Реконструкция подстанции 110/35 кВ

cellpadding="8" cellspacing="0" style="page-break-before: always;"> Вид потребителя Установленная мощность cosφ tgφ Нагрузка
ед., кВт Ч n всего, кВт

, кВт

, квар

Охлаждение ТРДН

-25000/110

2,5 Ч 2 5,0 0,85 0,62 4,25 3,1 Подогрев ВГТ-110 4,5 Ч 2 9,0 1,0 0,0 9,0 0,0 Подогрев приводов разъединителей 0,6 Ч 6 3,6 1,0 0,0 3,6
Отопление, вентиляция, освещение ЗРУ, совмещенного с ОПУ − 20,0 1,0 0,0 20,0 0,0 Освещение ОРУ 110 кВ − 20,0 1,0 0,0 20,0 0,0 Итого



56,85 3,10

Расчетная нагрузка, кВ·А

где − коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки [6, с. 475].

Определим коэффициент аварийной перегрузки для действующих трансформаторов ,

Коэффициент аварийной перегрузки превышает 1,4, что не допустимо. Необходимо установить более мощные трансформаторы.

Расчетная мощность трансформатора, кВ·А

.

Принимаем к установке два трансформатора ТМ-40 (таблица 4.22).

Таблица 4.22 – Параметры трансформатора ТМ-40/6

,кВ∙А	,кВ	,кВ	,%	, кВт	, кВт	%
40	6,0	0,4	4,5	0,19	0,88	3,0

Коэффициент загрузки в нормальном режиме

Коэффициент аварийной перегрузки

Коэффициент аварийной перегрузки не превышает 1,4.

Данные трансформаторы удовлетворяют всем условиям.

4.7 Выбор ограничителей перенапряжения нелинейных (ОПН)

При защите трансформатора от грозовых и коммутационных перенапряжений ОПН должен устанавливаться у защищаемого объекта до коммутационного аппарата. ОПН как и вентильные разрядники имеют определенную зону защиты зависящую от схемы распределительного устройства и параметров волн приходящих с линий [18, с. 19]. Поэтому ОПН установленные у выводов трансформаторов не защищают как правило удаленные объекты распределительного устройства, поэтому не обходимо дополнительно устанавливать дополнительно ОПН на каждой секции распределительного устройства.

4.7.1 Условия выбора ОПН

В РУ, к которым присоединены ВЛ, для защиты от волн приходящих с линий электропередачи, должны быть установлены ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН).

Для эффективного ограничения перенапряжений и надежной работы ограничителя решающие значение имеет правильный выбор его параметров с учетом его назначения, места установки и условий работы.

ОПН выбирают по следующим параметрам :

а) по наибольшему длительно допустимому напряжению

где – наибольшее рабочее напряжение сети, – наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ограничителя (наибольшее действующее значение промышленной частоты, которое неограниченно долго может быть приложено к выводам ОПН).

При выборе ОПН для вновь проектируемого объекта принимается в соответствии ГОСТ 1516.3-96. Значение этих напряжений приведены в таблице 3.5

В сетях с изолированной нейтралью или нейтралью заземленной через дугогосящий реактор однофазное замыкание на землю (ОЗЗ) приводит к возрастанию напряжения на “здоровых” фазах в раз. Поэтому в этих сетях в качестве в таблице 4.7 указано линейное напряжение. Предполагая упрощено, что время действия ОЗЗ в сетях 6-35 кВ не ограничено, берется из таблицы, в противном случае выбор по производится по специальным кривым, которые дают заводы-изготовители;

Таблица 4.7 – Номинальные и наибольшие напряжения электроустановок и сетей высокого напряжения киловольтах

10,0	11,5	11,5
110,0	126,0	72,8
220,0	252,0	145,7

- по номинальному разрядному току.

