Технические решения по строительству ПС 110 кВ «Южная» и питающих ВЛ 110 кВ

Определяем ток срабатывания реле:

Выбираем к установке реле РТ – 40 / 2.

 

5.5.2 Максимальная токовая отсечка

 

   Выбираем защиту второй ступени, т.е. токовую отсечку.

              Токовая отсечка (ТО) представляет собой  разновидность МТЗ, обеспечивающей  быстрое отключение поврежденного участка. Селективность ТО достигается за счет ограничения зоны их действия. Для этого ток срабатывания отсечки Iсо выбирается больше максимально возможного тока КЗ в начале смежного участка электрической сети (Iк.max):

Iсо = kн * Iк.max.                                         (5.4)

Это является основным условием выбора тока срабатывания отсечки.

Здесь kн – коэффициент надежности, учитывающий погрешности определения токов КЗ и токов срабатывания реле, для защит с реле РТ – 40  kн = 1,2;

Чувствительность отсечки характеризуется коэффициентом чувствительности:

                                            (5.5)

где Iк min – минимальный ток КЗ в начале защищаемого участка.

Построим схему на реле РТ – 40.

Iсо = 1,2 * 444 = 533 (А).

Принимаем ток уставки Iсо = 540 А.

В качестве расчетного примем двухфазное КЗ на шинах 10 кВ ПС «Южная»:

Т.е. защита по чувствительности нас удовлетворяет.

Определяем ток срабатывания реле:

Выбираем к установке реле РТ – 40 / 20.

 

5.5.3 Автоматическое повторное включение

 

Эффективным мероприятием, позволяющим повысить надёжность питания потребителей, является автоматическое повторное включение (АПВ) элементов электроснабжения, которые были до этого отключены релейной защитой.

Практика эксплуатации энергосистем показала, что значительное число коротких замыканий в воздушных и кабельных электрических сетях имеет неустойчивый характер. При снятии напряжения с повреждённой цепи электрическая прочность изоляции в месте повреждения быстро восстанавливается, и цепь может быть вновь включена в работу [7].

Устройства АПВ работает в едином комплекте с релейной защитой. При возникновении КЗ на линии срабатывает релейная защита этой линии и отключает соответствующий выключатель. Через некоторый промежуток времени tАПВ устройство вновь включает линию. Если короткое замыкание самоликвидировалось, то включение линии будет успешным, и она останется в работе. Если же короткое замыкание оказалось устойчивым, то после включения выключателя линия вновь отключается релейной защитой и остаётся в отключенном состоянии до устранения повреждения ремонтным персоналом.

Действие устройств АПВ и АВР необходимо согласовать следующим образом. При коротком замыкании на одной из линий повреждённая линия отключается релейной защитой. Устройства автоматики должны попытаться восстановить электроснабжение потребителей от своего источника питания путём АПВ. В случае успешного АВР электроснабжение потребителей восстанавливается и АВР не требуется. Если же АПВ неуспешно, то должно сработать устройство АВР и подключить потребители к резервному источнику питания. Следовательно, выдержка времени у АПВ должна быть меньше, чем у АВР. Примем tАПВ=1с.

 

5.5.4 Защита от замыканий на землю

 

Однофазные замыкания на землю имеют место в сетях с изолированной нейтралью (6 – 35 кВ) и составляют 70 – 80 % всех повреждений линий. Токи замыкания не превышают 20 – 30 А, поэтому замыкания на землю не являются короткими замыканиями. Согласно ПУЭ такой режим допускается в течение 2 ч, чтобы выявить поврежденный элемент и перевести потребителей на другой источник питания.

Устройство селективной сигнализации замыканий на землю выполняется с помощью трансформаторов тока нулевой последовательности. Магнитопровод такого трансформатора тока охватывает три фазы защищаемой сети, а к обмотке подключают токовое реле РТ – 40 / 0,2.

Токи срабатывания защиты рассчитываются после уточнения значений емкостных токов защищаемых линий.

 

 

 

5.5.5 Автоматическая частотная разгрузка

 

Согласно ГОСТ – 13109 – 87 отклонение частоты в нормальном режиме не должно превышать ± 0,1 Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на ± 0,2 Гц.

