУ 10кВбудет выполнено в комплектных ячейках (КРУ) выкатного исполнения и размещено вдвухэтажном кирпичном здании с двускатной крышей из металлочерепицы (ЗРУ). Строительствоздания ЗРУ необходимо, так как количество ячеек КРУ превышает установленные [1]15 штук. Ввод трансформаторов осуществляется через полимерные проходныеизоляторы, установленные с внутренней стороне стены здания ЗРУ. Схемасоединения РУ (смотри рис. 4.3.1) останется прежней: две системы сборныхшин с секционированием, то есть 4 секции.
Секционныевыключатели в нормальном режиме работы сети разомкнуты, тем самым, производяраздельную работу секций шин. Это необходимо для снижения значения токов короткогозамыкания. Находящегося в отдельном шкафу устройство АВР осуществляетавтоматическое управление секционными выключателями и при снижении напряженияна шинах 10 кВ ниже допустимого значения – осуществляет в течение 0,1 – 30секунд подключение секций шин с помощью замыкания контактов этих выключателей,тем самым, обеспечивая надежность снабжения всех потребителей секций.
Производствоячеек КРУ и монтаж их оборудования (выключатели, ТТ и т.п.) будет осуществлятьпредприятие ЗАО «Промэнерго» (г. Чебоксары). Выбраны ячейки КРУ серии КРУ-2–10двухстороннего обслуживания. Использование серии КРУ-2–10 особенноцелесообразно на мощных ПС с номинальными токами шин 10 кВ свыше 2 кА, как иданный случай (предварительная оценка).
Техническиехарактеристики КРУ-2–10 на напряжении 10 кВНаименование параметра Значение параметра, исполнение Номинальное напряжение 10 кВ Наибольшее рабочее напряжение 12 кВ Номинальный ток сборных шин, А 630; 1000; 1600; 2000; 3150; Номинальный ток отключения вакуумного выключателя, встроенного в КРУ: 31,5 кА Электродинамическая стойкость к токам короткого замыкания шин 81 кА Напряжение вторичных цепей, В
110; 220 В (постоянный ток)
220 В (переменный ток) Масса: 1200 кг (с выключателями); 950 кг (с ТН типа НАМИ). Габариты: 90 см (ширина); 166,4 см (глубина); 238 см (высота). Производитель: ЗАО «Промэнерго» (г. Чебоксары)
3.4Выбор схемы СН ПС
Согласно[2] для обеспечения надежной работы устройств РЗиА и всей ПС рекомендуетсяиспользовать оперативного постоянного тока. Практика внедрения современныхустройств РЗиА на микропроцессорной базе показала: На ПС с напряжением 35кВ ивыше не обеспечивается быстродействие дифференциальной защитой силовыхтрансформаторов.
Практикаи показывает внедрение на строящихся и реконструируемых ПС в качествеоперативного тока только постоянный (в крайних случаях выпрямленный). В итоге,выбираю постоянный оперативный ток также.
Согласно«НТП ПС», на всех ПС следует устанавливать как минимум два ТСН. Мощность одногоТСН не должна превышать 630 кВа. Предварительно примем, что СН ПС способныйобеспечивать два ТСН (подробный расчет в пункте 6.9). Также согласно «НТП ПС»,на ПС с постоянным оперативным током ТСН должны присоединяться черезпредохранители или выключатели к шинам РУ 6–35 кВ. В целях надежностисрабатывания и удобства коммутаций, выбираю коммутацию через выключатель,установленной в ячейке КРУ-2–10.
Шины СНна напряжении 0,4 кВ будут секционированы автоматическим выключателем сустройством АВР. В качестве системы заземления сети 0,4 кВ принимаю системуTN-C-S (пятипроводная: три фазных провода, один провод – нулевой рабочийпроводник, один провод – защитный проводник).
Нарисунке 4.3.1 изображена схема соединения РУ 10 кВ и СН ПС (при предположении,что удовлетворят питание СН ПС именно два ТСН).
/>
Рис. 4.3.1 Выбранная схема соединений РУ 10 кВ и СН ПС
4. Расчет токов короткого замыкания
4.1 Основные сведения
Расчеттоков короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора и проверки аппаратов итоковедущих частей ПС на термическую и динамическую стойкость, для выбора иоценки устройств РЗиА. При КЗ ток в месте повреждения резко увеличивается, азначит, происходит сверхдопустимый нагрев проводника, изоляции, что объясняеттермическое разрушающее действие КЗ. Также токи КЗ опасны динамическимразрушающим действием (к примеру – сборные шины отдельных фаз). Расчётным КЗдля выбора аппаратов является трёхфазное КЗ, т. к. токи в этом случаеимеют максимальные значения, а значит, и влекут за собой максимальноеразрушающее действие.
Прирасчете токов КЗ принимаю допущения: – Расчётноенапряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5% вышеноминального значения. – КЗ наступает в момент времени, при котором ударный токКЗ будет иметь наибольшее значение. – Сопротивление места КЗ считается равнымнулю (металлическое КЗ). – Не учитываю сдвиг по фазе ЭДС различных источниковпитания, входящих в расчётную схему. Источник питания принимаю единым вкачестве системы (ЕЭС) с бесконечно большой полной мощностью SСИС = ∞. – Не учитываю ёмкости, а, следовательно,емкостные токи в воздушных и кабельных сетях. – Не учитываю токи намагничиваниятрансформаторов. – Напряжение системы (ЕЭС) остается неизменным. – Полнаясимметрия трехфазной системы. – Не учитываю увеличение суммарного тока КЗ состороны электродвигателей более низких уровней напряжения, чем уровеньнапряжения точки КЗ.
Дляпроверки чувствительности устройств релейной защиты рассчитывается и минимальновозможный ток короткого замыкания, на который защита должна быстро реагировать.Обычно, расчетным здесь является двухфазный ток короткого замыкания с учетомремонтных режимов сети, при которых отключена часть источников питания и ветвейсвязи, для того чтобы этот ток КЗ через проверяемую защиту был минимальным.
Длярасчета токов КЗ необходимо составить схему замещения рассматриваемой сети, тоесть расчетную схему, в которой вводятся все элементы сети электроснабжения, ивсе электрические и магнитные связи представлены сопротивлениями. Генерирующиеисточники (в данном случае – система) вводятся в схему замещениясоответствующими ЭДС, а пассивные элементы, по которым проходит ток КЗ,индуктивными и, при необходимости (при большой протяженности ЛЭП), активнымисопротивлениями. В данном случае с длиной питающих отпаек ВЛ в 10 км можнопренебречь с достаточной для практических расчетов точностью величинамиактивных сопротивлений схемы замещения.
4.2Расчет токов трехфазного КЗ
Расчетная схема и схема замещения для расчётов токов КЗпредставлены соответственно на рис 5.1 и рис 5.2.
Вкачестве источника питания (системы) примем ВЛ «Каширская ГРЭС – Ожерелье», ккоторой присоединяется отпайки в виде ВЛ к ПС «Сорокино» с длиной LОТП=10 км. ЭДС системы принимаем равной EC= ∞,а сопротивление XC= 0. Удельное сопротивление каждой из двух питающих отпаек ХУД= 0,4 Ом/км.
Нарисунке 5.2.1 изображена расчетная схема нахождения токов КЗ. На рисунке 5.2.2 –схема замещения.
ТочкаК1 – расчетная точка КЗ для стороны 110 кВ. Точка К2 – расчетная точка КЗ длястороны 10 кВ.
/>
Рисунок5.2.1 Расчетная схема нахождения токов КЗ
трансформаторподстанция электрический оборудование
/>
Рисунок5.2.2 Схема замещения для нахождения токов короткого замыкания
Расчеттока КЗ в точке К1 на стороне 110 кВ:
Система: SСИС= ∞; XСИС= 0; UНОМ.С = 115 кВ.
Воздушая линия:
/>Ом;(5.2.1)
В итоге, ток периодической составляющейтрехфазного КЗ в точке К1 равен:
/>кА;(5.2.2)
Максимальный ударный ток КЗ в точке К1равен:
/>кА,(5.2.3)
Где КУ=1,92 – ударный коэффициент токаКЗ в месте РУ ВН ПС с трансформаторами средней мощности [16].
Расчеттока КЗ в точке К2 на стороне 10 кВ:
Система: SС= ∞; XС= 0; UНОМ.С= 115 кВ.
Воздушная линия:
/> Ом,(5.2.4)
Где UНН.Т = 10,5 кВ – расчетное напряжение ступени КЗ в точке К2.
Трансформатор (с расщепленной низшей обмоткой):
/> Ом;(5.2.5)
/> Ом;(5.2.6)
/> Ом;(5.2.7)
/> Ом; (5.2.8)
В итоге, ток периодической составляющейтрехфазного КЗ в точке К2 равен:
/>кА;
Максимальный ударный ток КЗ равен:
/>кА,(5.2.9)
Где КУ=1,85 – ударный коэффициент тока КЗ в месте РУ НН ПС с трансформаторамисредней мощности [16].
Максимальныезначения токов КЗ на ступенях 110 кВ и 10 кВ для выбора оборудования ПСТочка расчета КЗ Место нахождения точки КЗ
Значение периодической составляющей тока трехфазного замыкания IП.О.
Ударный ток трехфазного короткого замыкания IУД К1 На шинах 110 кВ 16.6 кА 45.07 кА К2 На шинах 10 кВ 16.17 кА 42.31 кА
5. Выбороборудования ПС
Длядальнейшего выбора силового оборудования, которое будет установлено на ПС,необходимо подчеркнуть экономическую целесообразность и удобствотранспортировки при массовых заказах у единичных производителей. Основная частьсилового оборудования будет поставляться компаниями: 1. ЗАО «ГК«Электрощит» – ТМ Самара» (г. Самара). – Вакуумные выключатели 10 кВи трансформаторы тока нулевой последовательности (ТТНП).