Производится в случае установки ОПН для защиты от грозовых перенапряжений. Номинальный разрядный ток – это максимальное значение грозового импульса тока 8/20 мкс (8 – длина фронта, 20 – длина волны до полуспада амплитуды), используемое для классификации ОПН. Номинальный разрядный ток должен быть не менее 5 кА, а в перечисленных ниже случаях 10 кА и более:

в районах с интенсивной грозовой деятельностью (более 50 грозовых часов в году); в схемах грозозащиты двигателей и генераторов, присоединенных к ВЛ; в районах с высокой степенью промышленных загрязнений (IV степень загрязнения атмосферы); в схемах грозозащиты, к которым предъявляются повышенные требования к надежности.

- по грозовым перенапряжениям.

В настоящее время испытательные напряжения, а значит и уровни изоляции электрооборудования, скоординированы с остающимся напряжением вентельных разрядников (РВ), а расстояние между РВ и защищаемым оборудованием регламентированы ПУЭ. Отсюда следует, что остающееся напряжение ограничителей () при грозовых перенапряжениях должно быть не выше остающегося напряжения РВ при тех же токах координации (5 или 10 кА):

Выполнение этого условия позволяет устанавливать ОПН вместо вентильных разрядников в тех же точках подключению к распредустройству. Значения остающегося напряжения вентельных разрядников при токах координации 5 кА для и 10 кА для преведены в таблице 4.7

Таблица 4.7 – Максимальные значения отстающих напряжений РВ при воздействии грозовых импульсов в киловольтах

Класс напряжения электрооборудования	10	110	220
при токе координации		45	–	–
		–	295	515

Номинальный разрядный ток ОПН должен быть не менее тока координации вентильного разрядника, указанного в таблице 3.8.

– по длине пути утечки

Обычно выпускаемые ОПН имеют несколько модификаций для применения в различных зонах загрязнения. Упрощенно можно выбирать ограничитель по соответствию его модификации зоне загрязнения в планируемом месте установки ОПН. Если ОПН будет эксплуатироваться в условиях закрытого распредустройства, выбор по длине пути утечки не производится.

В соответствие с ПУЭ, степень загрязнения вблизи тепловых электрических станций относится к категории 2, поэтому на электрических станциях следует выбирать ОПН с категорией исполнения по длине пути утечки не менее II.

В сетях НН дополнительно требуется определение защитного уровня ОПН при коммутационных перенапряжениях и расчет его энергоемкости (способности ОПН рассеивать определенную энергию без потери своих качеств) при дуговых ОЗЗ.

Поэтому ограничители перенапряжений для цепей НН можно выбрать только ориентировочно.

Примем: ОПН-10/12-10(II) УХЛ2, ОПН-110/80-10 II УХЛ1.

4.8 Заземление подстанции

Требования к заземлению подстанции [19]:

− заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве;

− напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно, как правило, превышать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющих устройствах, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановок;

− заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории подстанции, занятой оборудованием, проложены продольные и поперечные горизонтальные заземлители, объединенные между собой в заземляющую сетку.

Продольные заземлители проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,6 м от поверхности земли и на расстоянии примерно 0,8−1,0 м от фундаментов и оснований оборудования.

Поперечные заземлители проложены между оборудованием на глубине 0,6 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающие к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов, не превышают 2 Ч 2 м.

Горизонтальные заземлители проложены по краю территории, занимаемой заземляющим устройством так, что они в совокупности образуют замкнутый контур.

Оценим возможность дальнейшего использования заземления при новых условиях.

Площадь, занимаемая заземлением 48Ч40 метров. В рабочих местах выполнена гравийная подсыпка толщиной 0,2 метра. Фактическое сопротивление верхнего слоя грунта с учетом промерзания около 500 Ом·м, нижнего 50 Ом·м. Суммарная длина горизонтальных заземлителей около 1920 метров. Длина одного вертикального заземлителя около 4 метров. Среднее расстояние между вертикальными заземлителями около 2 метров.

