Реконструкция подстанции 110/10 кВ Волгинская

Напряжение на ввода трансформаторов  подается по двум взаиморезервируемым  линиям: Тобольская-1 и Тобольская-2. Такая схема позволяет производить  поочередный ремонт выключателей без  отключения потребителей.

 

1.3 Существующее состояние подстанции и факторы, определяющие необходимость расширения и реконструкции подстанции

Подстанция 110 кВ Волгинская состоит  из основного оборудования выпуска семидесятых годов.

На подстанции установлены:

Два трансформатора с  расщепленной обмоткой 1Т и 2Т – ТРДН-25000/110

На стороне 110 кВ трансформатор 1Т запитан от ВЛ Тобольская-1, 2Т  – от ВЛ Тобольская-2.

Питание 1 секции 10 кВ осуществляется от трансформатора 1Т. Параллельная работа трансформаторов 1Т и 2Т на напряжениях 10 кВ, допускается кратковременно ( не более 10 минут) при производстве переключений по переводу нагрузки с одного трансформатора на другой.

Регулирование напряжения на шинах 10 кВ подстанции осуществляется с помощью устройства регулирования  напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов 1Т, 2Т автоматически или дистанционно.

В цепи линий установлены  аппараты, необходимые для эксплуатационных включений и отключений линий, для  их отключений при чрезмерных перегрузках  и коротких замыканиях, а также  для отсоединения аппаратов линий от сборных шин или от сети при их ремонтах.

Силовые выключатели  рассчитаны на отключение рабочих токов  и токов короткого замыкания. На стороне 10 кВ установлены выключатели: ВК-10-20/630.

Разъединители применяются  для снятия напряжения с цепи при отключенной нагрузке. Для предупреждения аварий между силовыми выключателями и разъединителями данной цепи предусматривается механическая и электромагнитная блокировка, недопускающая отключение разъединителя при включенном выключателе.

На стороне 110 кВ установлены разъединители: РНДЗ-1^б-110У1 и РНДЗ-2-110У1; на стороне 10 кВ на линиях 1Т – КРУН-10 кВ и 2Т – КРУН-10 кВ установлены разъединители РНДЗ-1-10/2000.

В результате электромагнитных процессов, связанных с резким изменением режима работы электрических сетей внутри электроустановки, или внешних воздействий, например, молний, возникают перенапряжения. Для защиты от них на стороне 110 кВ применяют разрядники РВС – 110/73 – 10(I)УХЛ1 и для защиты изоляции нейтралей трансформаторов РВС – 110/44 – 10(I)УХЛ1; на стороне 10 кВ: РВ0 – 10/11 – 10(I)УХЛ1. Для обеспечения измерения токов и напряжений в электроустановках высокого напряжения применяют трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.

Таблица 1.2.

U,кВ	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения
10 10	ТЛМ-10 ТЛН-10	НАМИ-10

Схема КРУН-10 кВ одно-секционированная система шин. В целях ограничения  токов короткого замыкания применяется  раздельная работа секций. В схеме  предусмотрен секционный выключатель  с устройством автоматического  включения резерва (АВР). Надежность схемы на стороне напряжения 10 кВ повышается за счет применения шкафов КРУ-10 кВ, позволяющих производить быструю замену выкатной части ячейки для ремонта выключателя. Установлены ячейки  K-37. Для питания собственных нужд установлены два трансформатора ТМ – 160/10/0,4, присоединенные к секциям 10 кВ.

Распределение электроэнергии от подстанции осуществляется:

10 кВ – кабельными  и воздушными ЛЭП.

За время эксплуатации всё электротехническое оборудование практически выработало свой ресурс.

Кроме того, с течением времени  выявились недостатки расположения  ПС Волгинская: большая длина кабельных  линий, и как следствие,  высокий  уровень емкостных токов, требующий  применения соответствующего оборудования.

Поэтому необходима реконструкция  действующей подстанции, целью которого является замена устаревшего оборудования и автоматики.

1.4 Технические  решения   реконструкции ПС 110 кВ Волгинская

Технические решения реконструкции  подстанции «Волгинская» направлены на повышение надежности схемы подстанции:

• установка выключателей на стороне 110 кВ на подходящих линиях;
• выключателя на перемычке между линиями 110 кВ;
• замена устаревшего оборудования на новое и более совершенное.

Кроме того, рассматривается  выбор дополнительного оборудования для компенсации емкостных токов.

1.4.1 Реконструкция ОРУ  110 кВ

В основу реконструкции ОРУ 110 кВ подстанции Волгинская заложены следующие принципы:

• обеспечение возможности подключения ВЛ 110 на любом из этапов реконструкции;
• сохранение связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ;
• минимальное количество переключений коммутационного оборудования;
• минимальное количество и протяжённость временных перемычек и участков линий.

1.4.2 Реконструкция КРУН 10 кВ

К существующему КРУН 10 кВ ПС Волгинская подключены линии электропередачи, одни из которых обеспечивают электроснабжение ответственных потребителей. Указанные особенности присоединений КРУН 10 кВ определяют расчётные условия, в которых должна производиться реконструкция действующей подстанции.

В основу приведённого ниже варианта реконструкции КРУН 10 кВ заложены следующие принципы:

• максимальное сохранение в работе всех присоединений;
• обеспечение выдачи всей установленной мощности ;
• сохранение связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ подстанции;
• минимальное количество временных перемычек;
• исключение использования ячеек межсекционного выключателя для временного подключения присоединений.