– Разъединительгоризонтально-поворотного типа 110 кВ. – Сухие ТСН и комплектныетрансформаторные подстанции (КТПСН). 2. ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки). – Элегазовыевыключатели колонкового типа 110 кВ – Жесткая ошиновка ОРУ-110 кВ. – Заземлительнаружной установки. – ОПН всех классов напряжения. – Разъединители внутреннейустановки (КРУ, КТП) 10 кВ.5.1 Выбор и расчёт питающих ВЛ 110 кВСрок службы проложенных проводов отпаечных ВЛподходит к концу, поэтому их замена также будет проходить в ходе реконструкции.Провода буду применять сталеалюминиевые марки АС в соответвтствии с [2]. Припроектировании ВЛ до 500 кВ выбор сечения проводов проводиться по нормированнымобобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированныезначения экономической плотности JЭК.Для нахождения табличного значения JЭК из [7] для неизолированных алюминиевыхпроводов, необходимо рассчитать время использования максимуманагрузки TMAX:/>, (6.1.1)
Где значения P0.ЗИМА и P0.ЛЕТО взяты соответственно зазимний и летний расчетный дни в t0.ЗИМА=0 часи t0.ЛЕТО=0 час. Аналогичноберутся и остальные почасовые нагрузки из таблицы 3.1.1 с учетом приближенного cosφ = 0.85 и найденного из формулы (3.1.1) PMAX=59.33 МВа. Значение ТMAX>5000часов, поэтому JЭК=1А/мм2.Тогда сечение проводов марки АС:/>А, (6.1.2)Где IР.MAX – расчетный ток в максимальномрежиме эксплуатации при SMAX.Г =69,8МВа. Таким образом, беру ближайшее стандартное сечение провода 400 мм2.Проверка выбранного сечения по другим условия: 1.По механической прочности: Для района ПС (по гололеду – II)сечение провода марки АС должно быть более 35 мм2. 2. Поусловию коронирования: Для UНОМ.С=110кВ и при одножильном проводе сечение его должно быть более 70 мм2.3. Согласно [2], на территории крупных городов необходимо прокладывать ВЛ ссечением не менее 240 мм2 на напряжении UНОМ.С=110 кВ.4. По нагреву:/>; (6.1.3)/>, (6.1.4)Где ток максимального режима равен />.
Поправочный коэффициент для фактическойсреднегодовой температуры в г. Кашира в 100С равен Kθ=1,15. Длительно допустимыйток для провода марки АС и сечения в 400 мм2 равен IДОП=825 А.В итоге, все условия выполняются и окончательновыбираю питающие ВЛ марки АС-400/51. Производитель – ОАО «Электрокабель» (г. Кольчугино).
5.2 Определение необходимости ограничения токовкороткого замыкания
Для определения необходимости ограничения токовкороткого замыкания посредством установки токоограничивающих линейных илисдвоенных реакторов надо выполнить проверку на термическую стойкость отходящегокабеля фидера с наименьшим сечением (когда все кабели одного типа изоляции) илидлительно-допустимым током.
Данныекабелей отходящих фидеров по секциям шин 10 кВСекции РУ НН Кол-во и принадлежность фидеров Сечение кабелей и длительно допустимые токи Изоляция кабелей
1 секция
(Т-1)
5 фидеров ОАО «Центролит»
95 мм2 / 205 А
Б/м 1 фидер ОАО «Ожерельевский комбикормовый завод»
95 мм2 / 250 А СПЭ 1 фидер «Каширские РЭС»
240 мм2 / 355 А Б/м
2 секция
(Т-2)
3 фидера ОАО «Центролит»
95 мм2 / 205 А
Б/м 1 фидер ОАО «Ожерельевский комбикормовый завод»
95 мм2 / 250 А СПЭ 1 фидер «Каширские РЭС»
240 мм2 / 355 А Б/м 1 фидер «Каширские ГорЭС»
240 мм2 / 355 А Б/м
3 секция
(Т-1) 2 фидера ОАО «Центролит»
150 мм2 / 275 А Б/м 1 фидер ООО «Каширский кирпичный завод»
95 мм2 / 250 А СПЭ 1 фидер «Каширские РЭС»
240 мм2 / 355 А Б/м 1 фидер «Каширские ГорЭС»
240 мм2 / 355 А Б/м
4 секция
(Т-2)
3 фидера ОАО «Центролит»
95 мм2 / 205 А Б/м 1 фидер «Каширские РЭС»
240 мм2 / 355 А Б/м 1 фидер ООО «Каширский кирпичный завод»
95 мм2 / 250 А СПЭ
Жирнымшрифтом в таблице отмечены кабели минимального сечения из всех прочих. Этокабели сечением в 95мм2 с Б/м изоляцией. Существуют еще кабели изСПЭ-изоляцией, обладающие также сечением в 95 мм2, однакодлительно допустимый ток (250 А против 205 А у кабелей с Б/м изоляцией) значительновыше. Принято решение расчет производить для обоих типов кабелей на ихтермическую стойкость.
Токтермической стойкости для кабелей с Б/м изоляцией:
/>кА,(6.2.1)
Где C – термический коэффициент, равный 100 кА2с/мм4для Uном=10кВ. Та=0,065с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в месте РУНН ПС с трансформаторами средней мощности [16]. tОТКЛ = tОСН.РЗ + tПОЛН.ВЫКЛ – полноевремя протекания тока КЗ до его отключения. tОСН.РЗ = 0,01 с – заданное время действия основной РЗ линии. tПОЛН.ВЫКЛ = 0,05 с – полное время срабатывания выключателя типа ВВУ-СЭЩ-П-10.Именно этот тип выключателей на разные номинальные токи планируетсяустанавливать в ячейки КРУ-2–10.
Условиетермической стойкости кабеля: IТ.СТ > IП.О.К2;Условие выполняется, так как IТ.СТ = 26,87 кА> IП.О.К2 = 16,17 кА.
Токтермической стойкости для кабелей с СПЭ-изоляцией: В соответствии с [20], кабель из СПЭ-изоляцией и сечением95 мм2 способен выдерживать в течении времени протекания токакороткого замыкания tКЗ=1 секпорядка IКЗ.ПРЕД= 9,8 кА.Длянахождения предельного тока термической стойкости за реальное время отключенияиспользуем формулу:
/>кА;(6.2.2)
Условиетермической стойкости кабеля: IТ.СТ.СПЭ > IП.О.К2 Условие выполняется, так как IТ.СТ = 27,72 кА> IП.О.К2 = 16,17 кА. Вывод:Нет необходимость ограничения тока КЗ установкой токоограничивающего реактора.5.3 Замена кабелей отходящих фидеров с бумажно-масляной изоляциейна кабели из сшитого полиэтиленаЗамена кабелей с Б/м изоляцией на кабели из СПЭизоляции показывает свою состоятельность на практике уже давно. В таблице 6.3.1показаны сравнительные характеристики кабелей, в которой видно, что по всемважнейшим параметрам кабели из СПЭ изоляции превосходят кабели с Б/м изоляцией.К тому же, в соответствии с [2], прокладка кабелей с Б/м изоляции запрещена.
Характеристикикабелей с различными видами изоляцииОсновные показатели Вид изоляции кабелей Б/м – изоляция СПЭ – изоляция 1. Длительно допустимая рабочая температура, °С 70 90 2. Температура при перегрузках, °С 75 130 3. Стойкость к токам КЗ, °С 200 250 4. Нагрузочная способность,% – при прокладке в земле 100 117 – при прокладке в воздухе 100 120 5. Разность уровней при прокладке, м До15 метров без ограничения 6. Трудоемкость при монтажах и ремонтах высокая низкая 7. Удельная повреждаемость, шт./100 км год – в свинцовых оболочках ~ 6 – в алюминиевых оболочках ~ 17 в 10–15 раз ниже
Втаблице 6.3.2 показана замена кабелей отходящих фидеров с Б/м изоляции наэквивалентные им по нагреву рабочим током утяжеленного режима. Все кабелитермически стойки к току КЗ точки К2 (смотри пункт 6.2). Прежние кабели изСПЭ-изоляции оставить без изменения. Марка всех кабелей из СПЭ изоляцией – АПвВнг-LS.
Расшифровкамарки АПвВнг-LS: А – Алюминиевая жила. Пв – Изоляция из сшитогополиэтилена. Внг-LS – оболочка из поливинилхлоридного (ПВХ) пластикатапониженной пожароопасности. В соответствии с [2], следует прокладывать кабелииз СПЭ-изоляции именно с такой оболочкой, то есть с индексом «Внг-LS» вобозначении марки кабеля.
Заменакабелей фидеров с Б/м изоляцией на кабели из СПЭ-изоляции марки АПвВнг-LS.Секции
Сечение ПРЕЖНИХ кабелей
их длительно допустимые токи тип изоляции
Сечение кабелей АПвВнг-LS
их длительно допустимые токи
1 секция
(Т-1)
95 мм2 / 205 А / БМ
95 мм2 / 250 А / СПЭ
95 мм2 / 250 А / СПЭ
95 мм2 / 250 А / СПЭ
240 мм2 / 355 А / БМ
185 мм2 / 365 А / СПЭ
2 секция
(Т-2)
95 мм2 / 205 А / БМ
95 мм2 / 250 А / СПЭ
95 мм2 / 250 А / СПЭ
95 мм2 / 250 А / СПЭ
240 мм2 / 355 А / БМ
185 мм2 / 365 А / СПЭ
240 мм2 / 355 А / БМ
185 мм2 / 365 А / СПЭ
3 секция
(Т-1)
150 мм2 / 275 А / БМ
120 мм2 / 295 А / СПЭ
95 мм2 / 250 А / СПЭ
95 мм2 / 250 А / СПЭ
240 мм2 / 355 А / БМ
185 мм2 / 365 А / СПЭ
240 мм2 / 355 А / БМ
185 мм2 / 365 А / СПЭ
4 секция
(Т-2)
95 мм2 / 205 А / БМ
95 мм2 / 250 А / СПЭ
240 мм2 / 355 А / БМ
185 мм2 / 365 А / СПЭ
95 мм2 / 250 А / СПЭ
95 мм2 / 250 А / СПЭ Производитель: ОАО «Электрокабель» (г. Кольчугино)
Расчетвыбора кабеля марки АПвВнг-LS для наиболее загруженного фидера с Б/м-изоляцией исечением 240 мм2 (в таблице 6.3.2 обозначены жирным шрифтом).Это фидер №14 «Каширские городские электрические сети», питающийся от секции №3РУ НН 10 кВ. По полученным данным, максимальный рабочий ток этого фидерасечения равен IР.MAX=449,5 А.
Тогдапо формуле (6.3.2) найду минимальное значение длительно допустимого тока кабелямарки АПвВнг-LS для данного фидера с целью нахождения сечения кабеля.
/>, (6.3.1)
где IДЛ.ДОП – табличноезначение длительно допустимого тока кабеля.