При дефиците активной мощности в энергосистеме может наступить чрезмерное снижение частоты тока, что угрожает нарушению статической устойчивости системы. Дефицит мощности может привести к лавинообразному снижению не только частоты, но и напряжения.

В таких случаях для восстановления нормального режима работы автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР). АЧР должна быть выполнена таким образом, чтобы не допустить даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц. Работа энергосистемы с частотой менее 47 Гц допускается в течение 20 с, а с частотой 48,5 Гц – 60 с.

АЧР предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (АЧРII). Наиболее эффективной является АЧР I.

В настоящее время выпускается аналого–цифровое измерительное реле частоты типа РСГ – 11, которое срабатывает при снижении при снижении частоты и применяется в схемах АЧР.

При повышении частоты до нормального значения в целях сокращения перерыва в электроснабжении потребителей, отключенных АЧР, применяют для них автоматическое повторное включение (частотное АПВ – ЧАПВ).

Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР.

 

6 УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

 

Для автоматизации, контроля и учёта электроэнергии и мощности с учётом сложившейся системы и необходимостью дальнейшего её развития на ПС 110/10 кВ «Южная» рекомендуются к установке интеллектуальные счётчики АЛЬФА и установка для передачи информации мультиплексора-расширителя производства “АББ ВЭИ Метроника”.

Счётчик АЛЬФА предназначен для учёта активной и реактивной энергий в цепях переменного тока, а также для использования в составе автоматизированных систем контроля и учёта электроэнергии (АСКУЭ) для передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учёту и распределению электрической энергии.

Принцип измерения счётчика АЛЬФА заключается в аналого-цифровом преобразовании величин напряжения и тока с последующим вычислением энергий и мощностей. Счётчик АЛЬФА состоит из измерительных датчиков напряжения и тока, основной электронной платы с микропроцессорной схемой измерения и быстродействующего микроконтроллера. Измеряемые величины и другие требуемые данные отображаются на дисплее счётчика, выполненного на жидких кристаллах.

На ПС 110/10 кВ «Южная» устанавливаем счётчики АЛЬФА на отходящих линиях. Т.к. на подстанции невозможна передача мощности в систему, то на отходящих линиях 10 кВ устанавливаем счётчики АЛЬФА модификации A1D, учитывающие электроэнергию в одном направлении, позволяющие измерять активную энергию и максимальную мощность. Для учёта электроэнергии идущей на собственные нужды подстанции также используем счётчики модификации A1D. Счётчики устанавливаем на вводе 0,4 кВ от трансформаторов собственных нужд. Подключение всех счётчиков осуществляем через трансформаторы тока.

Для большого числа присоединений целесообразно внедрять одновременно с установкой счетчиков АЛЬФА автоматизированную систему коммерческого учета электроэнергии.

Для подстанции, как и для всего предприятия Тобольских электрических сетей рекомендуется к внедрению система учета электроэнергии АльфаЦЕНТР. Эта система удовлетворяет потребностям заказчиков всех уровней – от небольших предприятий с несколькими счетчиками до распределенных энергосистем с несколькими тысячами счетчиков. Программный комплекс базируется на принципах клиент-серверной архитектуры (Операционные системы Windows NT/2000, UNIX, СУБД ORACLE).[13]

Информационно – вычислительный комплекс АльфаЦЕНТР осуществляет измерение активной и реактивной мощности в двух направлениях и потребления активной и реактивной энергии за сутки, месяц, год (по группам в целом и с раскладкой по временным зонам). Определяются средние мощности на интервале усреднения 1, 3, 5, 10, 15 или 30 мин. При этом с разных точек учета можно снимать профили с разным интервалом усреднения. Проводятся автоматические расчеты по расчетным группам и временным зонам, отслеживаются превышения заданных лимитов, ведутся архивы. Также осуществляется индикация следующих параметров: частота, пофазные токи и напряжения, пофазные углы сдвига между токами и напряжениями, пофазная мощность.