 

 

 

 

 

2. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО  ЗАМЫКАНИЯ

Коротким замыканием (КЗ) является всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственно или через пренебрежительно малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, её пробой из-за перенапряжения и старения, обрывы, набросы и схлёстывания проводов воздушных линий (ВЛ), ошибочные действия персонала и тому подобное. В следствии КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надёжной работы электрооборудования, устройств релейной защиты и автоматики (РЗиА), электрической сети в целом производится расчёт токов КЗ.

В трёхфазных сетях и устройствах  различают трёхфазные (симметричные), двухфазные и однофазные (не симметричные) КЗ. Могут иметь место также  двухфазные КЗ на землю, КЗ с одновременным  обрывом фаз. Наиболее частыми являются однофазные КЗ на землю (до 65% от общего числа КЗ), значительно реже случаются двухфазные КЗ на землю (до 20% от общего количества КЗ), двухфазные КЗ (до 10% от общего количества КЗ) и трёхфазные КЗ (до 5% от общего количества КЗ) [1].

Токи короткого замыкания (КЗ) рассчитывают для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость, для выбора, при необходимости, устройств по ограничению этих токов, а также для выбора и оценки устройств релейной защиты.

Расчётным является трёхфазное короткое замыкание, т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальные значения. При расчётах токов КЗ принимаются допущения [21]:

• все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой;
• расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения  принимается на 5 % выше номинального значения;
• короткое замыкание наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;
• сопротивление места КЗ считается равным нулю;
• не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;
• не учитываются ёмкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;
• не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
• напряжение источников питания остаются неизменным.

В сетях 110 кВ и выше, работающих с  глухозаземленной нейтралью, расчёт токов КЗ производится для того вида КЗ (однофазное или трёхфазное), при котором ток в повреждённой фазе больше. В сетях менее 110 кВ, расчёт токов КЗ  производится для трёхфазного вида КЗ.

 В связи с необходимостью  проверки выбираемого силового  и коммутационного электрооборудования на правильную работу в режимах коротких замыканий, а также для правильной работы устройств РЗиА расчётным видом КЗ является трёхфазное симметричное КЗ.

В зависимости от назначения расчёта  выбираются соответствующие режимы работы электрической сети.

 Например, выбор и проверка  коммутационной аппаратуры на  термическую стойкость требует, чтобы в ветви с КЗ протекал максимально возможный ток. Этот режим требует включения в расчетной схеме всех источников питания и ветвей связи. Такой режим называется максимальным.

Наоборот, проверка чувствительности устройств релейной защиты должна производится с учётом ремонтных режимов сети, при которых отключена часть источников питания и ветвей связи, для того чтобы ток КЗ через проверяемую защиту был минимальным.

Однако, хотя расчётные режимы и  виды повреждения для проверки чувствительности устройств РЗиА должны устанавливаться, исходя из наиболее неблагоприятных условий работы системы, выбранный режим работы должен быть реально возможным [14].

 

Схема замещения для расчётов токов  КЗ представлена на рис. 2.1.

рис.2.1

Найдем параметры схемы  замещения приведенные к напряжению 110 кВ:

1. Сопротивление системы.

5,57/6,47 Ом

2. Найдем сопротивления трансформаторов.

 Ом

 Ом

Запишем параметры схемы  замещения в общем виде:

1)Удельное реактивное  сопротивление параллельных i – j линий:

  (2.1)

2. Общее сопротивление линии:

  (2.2)

3. Общее реактивное сопротивление линии:

   (2.3)

где - удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км);

  - длина линии (км).

4. Общее активное сопротивление линии:

   (2.4)

где - удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км);

      - длина линии (км).

5. Общее сопротивление i –j линий:

   (2.5)

6. Реактивное сопротивление i –j линий:

   (2.6)

7. Активное сопротивление i –j линий:

   (2.7)

Параметры  линии 110 кВ (АС-150):

X_л= 2,38 Ом

R_л= 1,092 Ом

Параметры токопровода 10 кВ (2АС-150):

X_т.п.=0,41 Ом

R_т.п.= 0,19 Ом

 

Запишем формулы для  расчета тока короткого замыкания  в общем виде:

1. Периодическая составляющая тока короткого замыкания:

  (2.8)

где - расчетное напряжение;

      - сопротивление участка до точки короткого замыкания.

2. Постоянная времени:

  (2.9)

где - реактивное сопротивление участка до точки короткого замыкания;

      - активное сопротивление участка до точки короткого замыкания;

3. Ударный коэффициент:

  (2.10)

4. Ударный ток короткого замыкания:

  (2.11)

Для примера рассмотрим точку К1, рис.2.2:

рис. 2.2.

 кА

где I_к.б. max/min – приведенный к 110 кВ ток к.з. при максимальном и минимальном режимах системы.

Ток к.з., приведенный  к номинальному напряжению:

 с

 кА

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1.

Расчетная точка к.з.	Max режим системы				Min режим системы
	К1	К2	К3	К4	К1	К2	К3	К4
Х110S, Ом	7,95	63,55	63,96	36	8,85	64,45	64,86	36,9
R110S, Ом	1,092	3,632	3,822	2,5	1,092	3,632	3,822	2,5
Ikiб, кА	8,4	1,05	1,04	1,4	7,5	1,03	1,02	1,2
Uн, кВ	110	10	10	10	110	10	10	10
Ik, кА	8,4	11,5	11,4	15,3	7,5	11,3	11,2	23,1
Та, с	0,023	0,056	0,053	0,046	0,026	0,057	0,054	0,047
iуд, кА	20,2	29,3	29,0	38,9	18,0	28,7	28,5	33,0