Кабель берем одножильный. Прокладка – в плоскости.
КЭКР =1 – поправочный коэффициент на сечениемедного экрана для одножильных кабелей с прокладкой пофазно в плоскости.Сечение медного экрана принято здесь стандартным в 35 мм2.
КГЛУБ =1,05 – поправочный коэффициент по глубинепрокладке кабеля в земле на глубине в 0,7 метра.
КТ.ГР =1 – поправочный коэффициент потемпературе грунта, принятого в 200С.
КС.ГР=1,14 – поправочный коэффициент потермическому удельному сопротивлению грунта, принятого в 0.7 км / Вт.KМФ = 1 – поправочныйкоэффициент на межфазное расстояние при прокладке в плоскости. В данном случаерасстояние между фазами стандартно и равно 70 мм.
КN= 0,75 – поправочный коэффициент для групповой прокладкикабелей фидеров в земле. В данном случае количество кабелей превышает максимальноустановленные табличным значением (9 кабелей) и взято расстояние между осямицентра средних фаз отдельных кабелей при прокладки в плоскости в 0,8 метра.
KТР =0,9 –поправочный коэффициент для прокладки одножильных кабелей в отдельных трубах.
KV =1,24 – поправочныйкоэффициент на температуру окружающего воздуха в 100С.
КПЕР =1,23 – допустимый коэффициент перегрузкикабеля при прокладке в земле.
Преобразовываяформулу (6.3.1), получаю что значение IДЛ.ДОП для одножильного кабеля должно быть не менее:
/>;(6.3.2)
/>А;(6.3.3)
Используя [20], выбираю одножильный кабель салюминиевыми жилами сечением 185мм2 с IДЛ.ДОП = 365 А, проложенный пофазно вплоскости, в трубе, в земле на глубине 0,7 метра, с заземлением с двух сторон медного экрана сечением 35 мм2.
Аналогично,с теми же поправочными коэффициентами – произвел расчет для остальных кабелей сБ/м изоляцией. Результаты занесены в таблицу 6.3.2.5.4 Выбор выключателей всех уровней напряжения ПС
5.4.1Условия выбора выключателей
1. Выбор по номинальному напряжению:
UНОМ.ВЫКЛ ≥ UНОМ.РУ, (6.4.1)
Где UНОМ.ВЫКЛ — номинальное напряжение выключателя.
UНОМ.РУ – номинальное напряжение РУ, в котором будет установленданный выключатель.
2. Выбор по току максимального утяжеленного режима:
IНОМ.ВЫКЛ ≥ IР.MAX, (6.4.2)
Где IНОМ.ВЫКЛ — номинальныйток выключателя.
IР.MAX – рабочий ток вмаксимальном утяжеленном режиме.
Сторона110 кВ:
/>А;(6.4.3)
/>А;(6.4.4)
Цепиввода и секционирования РУ 10 кВ:
/>А;(6.4.5)
/>А;(6.4.6)
Цепь наиболеезагруженного фидера (фидер №14 – смотри пункт 6.3):
IНОРМ = 427 А; (6.4.7)
/>А;(6.4.8)
Расчетныерабочие токи на ПСМесто расчета Расчетные рабочие токи, А в нормальном режиме в утяжеленном режиме 1. Сторона 110 кВ 330,66 463 2. Цепи ввода и секционирования РУ 10 кВ 1818,6 2546,11 3. Цепь наиболее загруженного фидера 427 449,5
3. Выбор по коммутационной способности:
IНОМ.ОТКЛ ≥ IП.О.Т, (6.4.9)
Где IНОМ.ОТКЛ — номинальный ток отключения выключателя.
IП.О.Т – периодическая составляющая тока трехфазного замыкания к моментувремени Т расхождения контактов выключателя.
/>,(6.4.10)
Где /> — коэффициентотносительного содержания апериодической составляющей тока КЗ в отключаемомтоке. iА, Т – апериодическаясоставляющая тока КЗ к моменту Т расхождения контактов выключателя.
/>,(6.4.11)
Где Та– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ взависимости от места КЗ [16]. tОТКЛ — полное время протекания тока КЗ до его отключения.
4. Проверка на электродинамическую стойкость:
IДИН.MAX ≥ IУД;(6.4.12)IДИН.ДЕЙСТВ≥ IП.О,(6.4.13)
Где IДИН.MAX — амплитудное значение тока электродинамическойустойчивости выключателя. IДИН.ДЕЙСТВ – действующее значение периодической составляющей токаэлектродинамической стойкости выключателя.
5. Проверка на термическую стойкость:
/>;(6.4.14) />, (6.4.15)
Где ВК– интеграл Джоуля.
IТ.СТ – предельный ток термической устойчивости выключателя. tТ.СТ – длительность протекания тока термической устойчивости.
Выбор выключателей на ОРУ-110 кВ
Схемасоединения ОРУ – «110–5Н» (без ремонтной перемычки) предусматривает установкутрех выключателей, в качестве которых выбираю элегазовые выключателиколонкового типа (в соответствии с рекомендациями [2]).
Характеристикиэлегазового выключателя на ОРУ-110 кВ
Параметры ВЭКТ-110/ІІ*-40/2000 У1 Расчетные данные Наружной установки ОРУ
UНОМ. ВЫКЛ =110кВ (UMAX=123 кВ) ≥
UНОМ.РУ =110 кВ
IНОМ.ВЫКЛ = 2000 А >
IР.MAX=463 А
IНОМ.ОТКЛ = 40 кА >
IП.О = IП.О.Т = 16,6 кА
/>=80,9 кА >
/> =37,41кА
IНОМ.ВКЛ = 40 кА >
IП.О= 16.6 кА
IДИН. MAX=102 кА >
IУД = 45,07 кА
IДИН. ДЕЙСТВ = 40 кА >
IП.О =16.6 кА
/>=4800 кА/>с >
В=48.223 кА2/> с Собственное время отключения, мс: 45
Полное время отключения, мс: 50
Собственное время включения, мс: 90
Привод: ОМР3 (пружинный)
Ресурс по механической стойкости до первого ремонта -10000 циклов.
Масса: 1650 кг
Производитель: ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки)
Стоимость: 1,6 млн. рублей
Выборвыключателей в КРУ-10 кВ
Схемасоединения РУ 10 кВ – «C двумя системами шин и секционированием». В соответствии срекомендациями [2], в качестве среды гашения дуги выключателя выбрать вакуум, апривод – пружинный. Выключатели вводные на секции (4 штуки) и секционныевыключатели (2 штуки) выбираются с IНОМ.ВЫКЛ=3150 А >IР.MAX=2546,11 А.
Характеристикивводных и секционных вакуумных выключателей КРУ-10 кВПараметры ВВУ-СЭЩ-П-10–31,5/3150 У2 Расчетные данные Внутренней установки КРУ-2–10
UНОМ. ВЫКЛ =10кВ (UMAX=12 кВ) ≥
UНОМ.РУ =10 кВ
IНОМ.ВЫКЛ = 3150 А >
IР.MAX=2546,12 А
IНОМ.ОТКЛ = 31,5 кА >
IП.О = IП.О.Т =16,17 кА
/>=62,36 кА >
/> =31,95 кА
IНОМ.ВКЛ = 31,5 кА >
IП.О = 16,17 кА
IДИН. MAX=79 кА >
IУД = 42,31 кА
IДИН. ДЕЙСТВ = 31,5 кА >
IП.О =16,17 кА
/>=2976,75 кА/>с >
В=32.68 кА2 />с Собственное время отключения, мс: 30
Полное время отключения, мс: 50
Собственное время включения, мс: 30
Привод: ППМ-10 (пружинно-моторный)
Ресурс по механической и коммутационной стойкости до первого ремонта -10000 циклов.
Масса: 188 кг
Производитель: ЗАО «ГК «Электрощит» – ТМ Самара» (г. Самара)
Стоимость: 250 тысяч рублей
Выключателина отходящие линии выбираются с IНОМ.ВЫКЛ=1000 А >IР.MAX=449,5 А, где IР.MAX – токмаксимального режима наиболее загруженного фидера (фидер №4 – секция №3).
Характеристикивакуумных выключателей на отходящие линии КРУ-10 кВПараметры ВВУ-СЭЩ-П-10–20/1000 У2 Расчетные данные Внутренней установки КРУ-2–10
UНОМ. ВЫКЛ =10кВ (UMAX=12 кВ) ≥
UНОМ.РУ =10 кВ
IНОМ.ВЫКЛ = 1000 А >
IРАБ.MAX=449,5 А
IНОМ.ОТКЛ = 20 кА >
IП.О = IП.О.Т =16,17 кА
/>=39,6 кА >
/> =31,95 кА
IНОМ.ВКЛ = 20 кА >
IП.О = 16,17 кА
IДИН. НОМ =50 кА >
IУД= 42,31 кА
IДИН. ДЕЙСТВ = 20 кА >
IП.О =16,17 кА
/>=1200 кА/>с >
В=32.68 кА2 />с Собственное время отключения, мс: 30
Полное время отключения, мс: 50
Собственное время включения, мс: 30
Привод: ППМ-10 (пружинно-моторный)
Ресурс по механической и коммутационной стойкости до первого ремонта -25000 циклов.
Масса: 78 кг
Производитель: ЗАО «ГК «Электрощит» – ТМ Самара» (г. Самара)
Стоимость: 165 тысяч рублей
Данныйвыключатель с IНОМ.ВЫКЛ=1000 Аустановлю в КРУ для защиты ДГР и ТСН, чьи токи максимального режима обычно непревышают 100 А.
5.5Выбор разъединителей на всех уровнях напряжения
Выборразъединителей производится:
– по конструкции, роду установки.
– по напряжению UНОМ.
– по току IНОМ.
– по электродинамической устойчивости.
– по термической устойчивости.
Выбор разъединителей наОРУ-110 кВ
На ОРУ-110 кВ со схемой «110–5Н»(без ремонтной перемычки) требуется установить 6 штук разъединителей (с двумязаземляющими ножами) и 2 разъединителя (с одним заземляющим ножом). Всоответствии с [2], будем применять разъединители горизонтально-поворотноготипа с электроприводом типа РГП-СЭЩ.