Система в параллельном режиме проводит сбор данных со счетчиков и контроллеров через выделенные и коммутируемые каналы связи, расчеты, самодиагностику и диагностику компонентов нижнего уровня, анализ полноты данных и сбор недостающих.

Следует отметить, что для обслуживания АСКУЭ требуется высококвалифицированный персонал, подготовка которого связана с определенными затратами. Тем не менее, опыт показывает, что экономия электроэнергии составляет от 15 до 30 %.[13]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7 ТЕХНИКО–ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА  ПС 110 кВ «ЮЖНАЯ»

 

 

7.1 Технико–экономическое сравнение схем подстанции 110 кВ «Южная»

 

В данном разделе производится технико-экономическое сравнение двух вариантов, описанного в данном проекте.

Вариант №1. Путем строительства захода на ПС 500/220/110/10кВ «Иртыш» длиной около 4,3км в одноцепном исполнении на железобетонных опорах с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская (1 -ая цепь). Требуется установка ячейки 110кВ с элегазовым выключателем на ПС «Иртыш».

Вариант №2. Путем строительства ответвления от ВЛ-110кВ Иртыш -  Тобольская (3Цепь) длиной около 0,2км в одноцепном исполнении с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская(1 цепь).

Эффективность инвестиционного проекта характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам участников проекта.

Для промышленного предприятия и инвесторов коммерческая эффективность проекта имеет первостепенное значение.

При строительстве в один этап средства на строительство отпускаются однократно. При этом предполагается, что дальнейшая эксплуатация происходит с неизменными годовыми эксплуатационными издержками И. Т.е. передаваемая мощность, а следовательно, потери энергии DЭ, затраты на ремонт и обслуживание и другие затраты не меняются из года в год в течение рассматриваемого срока эксплуатации.

В отечественной практике при выборе оптимального варианта проектного решения в качестве критерия используется показатель – годовые приведенные строительно-эксплуатационные расходы (затраты). Приведенные затраты (руб/год) состоят из: отчислений от капитальных вложений К на сооружение линий и подстанции; текущих эксплуатационных издержек производства – стоимости потерь электроэнергии, затрат на техническое обслуживание и ремонт, а также затрат на амортизацию С.

Определим капитальные затраты по каждому из вариантов электроснабжения по формуле:

 

З = Ен * К + С,                                              (7.1)

где Ен – нормативный коэффициент экономической эффективности, зависящий от нормативного срока окупаемости капитальных вложений Ток, продолжительность которого принимается с учётом срока службы основного оборудования (10 лет).

                                                      (7.2)

Окончательный выбор оптимального варианта осуществляется по минимуму приведенных затрат, т.е. из вариантов проектного решения выбирается тот, который обеспечит:

Зопт → min                                            (7.3)

Капиталовложения К при выборе оптимальных схем определяем по сметной стоимости строительства, приведенной в таблице 7.1. При этом в связи с тем, что часть сооружений подстанции были построены в 1990-х, их стоимость при расчете капиталовложений не учитывается. Стоимость капиталовложений по второму варианту приводятся к уровню 2006 г. домножением цен 1991 г. на коэффициент приведения равный для оборудования – 20, для строительно-монтажных работ - 14.

Т.е. капиталовложения по вариантам составляет: К1 = 35563,9 тыс. руб.,  Кп = 25719,9 тыс. руб.

.

Таблица 7.1 - Сметная стоимость строительства подстанции

№ № П.п.	Наименование работ	Укрупнённые показатели стоимости, тыс. руб.
		1-ый вариант	2-ой вариант
1.	Перезавод питания 1-ой цепи	13000	2000
2.	Строительство ВЛ-110кВ в двухцепном исполнение на железобетонных опорах длиной около 10км на участке ПС Южная до захода на ПС Волгинская	45000	45000
3.	Строительство ПС 110/10кВ 2/16000кВА	150000	150000
4.	Проектирование подстанции с подводящими линиями	11800	11800
5.	Заменяя систем ОД и КЗ 110кВ на элегазовые выключатели 110кВ на ПС 110кВ Волгинская	3700	3700
	Итого:	223500	212500