Характеристикиразъединителей на ОРУ-110 кВ
Параметры РГП-СЭЩ-з2*(з1*) –ІІ-110/1250-УХЛ1 Расчетные данные Наружной установки ОРУ
UНОМ=110 кВ (UMAX=126 кВ) >
UНОМ.РУ =110 кВ
IНОМ=1250 А >
IРАБ.MAX =463 А
IДИН.MAX=80 кА >
IУД =45,07 кА
IТ.СТ2·tТ.СТ= 31,52·1=992,25 кА2с >
В=48.223 кА2/> с Масса: 220 кг
Производитель: ЗАО «ГК «Электрощит» – ТМ Самара» (г. Самара)
Стоимость: 70 тысяч рублей
Выбор разъединителей вКРУ-10 кВ
В ячейках ввода на секциии в ячейках секционных выключателей будут установлены разъединители типа РВРЗ-2–10/4000МУЗ.
Характеристикиразъединителя типа РВРЗ-2–10/4000 МУЗ
Параметры РВРЗ-2–10/4000 МУЗ Расчетные данные Внутренней установки КРУ-2–10
UНОМ=10 кВ (UMAX=12 кВ) >
UНОМ.РУ =10 кВ
IНОМ=4000 А >
IРАБ.MAX =2546,11 А
IДИН.MAX=125 кА >
IУД =42,31 кА
IТ.СТ2·tТ.СТ= 502·1=2500 кА2с >
B= 32.68 кА2 />с Масса: 65 кг
Привод: ПД-11–07 УХЛ1 (электродвигательный)
Производитель: ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки)
Стоимость: 32 тысячи рублей
Вячейках отходящих фидеров и в ячейках для защиты ТСН и ДГР будут установленыразъединители типа РВЗ-10/630 І МУХЛ2.
Характеристикиразъединителя типа РВЗ-10/630 І МУХЛ2
Параметры РВЗ-10/630 МУХЛ2 Расчетные данные Внутренней установки КРУ-2–10
UНОМ=10 кВ (UMAX=12 кВ) =
UНОМ.РУ =10 кВ
IНОМ=630 А >
IРАБ.MAX =449,5 А
IДИН.MAX=50 кА >
IУД =42,31 кА
IТ.СТ2·tТ.СТ= 202·1=400 кА2с >
В=32.68 кА2 />с Масса: 38 кг
Привод: ПД-14–12 УХЛ1 (электродвигательный)
Производитель: ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки)
Стоимость: 13 тысяч рублей
5.6 Выборизмерительных трансформаторов на всех уровнях напряжения
Условиявыбора
Выбор ТТпроизводится:
– поконструкции, роду установки.
– по номинальному напряжению UНОМ.
– понагрузочной способности. – по номинальному току IНОМ. — по термической устойчивости. – по электродинамическойустойчивости. – по предельной кратности тока при номинальной вторичнойнагрузки.
ВыборТН производится: – по конструкции, родуустановки. – по номинальному напряжению UНОМ. — по нагрузочной способности.
Выбор ОЭИТна ОРУ-110 кВ
Всоответствии с [4], для схемы №110–5Н (без ремонтной перемычки) принято решениеустанавливать в цепь моста с двух концов выключателя комбинированныеоптоэлектронные трансформатора тока и напряжения (далее – ОЭТН). На линейныхцепях – оптоэлектронные трансформаторы тока (далее – ОЭТ). Количествоустанавливаемых ОЭТН – 6 штук. Количество устанавливаемых ОЭТ – 6 штук.
ХарактеристикиОЭТН типа NXVCT-115 и ОЭТ типа NXCT-115Номинальные параметры Расчетные величины Наружной установки ≥ ОРУ
UНОМ =115кВ (UРАБ.MAX =121 кВ) ≥
UНОМ. РУ = 110 кВ
I1. НОМ =1кА (диапазон 100 А ÷ 4 кА) ≥
IРАБ.MAX =463 А
IТ.СТ2·tТ.СТ=632·1=3969 кА2·с ≥
B=48.223 кА2/> с
IДИН.MAX=170 кА ≥
IУД=45,07 кА
Диапазон рабочих температур воздуха: от (-55)0Cдо 550C Район по ветру: до V (до 45 м/с) Класс точности: 0,2S (для измерения – функция ТТ) Класс точности: 5Р20 (для защиты – функция ТТ) Класс точности: 0,2 (для измерения – функция ТН) Класс точности: 0,2 (для защиты – функция ТН) Масса колонны: 180 кг (ОЭТН); 56 кг (ОЭТ) Производитель: ООО «ПроЛайн» (г. Ярославль)
ВыборТТ в КРУ-10 кВ
Устанавливать ТТ буду типа ТЛО-10 производства ООО «Электрощит– К0» во все ячейки КРУ-2–10. Данный тип ТТ обладает несколькимипреимуществами над остальными литыми ТТ других производителей:
1. Вотличие от литых ТТ других производителей (к примеру: ТОЛ-СЭЩ от ЗАО «ГК«Электрощит» – ТМ Самара») линейка номинальных токов ТЛО-10 увеличена до3150 А. 2. ТЛО-10 обладает более компактными габаритами. 3. Максимальные односекундныетоки термической стойкости среди российских аналогов.
ТТ типаТЛО-10 будут с тремя вторичными обмотками: измерительной обмотка для целей АИИСКУЭ с классом точности 0,2S; обмотка для подключения электронных счетчиков с классомточности 0,2S; обмотка (защитная) для подключения устройств РЗ с классомточности 5Р. РЗ будет выполнена на микропроцессорной основе с максимальновозможной мощностью для ТТ в SMAX.РЗ=0,5 Ва.
Вкачестве измерительных приборов, с помощью которых будет осуществляться контрольза режимом работы ПС, будут взяты многофункциональные трехфазныемикропроцессорные счетчики «ЕвроАльфа». С помощью этих счетчиков можно измеритьс погрешностью 0,2S и отобразить на ЖК-дисплее все необходимые параметрыэлектроэнергии: ток и напряжения по фазам, активная и реактивная потребляемыеэнергии, частота сети, коэффициент мощности. Многотарифность (4 тарифные зоны вдень, 4 типа дней недели) позволяет точно и оперативно получать информацию опараметрах потребляемой энергии в соответствии с ее тарифом в тот или иноймомент времени.
Нарисунке 6.6.1 изображена схема соединения счетчика «ЕвроАльфа», производящегоизмерения в цепях ввода на секцию. Видно, что подключается счетчик через ТТтипа ТЛО-10 (его измерительную обмотку) и через измерительную обмотку ТН(предполагаемый тип НАМИ).
Проверканагрузочной способности ТТ типа ТЛО-10 в цепях ввода: Номинальный ток вторичных цепей и счетчиков принят за I2 =5 А.
Максимальнодопустимая вторичная нагрузка обмоток SДОП = 50 Ва. Тогда найду максимально допустимое сопротивлениеэтой нагрузки:
/>Ом; (6.6.1)
/>
Схемасоединения счетчика «ЕвроАльфа» через ТТ и ТН
Максимальнаяпотребляемая мощность счетчика SMAX.СЧ =3,6 Ва.Сопротивление счетчика:
/>Ом;(6.6.1)
Общеесопротивление вторичной нагрузки также состоит из сопротивлений провода,соединяющего выводы обмотки ТТ с счетчиком, и сопротивления контактныхсоединений ZКОНТ= 0,1 Ом. Длинасоединительных проводов от ТТ до приборов (в один конец) ориентировочно для РУ6–10 кВ, кроме линий к потребителям (то есть в нашем случае), может бытьпринята около 40 метров.
Учитываямалое значение нагрузки электронного многофункционального счетчика SMAX.СЧ =3,6 Ва имаксимально возможный ток счетчика в 10 А, примем провод алюминиевый снегорючей изоляцией марки АВВГнг и сечением SСЕЧ =2,5 мм2. Тогда сопротивление провода:
/> Ом;(6.6.2)
Витоге, суммарное сопротивление вторичной нагрузки обмотки:
/> Ом;(6.6.3)
Очевидно,что нагрузочная способность ТЛО-10 выполняется, то есть: ZДОП.ТТ (2 Ом) > Z2.РАСЧ (0,692 Ом).
Проверкапо предельной кратности тока ТТ типа ТЛО-10 в цепях ввода:
/>,(6.6.4)
Где I1.НОМ.ТТ = 3000 А – номинальный ток первичной обмотки выбранного ТЛО-10в цепях ввода с IР.MAX=2546,11 А. KРАСЧ – расчетноезначение предельной кратности тока, где значение периодической составляющейтока КЗ в точке К2. KНОМ.ПРЕД — максимальное значение предельной кратности тока измерительной обмотки ТЛО-10.
ХарактеристикиТЛО-10 для цепей ввода и секционированияНоминальные параметры ТЛО-10 формы М8 Расчетные величины Внутренней установки КРУ-2–10
UНОМ =10кВ (UРАБ.MAX =12 кВ) ≥
UНОМ. РУ = 10 кВ
Z2.НОМ=2 Ом >
Z2.РАСЧ =0,692 Ом
I1. НОМ =3000 А >
IР.MAX =2546.11 А
/>кА2с >
В=32.68 кА2 />с
IДИН.MAX=100 кА >
IУД=42,31 кА
KПРЕД = 10 >
KРАСЧ = 5,39 Число вторичных обмоток – 4 (ввод) и 3 (секц. цепи)
Класс точности – 0,2S (для измерений)
Класс точности – 5Р (для защиты)
Масса: 45 кг
Производитель: OОО «Электрощит-К»
Стоимость: 16 тысяч рублей
ХарактеристикиТЛО-10 для отходящих линийНоминальные параметры ТЛО-10 формы М1 Расчетные величины Внутренней установки КРУ-2–10
UНОМ =10кВ (UРАБ.MAX =12 кВ) ≥
UНОМ. РУ = 10 кВ
Z2.НОМ=2 Ом >
Z2.РАСЧ =0,3 Ом
I1. НОМ =600 А >
IР.MAX =449.5 А
/>кА2с >
В=32.68 кА2 />с
IДИН.MAX=100 кА >
IУД=42,31 кА
KНОМ = 30 >
KРАСЧ = 26,95 Число вторичных обмоток – 3
Класс точности – 0,2S (для измерений)
Класс точности – 5Р (для защиты)
Масса: 28 кг
Производитель: OОО «Электрощит-К»
Стоимость: 13 тысяч рублей
Витоге, полное обозначение выбранных ТТ типа ТЛО-10: Цепи ввода исекционирования: М8АС-0,2SFS10/5P10–10/5–3000/5 УЗ 40 Отходящие линии: М1АС-0,2SFS30/5P30–10/5–600/5УЗ 40 Расшифровка: М1 и М8 – габариты ТЛО-10. А – выводные контакты вторичныхобмоток на корпусе трансформатора расположены с торца. С – наличие крышки длязащиты и пломбирования измерительной обмотки. 0,2S – класс точности измерительной вторичной обмотки FS30 иFS10 – коэффициенты предельной кратности по току для измерительной обмотки. 5Р –класс точности вторичной обмотки РЗ. 30 и 10 – коэффициенты предельнойкратности по току для обмотки РЗ. 5 – номинальная вторичная нагрузкаизмерительной обмотки (Ва). 1 – номинальная вторичная нагрузка защитной обмотки(Ва). 3000 и 600 – номинальные первичные токи (А). 5 – номинальный вторичныйток (А). У – климатическое исполнение. 3 – категория размещения. 40 – токодносекундной термической стойкости.
ВыборТН в КРУ-10 кВ
Как ужеранее было написано, предполагаются к установке ТН типа НАМИ-10–95 УХЛ2.Установка в отдельных шкафах с ОПН на каждой секции КРУ-10 кВ. Имеет двевторичные обмотки, питаемые на линейном напряжении 100 В. К одной обмотке ТН(измерительной) подключают счетчик «ЕвроАльфа», а к другой обмотке (защитная) –органы РЗ, такие как Реле напряжения. Вторичные обмотки заземляются.
РасшифровкаНАМИ-10–95 УХЛ2: Н – трансформатор напряжения; А – антирезонансный; М – смасляной изоляцией; И – контроль состояния изоляции; 10 – уровень номинальногонапряжения (кВ); 95 – выпускается данный тип НАМИ с 1995 года; УХЛ2 – климатическоеисполнение и категория размещения (1, 2).
Классточности данного типа НАМИ равен 0,2, что позволяет их качественно использоватьвместе с электронными счетчиками в целях создания АИИС КУЭ. На рисунке 6.6.1показана схема соединения ТН с счетчиков, осуществляющим контроль за всемипараметрами сети с SMAX.СЧ =3,6 Ва. Приклассе точности 0,2 – предельная мощность вторичной обмотки SДОП =105 Ва. Очевидно, что по нагрузочной способности данныйтип ТН удовлетворяет.
ХарактеристикиТН на стороне 10 кВНоминальные параметры НАМИ-10–95 УХЛ2 Расчетные величины Внутренней установки КРУ-2–10
UНОМ =10кВ (UРАБ.MAX =12 кВ)
UНОМ. РУ = 10 кВ
SДОП=105 ВА
SРАСЧ.2.Σ=3,6 ВА Класс точности для защиты и измерения – 0,2
Схема соединения обмоток – Y0/ Y0/ Λ
5.7 Выбор предохранителя для защиты ТН
Для защиты ТН от токов КЗ в шкаф вместе с нимибудут установлены три однофазных предохранителя серии VV-Thermo. Главное преимущество этихпредохранителей серии VV являютсястабильные времятоковые характеристики вследствие особой конструкции изамедленного старения плавкой вставки. В качестве наполнителя применяетсякварцевый песок строгоопределенной грануляции и особого химического состава.Корпус в виде фарфоровой трубки покрыт глазурью. Герметичность обеспечиваетсяизносо-термостойкой прокладкой.
Возможно применение термоограничителя, который прикратковременных перегрузках не позволяет перегореть вставке. Будет применять термоограничительсерии T-D с ударной силой иглы в 80 Н. Эта иглаприводит в движение разрывающий коммутационный механизм предохранителя придостижении критической температуры вставки в 120 0С. Данныепредохранители выдерживают максимально возможный ток КЗ на стороне 10 кВ в42,31 кА (максимальный ток отключения равен 50 кА). Учитывая коэффициентстарения плавкой вставки КСТАР= 1,2, узнаю выполняется ли условие поотключению минимального двуфазного тока КЗ на шинах 10 кВ предохранителем:
/>;(6.7.1)
Значениеминимального тока КЗ гораздо выше тока перегорания вставки, поэтому данныйпредохранитель беудет защищать ТН от тока КЗ. Ток перегорания вставки(минимально отключаемый ток) равен IMIN.ОТКЛ =25 А приноминальном токе вставки в 6 А.
Характеристикипредохранителя для защиты ТНПредохранитель VV-T-D-10кV-6А Расчетные величины
UНОМ =10кВ (UРАБ.MAX =17,5 кВ) ≥
UНОМ. РУ = 10 кВ
IНОМ.ВСТ=6 А >
IРАБ. MAX =0,0109 А
IПРЕД.ОТКЛ =50 кА >
IУД= 42,31 кА
IMIN.ОТКЛ = 25 А IКЗ.MIN =30,53 кА Максимальная ударная сила иглы = 80 Н
Производитель: «ETI Izlake» (Словения)
5.8 Выбор режима нейтрали сети 10 кВ
Необходимо оптимально выбрать режим заземления нейтрали сети 10 кВ(способ заземления нейтрали), так как он определяет: 1. Ток в месте поврежденияи перенапряжения на здоровых фазах при однофазном замыкании на землю (ОЗЗ). 2.Схему построения РЗ от ОЗЗ. 3. Уровень изоляции электрооборудования. 4. ВыборОПН для защиты от перенапряжения. 5. Бесперебойность электроснабжения. 6. Допустимоесопротивление контура сопротивления ПС. 7. Безопасность персонала иэлектрооборудования при ОЗЗ.
Таким образом, очевидно, что выбор того или иного режима нейтрали влияетна значительное количество технических решений, которые необходимо принять придальнейшем проектировании ПС.
Согласно [7], разрешены к использованию в России способы заземлениянейтрали для сетей 6–35 кВ: 1. Изолированная (незаземленная) нейтральисточников питания. 2. Заземленная нейтраль с помощью дугогасящего реактора(ДГР). 3. Заземленная нейтраль с помощью высокоомного или низкоомногорезистора. Кроме того, возможен режим смешанного заземления нейтрали черезпараллельное включение ДГР и резистора.
Режим изолированной нейтрали, как показала практика, несет опасностьвозникновения при ОЗЗ перенапряжений на здоровых фазах до трехкратногоувеличения относительно номинального напряжения. Это часто ведет к пробоюизоляции кабелей и проводов этих фаз, а значит к возникновению сложных видовкоротких замыканий. Именно поэтому, на практике при проектировании новых ПСэтот режим нейтрали уже не используется. Для определения оптимального способазаземления нейтрали сети 10 кВ необходимо узнать: 1. Тип сети 10 кВ. Вданном случае – сеть преимущественно выполнена кабельными линиями (КЛ) дляпитания города Кашира и прилегающих промышленных предприятий. Помимо кабельныхлиний, есть передача электрической энергии посредством воздушных линий (ВЛ),установленных на металлических опорах. Таким образом, зная особенности типасети, построю таблицу 6.8.1 с учетом [3] для дальнейшего выбора режиманейтрали.
Подходящие режимы нейтрали для данного типа сети.Тип электрической сети
UНОМ.С Суммарный емкостной ток Режим нейтрали Сети, имеющие ж/б или металлические опоры на ВЛЭП 6–35 кВ До (10 А) Изолированная нейтраль; Заземление через высокоомный резистор Более (10 А) Заземление через ДГР
2. Значения суммарного емкостного тока секций РУ НН 10 кВ.
Формула приближенного расчета емкостного тока:
Емкостнойток для ВЛ-10 кВ: />, (6.8.1)
Емкостнойток для КЛ-10 кВ: />, (6.8.2)
Где UНОМ.С =10 кВ. LВЛ и LКЛ – длины кабельной и воздушной линий. К= 10 –поправочный коэффициент для кабелей с Б/м изоляции. К= 5 – поправочныйкоэффициент для кабелей из СПЭ-изоляции. По полученным данным от персонала ЭТЛс согласия руководства филиала «Южные электрические сети» компании ОАО «МОЭСК»– известны полученные при опытах в ЭТЛ суммарные емкостные токи секций шин РУ10 кВ на момент до реконструкции.
Суммарные емкостные токи секций РУ НН до реконструкцииСекция РУ НН 10 кВ Емкостной ток секции Режим нейтрали Секция №1 (тр-р №1) 5,6 А Изолированная Секция №2 (тр-р №2) 14,2 А Изолированная Секция №3 (тр-р №1) 22,5 А Изолированная Секция №4 (тр-р №2) 9 А Изолированная
Сравнивая формулы (6.8.1) и (6.8.2), видно, что после реконструкции сполной заменой КЛ с Б/м изоляции (около 80% по суммарной длине от всех КЛ) накабели из СПЭ-изоляции – при этом суммарный емкостной ток вырастет в 2 раза накаждой КЛ. Таким образом, можно ввести поправочный коэффициент К=1,8 и тогдаполучу данные емкостных токов секций после реконструкции (таблица 6.8.3 – обозначеныжирным шрифтом).
Суммарные емкостные токи секций после реконструкцииСекция РУ НН 10 кВ Емкостной ток секции
Емкостной ток секции Секция №1 (тр-р №1) 5,6 А
10,08 А Секция №2 (тр-р №2) 14,2 А
25,56 А Секция №3 (тр-р №1) 22,5 А
40,5 А Секция №4 (тр-р №2) 9 А
16,2 А
Вывод: Значенияемкостных токов всех 4 секций превысят 10 А после реконструкции и учитываяпреобладание КЛ в сети 10 кВ – выбираю способ заземления нейтрали через ДГР.
Выбор ДГР
В качестве ДГР буду использовать комбинированный ДГР (тоесть совмещенный с трансформатором подключения в одном баке) типа ASRC, производимый чешской компанией «EGE». Особенности данного типа ДГР: – Автоматическое определение емкостного тока сети и егоплавную автоматическую компенсацию (от 10%до 100% от тока компенсации). – Комплектованиецифровыми регуляторами REG-DPA с высокой чувствительности по напряжению 3U0(в диапазоне 0,1–120 В). Регулятор обеспечивает высокое удобство эксплуатации(вычисляет емкостной ток сети; активную составляющую в токе замыкания;отображает на дисплее резонансную кривую сети и в виде засечки на ней текущуюпозицию реактора; обеспечивает автоматическое слежение за изменением емкостисети). – Комплектование шунтирующимнизковольтным резистором, который включается во вторичную силовую обмоткуреактора напряжением 500 В, что дает возможность организовать автоматическийпоиск присоединения с ОЗЗ. Номинальный активный ток, создаваемыйшунтирующим резистором только в поврежденном фидере, составляет не менее 10%от максимального тока компенсации ДГР. Допустимое время протекания номинальноготока в шунтирующем резисторе варьируется в пределах 6–90 с. – Оснащение устройствами обогрева шкафауправления и привода, что обеспечивает эксплуатацию на ОРУ ПС бездополнительной защиты при зимних температурах до -45º С. – Оснащение газовом реле Бухгольца дляконтроля уровня масла в ДГР и защиты от внутренних повреждений, а такжеэлектроконтактные термометры для контроля температуры масла при работе в режимеОЗЗ.
ДГР типаASRCоснащен тремя обмотками: 1. Главная обмотка, которая изготавливается всоответствии с UНОМ.СЕТИ, QДГР и длительностью работы сети в режиме ОЗЗ. 2. Измерительнаяобмотка (U2.ИЗМ=100 В; I2.ИЗМ =3А) используется для автоматического управления ДГР иизмерения величины напряжения на нейтрали U0. 3. Специальнаяобмотка (UСПЕЦ= 500 В; QСПЕЦ =0,1· QДГР в течение 90 сек)применяется для кратковременного включения шунтирующего резистора, создающегоактивную составляющую в токе поврежденного присоединения, что обеспечивает егоселективное определение при наличии соответствующей РЗ.
Расчет мощностей ДГР:
Привыборе мощностей ДГР, которые будет устанавливаться единично на каждой секции,следует подчеркнуть, что расчетный емкостной ток будет равен емкостному токукаждой из двух систем шин, то есть в случае, когда секционные выключателизамкнуты (случай выхода из строя одного из двух силовых трансформаторов).
Такимобразом, суммируя значения емкостных токов секций (№1 и №2) и секций (№3 и №4)из таблицы 6.8.3 – получаю расчетные значения емкостных токов для выбора ДГР:
IС.Σ.1 = 10,08 + 40,5 =50,58 А; (6.8.3)
IС.Σ.2 = 25,56 + 16,2 =41,76 А; (6.8.4)
Такимобразом, нахожу мощности устанавливаемых ДГР.
Секции(№1; №3): QДГР.1 ≥1,25·5,77·IС.Σ.1=1,25·5,77·50,58 = 364,81 кВа, (6.8.5) Секции (№2;№4): QДГР.2 ≥1,25·5,77·IС.Σ.2=1,25·5,77·41,76 = 301,19 кВа, (6.8.6)
Где1,25 – коэффициент с учетом развития сети 10 кВ. 5,77 – фазное напряжение сети10 кВ. Из [21] выбираю ДГР одной мощности QДГР = 480 кВа. Мощность трансформатора подключения SНОМ.ТДГР ≥ QДГР и равна 500 кВа.Тогда мощность специальной обмотки для подключения резистора равна: QСПЕЦ =0,1· QДГР = 50 кВа. Диапазонтоков компенсации ДГР от 8А до 83 А, то есть максимальное значение токакомпенсации IL.MAX = 83 А. Номинальныйактивный ток резистора IR ≥ 0,1·IL.MAX ипринять равным стандартному значению 10 А.
ХарактеристикиДГРТип ДГР ASRC Номинальная мощность 480 кВа Номинальное напряжение сети 10 кВ Настройка компенсации плавная Размещение ОРУ – 110 кВ Диапазон изменения тока компенсации 8 – 83 А Номинальный активный ток резистора 10 А Тип шунтирующего резистора SR 500V / 120 A/ 60 s Цифровой регулятор реактора REG-DPA Привод Моторный MD1 Номинальная мощность трансформатора ТДГР 500 кВа Схема соединения обмоток ТДГР
Y0/ Δ Производитель «EGE» (Чехия)
Маркакабеля, соединяющего ТДГР – АПвВнг-LS (3x16). Присоединение к секциям через КРУ серии КРУ-2–10 свыключателем типа ВВУ-СЭЩ-П-10–20/1000 У2.
5.9Выбор ОПН
Вкачестве защиты оборудования ПС и ее изоляции от атмосферных и коммутационныхперенапряжений нормативные документы разрешают использовать лишь ОПН(ограничители перенапряжения). В качестве рекомендаций [2], внешняя изоляциябудет из полимерного материала. На ПС необходимо установить ОПН в количестве 32штук: 1. На стороне 110 кВ – 8 штук. Из них 2 штуки – в нейтрали силовыхтрансформаторов параллельно с заземлителями. 6 штук – на тросы вводатрансформаторов. 2. На стороне 10 кВ – 24 штуки. 12 штук на каждую секцию вшкафах ТН и 12 штук на тросах выводов силовых трансформаторов. Таким образом,12 штук ОПН будут во внутреннем исполнении, а остальные 20 штук – в открытом.Способ установки – «фаза-земля».
Длявыбора типа ОПН на стороне 110 кВ необходимо найти наибольшее длительнодопустимое напряжение на ОПН UНР.ОПН. Для даннойПС (не относиться к категории «особый случай» – смотри [15]) применима формула:
UНР.ОПН ≥ 1,05 ·UНОМ.Ф.СЕТИ = 1,05 ·63,51=66,69 кА, (6.9.1)
Где1,05 – коэффициент запаса для сетей с эффективно-заземленной нейтралью. Используясайт {5}, выбираю ОПН типа ОПН-П1–110/73/10/2 УХЛ1. Исполнение установки ОПН – наопоре линейного портала.
Вкачестве ОПН на стороне 10 кВ, устанавливаемые для защиты оборудования именнона ПС, компания ЗАО «ЗЭТО» предлагает ОПН типа ОПН-П1–10/12/10/2 УХЛ2. Исполнениеустановки ОПН – подвесное к тросам выводов трансформаторов.
Выбранныетипы ОПН необходимо проверить по взрывобезопасности к максимальным токам КЗ, тоесть IВЗ > IУД. Для стороны 110 кВ: IВЗ > 45,07 кА. Для стороны 10 кВ: IВЗ > 42,31 кА.
ХарактеристикиОПН ПС «Сорокино»Тип ОПН ОПН-П1–110/73/10/2 УХЛ1 ОПН-П1–10/12/10/2 УХЛ2 Номинальное напряжение 110 кВ 10 кВ Наибольшее длительно допустимое напряжение 73 кВ 12 кВ Номинальный разрядный ток 10 кА 10 кА Категория взрывобезопасности
А (IВЗ = 63 кА)
А (IВЗ = 63 кА) Остающееся напряжение при импульсе тока в 10 кА за 0,1 мкс 274 кВ 44 кВ Стоимость 35.000 рублей 2.300 рублей Производитель: ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки)
5.10Выбор ТСН
Втаблице 6.10.1 отображены потребители собственных нужд (СН) ПС и их суммарнаянагрузка с учетом коэффициента спроса. Расшифровка обозначений таблицы: P – Номинальная активная мощность единичного потребителя СН(кВт). N – Количество единичныхпотребителей СН (шт.). PN-Суммарная активная мощность потребителя СН (кВт). КСПР – Коэффициентспроса на потребителя СН (о.е). cosφ – Коэффициентмощности потребителя СН (о.е). SРАСЧ – Расчетнаянагрузка потребителя СН (кВа). SРАСЧ.Σ – Суммарнаярасчетная нагрузка всех потребителей СН (кВа).
Нагрузочныеданные потребителей собственных нужд ПС
Потребители
собственных нужд
Р
(кВт)
N
(шт.)
РN
(кВт)
КСПР cosφ
SРАСЧ
(кВа) Освещение ОРУ-110кВ 5 - 5 0,5 1 2,5 Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ-10 кВ 7 - 7 0,7 1 4,9 Отопление, освещение, вентиляция ОПУ 100 - 100 0.7 1 70 Отопление и освещение склада 5,5 - 5,5 0,2 1 1,1 Двигатели системы охлаждения силового трансформатора 4 2 8 0,85 0,85 8 Устройство РПН 1 2 2 0,8 0,9 1,78 Отопление шкафа КРУ 1 39 39 1 1 39 Электроподогрев элегазового выключателя и его привода 5 3 15 1 1 15 Электроподогрев привода разъединителя 110 кВ 0,6 8 4,8 1 1 4,8 Электропитание телемеханики и аппаратуры связи 2 - 2 1 1 2 Электроподогрев шкафа РЗ 1 12 12 1 1 12 Электропитание системы пожаротушения 15 - 15 1 1 15 Зарядно-подзарядное устройство 35 2 70 0,12 1 8,4
ИТОГО: SРАСЧ.Σ = 184,48 кВа
В соответствии с [1], очевидно, что на ПС будет достаточнаустановка двух ТСН. Их эксплуатацию можно осуществить следующими способами:
1. Один из двух ТСН питает всю нагрузку СН, а второйнаходится в автоматическом резерве.
2. Два ТСН работают совместно с загрузкой 50–70% отноминальной мощности ТСН. При этом секции шин 0,4 кВ питают нагрузку раздельно.
К установке принимаю второй вариант эксплуатации ТСН.
На реконструируемой ПС будет отсутствовать постоянныйоперативный персонал, поэтому формула для выбора номинальной мощности ТСНтакова:
SНОМ.ТСН ≥ SРАСЧ.Σ; (6.10.1)SНОМ.ТСН ≥ 184,48кВа, (6.10.2)
Где SНОМ.ТСН – номинальнаямощность ТСН. SРАСЧ.Σ =184,48кВа – Суммарная расчетная нагрузка всех потребителей СН.
Такимобразом, ближайшая стандартная мощность трансформатора равна 250 кВа. Всоответствии с [2], ТСН будут с сухой изоляцией обмоток с установкой вкомплектной двухтрансформаторной ПС СН.
Паспортныеданные ТСН
ТСЗ-СЭЩ-250/10-УЗ ПБВ – 5 ступеней (±5%)
SНОМ = 250 кВа
/>
UВН = 10 кВ
/>
UНН = 0,4 кВ Масса: 1185 кг
UK% = 4% Производитель: ЗАО «ГК «Электрощит» – ТМ Самара» (г. Самара)
Δ / Y0 -11 Стоимость: 600 тысяч рублей
Маркакабеля, соединяющего ТСН – АПвВнг-LS (3x16). Присоединение к секциям через КРУ серии КРУ-2–10 свыключателем типа ВВУ-СЭЩ-П-10–20/1000 У2.
Техническиехарактеристики комплектной ПС СННаименование 2КТП-СЭЩ-СН-250/10/0,4 – УЗ Мощность ТСН 250 кВа Уровень изоляции [ГОСТ 1516.3–96] Облегченная изоляция Ток термической стойкости на стороне 10 кВ в течение 1 с 20 кА Ток динамической стойкости на стороне 10 кВ 51 кА Тип атмосферы II [ГОСТ 15150–69] Сейсмостойкость 9 баллов на 0 м по шкале MSK 64 Габариты: Длина 13,5 метра Ширина 12 метров Высота 22,7 метра
5.11 Выбор аккумуляторной батареи
Всоответствии с [1], для получения постоянного оперативного тока на ПС 110 кВ ивыше будут установлены две одинаковые аккумуляторные батареи (АБ) стационарнойустановки закрытого типа с жидким и экологически чистым диэлектриком,исключающими выделение водорода в режиме зарядки и исключающие содержаниеядовитых ПХБ (полихлорированные бифенилы).
Всоответствии с [2], на ПС будут установлены АБ типа Groe. Каждая из двух АБбудет находиться в отдельных блоках ОПУ. Емкость каждой из двух АБ сможетобеспечивать питанием всех потребителей СН в течение не менее 3 часов приотключенном зарядно-подзарядном устройстве (ЗПУ).
Длявыбора модели АБ типа Groe, отличающееся между собой номинальной емкостью, необходиморассчитать максимальное значение тока с низшей стороны ТСН. В случае отказаобоих ТСН, именно этот ток (ток суммарной нагрузки всех потребителей СН) каждаяиз двух АБ обязана генерировать своей емкостью даже без подзарядки от ЗПУ. Рассчитаеммаксимальный ток низшей стороны ТСН:
/>А;(6.11.1)
ВыбираюАБ типа Groe модели SGL 31D с номинальной емкостью СНОМ =400 (А·час). Через 3 часа разряда емкость снизиться до 373 (А· час), такимобразом, обеспечив требования [2].
Таблица6.11.1 Технические характеристики АБТип АБ Groe (серия SGL-SGH) Модель АБ SGL 33D Обозначение по стандарту DIN 40738 16_GroE 400 Номинальная емкость при 20 °С 400 А· час Номинальное напряжение АБ 220 В Количество элементов в АБ 110 шт. Номинальное напряжение на одном элементе 2 В Рекомендуемое напряжение на одном элементе в режиме постоянного подзаряда АБ 2,23 В Электролит Раствор серной кислоты Производитель: «FIAMM» (Италия)
5.12Выбор шинных конструкций
Выборжесткой ошиновки ОРУ – 110 кВ
Всоответствии с [2], при реконструкции и строительстве ПС 110 кВ и вышерекомендуется использовать жесткую ошиновку РУ высшего напряжения внезависимости от его исполнения. На практике ОРУ ПС выполняют только с жесткойошиновки, которая обладает рядом преимуществ перед ошиновкой гибкимсталеалюминиевым проводом. Преимущества жесткой ошиновки: 1. Сокращение площадиОРУ до 30%. 2. Снижение затрат при строительстве ОРУ: металлоемкостьсокращается до 15%, расход железобетона до 20%. 3. Снижение объемастроительно-монтажных работ и трудозатрат до 25% в зависимости от схемысоединений РУ. 4. Возможность быстройзамены шин при необходимости увеличения пропускной способности. 5.Ускорение сроков строительства ПС. 6. Высокаямеханическая прочность конструкции и электрических контактов соединений. 7. Долговечнаянаглядная фазировка порошковыми красками.
Нарисунке 6.10.1 изображен общий вид фрагмента жесткой ошиновки, состоящей из: 1 –Шин в виде полых труб алюминиевого сплава 1915Т. Данный сплав позволяетдобиться высокой проводимости при низкой металлоемкости. 2 – Токовыекомпенсаторы гарантируют высокое качество электрического соединения. Они играютроль экранов, устраняя возможность развития коронных разрядов и радиопомех. 3 –Соединение жестких шин между собой, а также шин с контактами оборудованияосуществляется сертифицированными литыми шинодержателями и гибкими контактнымииз сталеалюминиевых проводов АС-400/51. 4 – Поддерживающая трубы шинная опораиз полимерного материала. 5 – Прессуемый замок для болтового (несварного)соединения труб. Применение подобного соединения труб из-за отсутствиявозможного отжига металла повысило прочность конструкции.
/>
Рис. 6.12.1Общий вид жесткой ошиновки определенной конфигурации
Расчетжесткой ошиновки ОРУ-110 кВ:
Выбираюдля расчета жесткую ошиновку производства компанией ЗАО «ЗЭТО» (г. ВеликиеЛуки) на напряжение 110 кВ. Предназначение этой жесткой ошиновки для ОРУ врайоне с характеристиками: Степень загрязнения изоляции оборудования – II. Районпо гололеду – до III (расчетная толщина стенки гололеда до 20 мм). Районпо ветру – II (расчетная скорость ветра до 40 м/сек). Диапазон рабочихтемператур воздуха – от (-60)0 С до 400С.
Сравниваяс данными из таблицы 2.4.1, делаю вывод о допустимости применения даннойошиновки для ОРУ ПС «Сорокино».
Трубыошиновки выполнены из алюминиевого сплава 1915Т. Необходимые данные сплава1915Т для расчета приведены в таблице 6.12.1.
Параметрытрубчатых шин из сплава 1915ТМарка сплава
Ρ0,/> Е, ГПа
bТ, МПа
bВ, МПа
СТ
/> 1915Т
0,05 · 10-6 70 216 353 66
Ρ0 — удельное сопротивление шины данной марки сплава. Е – модуль упругостиматериала. bТ — допустимоенапряжение материала. bВ – временноесопротивление разрыву материала (предел прочности). СТ — коэффициенттермической стойкости материала при 700С.
Проверкапо нагреву током максимального режима:
/>,(6.12.1)
Где IДЛ.ДОП =925 А – длительно допустимый ток шины из сплава 1915Т длянаружной установки при условиях: D = 70 мм – наружный диаметр трубчатой шины. d = 64 мм –внутренний диаметр трубчатой шины. Штиль, то есть скорость ветра равна нулю.Учет поглощение теплового потока солнечной радиации. Трубы неокрашенныепорошковой краской.
Проверкапо термической стойкости:
/>,(6.12.2)
Где SСЕЧ — сечение трубчатой шины, которую нахожу по формуле:
/>мм2;(6.12.3)
В=48.223кА2/>с – интегралДжоуля на стороне 110 кВ.
Проверкапо электродинамической стойкости:
Первоеусловие: />,(6.12.4)
Где bMAX– максимальноемеханическое напряжение в шине. bДОП — допустимоемеханическое напряжение как 70% от предела прочности.
/>;(6.12.5)
/>-коэффициентдинамической нагрузки шин и изоляторов, определяемый по кривым (рис. 5 из[5]) в зависимости от отношения частоты собственных колебаний ƒ1к промышленной частоте ƒС=50 Гц. Ударный коэффициент равенбольше 1,6 (равен 1,92).
Примемтип балки с одним пролетом с поправочными коэффициентами: λ=8; β=1; r1=3,14.
/>Гц,(6.12.6)
где l = 6 метра – длина пролета шинной конструкции. J – моментинерции шин, который нахожу по формуле:
/> м4;(6.12.7)
Тогдаопределяю по кривой (рис. 5 из [5]) значение />припараметре (ƒ1/ ƒС = 5,2/50=0,104) и случаетрехфазного КЗ. Получаю />=0,55.
Определюмомент сопротивления шин:
/> м3;(6.12.8)
Расстояниемежду фазами а=2 метра.
Коэффициентрасположения шинных конструкций КРАСП=1 для выбранного расположенияшин в одной плоскости. Коэффициент формы для трубчатых шин равен КФ=1.Таким образом, нахожу максимальное механическое напряжение в шине, используяформулу (6.12.5):
/>МПа;(6.12.9)
Второеусловие: />,(6.12.10)
Где FРАЗР.Σ = 10 кН – минимальная разрушающая сила на изгиб выбранноготипа шинных опор типа ШОП-110-Ш70–4 УХЛ1.
FРАСЧ – максимальная действующая нагрузка на шинную опору притрехфазном КЗ. Нахожу по формуле:
/> Н;(6.12.11)
Проверкапо условию коронирования:
/>,(6.12.12)
Где ЕMAX – наибольшаянапряженность электрического поля у поверхности шин в зависимости от диаметра ирасстояний между шинами. Определяю по формуле:
/> кВ/см,(6.12.13)
Где UРАБ.MAX=126 кВ – рабочее максимальное значение напряжения сети. r0 = D / 2 =3,5 см – наружный радиус шины. АСР=1,26· а =252 см – среднегеометрическое расстояние между шинами.
Определяюначальную критическую напряженность:
/> кВ/см,
где b= 1,1036 Па / 0С – относительная плотность воздуха при температуре воздуха на ОРУ в 200С.
Техническаяхарактеристика жесткой ошиновки ОРУ-110 кВНоминальное напряжение ОРУ 110 кВ Номинальное рабочее напряжение 126 кВ Материал трубчатых шин Сплав 1915Т Длительно допустимый ток шин 925 А Сечение трубчатых шин
631,14 мм2 Тип балки Балка с одним пролетом Длина пролета 6 м Расстояние между фазами 2 м Покрытие шин порошковой краской Отсутствует Установка одной шины На одной шинной опоре Гибкая связь с оборудованием АС-400/53 Производитель: ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки)
Техническаяхарактеристика шинных опор жесткой ошиновкиМарка шинной опоры ШОП-110-Ш70–4 УХЛ1 Номинальное напряжение ОРУ 110 кВ Номинальное рабочее напряжение 126 кВ Материал шинной опоры Полимерный силикон Диаметр трубы жесткой ошиновки 70 мм / 64 мм Минимальная разрушающая сила на изгиб 10 кН Способ крепления жесткой ошиновки Шарнирное Максимально допустимая степень загрязнения изоляции IV Масса 28,5 кг Строительная высота 1,25 м Размещение Открытое Климатическое исполнение УХЛ Производитель: ООО «БЭСТЭР» (г. Новосибирск)
Выбори расчет шинных конструкций на стороне 10 кВСоединение выводов низшего напряжения силовых трансформаторов с ЗРУ-10 кВ будетосуществляться шинным мостом.
Условиявыбора шинного моста:
1. Понагреву максимальным рабочим током:
IДЛ.ДОП ·Кθ = 2650· 1,15 > IРАБ.MAX =2546,11А, (6.12.14)
Где IДЛ.ДОП=2650 А – для медных шин прямоугольного сечения с однойполосой на фазу и размером шины 120 мм ×10 мм. Кθ =1,15– поправочный коэффициент при фактической температуре окружающей среды в 250С и температуре в ЗРУ-10 кВ на уровне 100С. IРАБ.MAX =2546,11А – рабочий максимальный ток цепи ввода на секции10 кВ. 2. По экономической плотности тока:
/>мм2,(6.12.15)
Где IНОРМ=1818,65 А – ток нормального режима цепи ввода на секции 10кВ. JЭК =1,8 А/мм2– значение экономической плотности тока для медных шин при рассчитанном впункте 6.1 ТMAX >5000часов. Выбранные в предыдущем пункте медные шины с размером 120 мм ×10 ммобладают сечением 1197 мм2 и их применение экономическицелесообразно.
3. Потермической стойкости к трехфазному току КЗ:
/>,(6.12.16)
где B= 32.68 кА2/>с – интеграл Джоуля настороне 10 кВ. СТ =167 /> – коэффициенттермической стойкости для медных шин.
4. Помеханической прочности:
/>;(6.12.17)
Определяюпролет между полосами шин:
/>м,(6.12.18)
Где ƒ0=200 Гц – значение частоты, при которой будет исключен механическийрезонанс.
/>см4– значение момента инерции шин прямоугольного сечения при горизонтальномрасположении в плоскости.
Витоге, приму длину пролета равной L=1,2 м.
Найду расчетноемеханическое напряжение при трехфазном КЗ:
/>МПа,
где a=0,6 м – принятоерасстояние между соседними фазами.
/>см3 — момент сопротивленияшины. IУД = 42,31кА – значение ударного тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ.
Выбранныемедные шины марки МГМ (медь голая мягкая) обладают допустимым напряжениемматериала δДОП =172 МПа.
Выборопорных и проходных изоляторов на стороне 10 кВ
В РУ-10кВ шины будут крепиться на опорных и проходных изоляторах с полимернойизоляцией. Общим условием выбора изоляторов является максимальная действующаянагрузка FРАСЧ при трехфазномКЗ:
/>Н;(6.12.19)
Вотличие от опорного, проходный изолятор следует выбирать и по номинальному токушинного моста: IР.MAX= 2546,12 А
Техническиехарактеристики опорных изоляторов РУ-10 кВТип опорного изолятора ИОЭЛ-10–225–31УХЛ2 Номинальное напряжение 10 кВ Номинальное рабочее напряжение 12 кВ Минимальная механическая разрушающая сила 10 кН Производитель: ООО «ЛКЛ-Электро» (г. Кременчук, Украина)
Техническиехарактеристики проходных изоляторовТип опорного изолятора ИПЭЛ-10–230–140УХЛ2 Номинальное напряжение 10 кВ Номинальное рабочее напряжение 12 кВ Номинальный ток 3150 А Минимальная механическая разрушающая сила 10 кН Производитель: ООО «ЛКЛ-Электро» (г. Кременчук, Украина)
5.13Выбор заземлителей нейтрали силовых трансформаторов
Сеть110 кВ функционирует в режиме эффективно-заземленной нейтрали, то естьнеобходимо нейтраль одного из двух силовых трансформатора (Т-1) заземлить, анейтраль другого трансформатора (Т-2) – оставить нормально разземленной.Заземление нейтрали трансформаторов буду выполнять через специальныйзаземлитель типа ЗОН-110М – ІУХЛ1, для выбора которого следует рассчитатьполный ток ОЗЗ на стороне 110 кВ.
/>кА,(6.13.1)
Где X1= X2 = 4 Ом – сопротивленияпрямой и обратной последовательностей, значения которых равны рассчитанному поформуле (5.2.1) значению XЛ. X0= 3· X1=12 Ом – сопротивлениеобратной последовательности, значение которой приведено для двуцепной ВЛ.
Характеристикизаземлителя нейтрали трансформаторовПараметры ЗОН-110М-ІУХЛ1 Расчетные данные Наружной установки ОРУ – 110 кВ
UНОМ=110 кВ (UMAX=126 кВ) >
UНОМ.РУ =110 кВ
IНОМ=500* А (* – по спецзаказу) >
IРАБ.MAX =463 А
IДИН =15,75 кА >
IОЗЗ =9,96 кА
IТ.СТ2·tТ.СТ= 6,32·3=119,7 кА2с >
B= 17,36 кА2 />с Привод: ПР-01–2УХЛ1 (ручной)
Масса: 90 кг
Производитель: ЗАО «ЗЭТО» (г. Великие Луки)
Стоимость: 32 тысячи рублей
Заключение
Вданном дипломном проекте представлен проект реконструкции подстанции «Сорокино»,отвечающий всем последним требованиям ряда нормативных документов, а такжесоответствует рекомендациям, указанным в Концепциях по технической политикитаких компаний, как ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «МОЭСК», ОАО «МРСК Центр».
Анализируясуточные графики нагрузок по сезонам с учетом темпов развития ростаэлектропотребления в регион, было решено увеличить номинальную суммарнуюмощность подстанции с 80 МВа до 126 МВа.
Изменениюподлежал и режим нейтрали стороны 10 кВ вследствие установки дугогасящихреакторов на каждую секцию с целью компенсации емкостного тока.
Особыминженерном решением было внедрение оптоэлектронных измерительныхтрансформаторов на стороне 110 кВ. Данная технология сертифицирована и в рядедокументов носит рекомендательный характер к установке на энергообъектах. Впроекте произведено исследование оптоэлектронных трансформаторов тока инапряжения, с помощью которого был сделан вывод о целесообразности их внедренияпри реконструкции на подстанцию «Сорокино».
Наоснове анализа опасных и производственных факторов, которые могут возникнутьпри эксплуатации подстанции, были предложены основные мероприятия, направленныена устранения или уменьшения их влияния.
Вэкономической части проекта рассчитаны ремонтные циклы электрооборудованияподстанции.
Список используемых источников информации
1. Нормы технологического проектированияподстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ (НТП ПС) – Стандарторганизации ОАО «ФСК ЕЭС» (СТО 56947007 – 29.240.10.028–2009).
2. Концепция технической политики ОАО «МОЭСК»от приказа ОАО РАО «ЕЭС России» с 12.11.04 г. №660. 3. Техническаяполитика ОАО «МРСК Центра» от приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 26.10.2006 г. №270 р/293 р. 4. Схемы принципиальныеэлектрические распределительных устройств подстанций напряжением 35–750 кВ.Типовые решения – Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» 2007 г. 5. ГОСТР 52736–2007 – «Методы расчета электродинамического и термического действиякороткого замыкания». 6. ГОСТ 14209–1997 – «Руководствопо нагрузке силовых масляных трансформаторов». 7. Правила устройстваэлектроустановок – 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003 год. 8. Злобина И.Г.,Казакова Е.Ю., Шестакова Л.А. – Электрические станции и подстанции:Учебное пособие к выполнению курсового проекта. – ЧГУ, Чебоксары, 2008 год. 9. Леньков Ю.А.,Хожин Г.Х. – Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей распределительныхустройств электрических станций и подстанций: Учебное пособие. 10.Костин В.Н.– Электропитающие системы и электрические сети. Учебно-методический комплекс:Учебное пособие. – Санкт-Петербург, 2007.
11. Иванов А.В.,Колчин Т.В. – Методическое пособие по расчету систем оперативного тока,собственных нужд, заземляющих устройств и молниезащиты подстанций 35 кВ и выше.– Н. Новгород, 2000.
12. Гайсаров Р.В-Выбор электрическойаппаратуры, токоведущих частей и изоляторов: Учебное пособие к курсовому идипломному проектированию. – Челябинск, 2002.
13.Положение о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» от приказа ОАО «ФСКЕЭС» от 04.08.2010 г. №110 п. 8.
14. Неклепаев Б.Н.,Крючков И.П. – Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочныематериалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989.
15.ГОСТ Р 52725–2007 – «Ограничители перенапряжений нелинейные дляэлектроустановок переменного тока напряжениемот 3 до 750 кВ».
16. ГОСТ Р52735–2007 – «Короткие замыкания в электроустановках. Методырасчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ».17. Правила технической эксплуатации электрических станций исетей Российской Федерации. – М.: СПО ОРГРЭС, 2003.
18. Руководство поэксплуатации: Шкаф микропроцессорной защиты и автоматики трансформатора 110–220кВ типа «Бреслер ШТ. 2108.***».
19. «13Б Руководящихуказаний по релейной защите». – М.: 1985 год.
20. Руководствопользователю компании ABB – Кабельныесистемы с изоляцией из сшитого полиэтилена.
21. Дугогасящиереакторы 6–35 кВ. Техническая информация от компании ООО «Энерган» (г. Санкт-Петербург)
22. Синягин Н.Н. –Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленнойэнергетики. – М.: Энергоатомиздат, 1984.
23.Презентация компании «ПроЛайн» – «Применение оптических высоковольтныхизмерительных трансформаторов на сетевых объектах 110–750 кВ». 24.Гуртовцев А. – статья из журнала «НовостиЭлектротехники» №5 (59) 2009 год: «Оптические трансформаторы ипреобразователи тока. Принципы работы, устройство, характеристики».
25. Кушкова Е.И – Расчетзаземляющих устройств в установках с эффективно-заземленной нейтралью.:Методические указания к курсовому и дипломному проектированию. – ВятГТУ, Киров,2000 год.
26. Власов М., Сердцев А.– статья из журнала «ЭнергоРынок» №10 (2006): «Высоковольтные оптическиепреобразователи для систем измерения и анализакачества электрической энергии».
27. Власов М., Сердцев А.– статья из журнала «Энергоэксперт» №1 (2007): «Оптические трансформаторы:Первый опыт».
28. Власов М., Воронков М.– статья из журнала «Релейщик» №1 (2008):
«Построение систем РЗиА иАИИСКУЭ на базе оптических трансформаторов тока и напряжения с цифровыминтерфейсом».