Для определения допустимого напряжения прикосновения необходимо вычислить расчетную длительность воздействия

,

где – время действия релейной защиты;

– полное время отключение выключателя.

Тогда наибольшее допустимое напряжение прикосновения, В [6, с. 596]

Uп.доп = 425

Коэффициент напряжения прикосновения

где − коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока;

− длина вертикального заземлителя, м;

− длина горизонтальных заземлителей, м;

− расстояние между вертикальными заземлителями, м;

− площадь заземляющего устройства, м2.

− параметр, зависящий от удельных сопротивлений верхнего и нижнего слоев грунта [6, с. 598].

Коэффициент

где – сопротивление тела человека, Ом;

− удельное сопротивление верхнего слоя грунта с учетом подсыпки, Ом·м.

Тогда коэффициент прикосновения

Потенциал на заземлителе, В

Допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом

где − начальное значение наибольшего тока однофазного короткого замыкания, кА;

− суммарное сопротивление нулевой последовательности, Ом;

− сопротивление нулевой последовательности трансформатора, Ом.

Определим сопротивление сложного заземлителя. Действительный план заземляющего устройства при расчетах заменяют расчетной квадратной моделью.

Число ячеек по стороне квадрата

Суммарная длина полос в расчетной модели, м

Длина стороны ячейки, м

Число вертикальных заземлителей по периметру контура

Общая длина вертикальных заземлителей, м

Общее сопротивление сложного заземлителя определяем по формуле

где A – коэффициент, зависящий от параметров заземлителя;

− эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом·м.

Относительная глубина залегания

где t – расстояние от поверхности земли до заземлителя, м.

Тогда коэффициент

Для определения удельного эквивалентного сопротивления земли, необходимо определить относительную толщину слоя

Тогда удельное эквивалентное сопротивление земли, Ом·м

Тогда общее сопротивление сложного заземлителя, Ом

Напряжение прикосновения, В

Напряжение прикосновения не превышает предельно допустимого.

Вследствие того, что заземляющие проводники пролежали в земле много лет, то необходимо провести их комплексное обследование. Необходимо проверить коррозионное состояние заземления.

В общем случае заземляющие устройства энергообъектов подвергаются совместному воздействию грунтовой коррозии и токов короткого и двойного замыкания на землю. Воздействие больших токов ускоряет разрушение естественных и искусственных заземлителей. Как правило разрушаются:

− заземляющие проводники в местах входа в грунт, непосредственно под поверхностью грунта;

− сварные соединения в грунте;

− горизонтальные заземлители;

− нижние концы вертикальных электродов.

Разрушения бывают: локальные, местные, общие.

Локальные коррозионные повреждения заземляющих проводников можно выявить при осмотре (в основном со вскрытием грунта), а также при измерениях напряжения прикосновения и проверке металлосвязи.

Местная коррозия характеризуется появлением на поверхности проводника отдельных, иногда множественных, повреждений в форме язв или кратеров, глубина и поперечные размеры которых соизмеримы и колеблются в пределах от долей миллиметра до нескольких миллиметров.

Общая коррозия возникает в грунтах с большой коррозионной активностью.

Для сплошной поверхностной коррозии характерно равномерное по всей поверхности проводника проникновение в глубь металла с соответствующим уменьшением размеров поперечного сечения элемента. После механического удаления продуктов коррозии поверхность металла оказывается шероховатой, но без очевидных язв, точек коррозии или трещин. Количественная оценка степени коррозионного износа производится выборочно по участкам контролируемого элемента заземляющего устройства путем измерения характерных размеров, зависящих от вида коррозии. Эти размеры определяются после удаления с поверхности элемента продуктов коррозии. При сплошной поверхностной коррозии характерными размерами являются линейные размеры поперечного сечения проводника (диаметр, толщина, ширина), измеряемые штангенциркулем.

При местной язвенной коррозии измеряется глубина отдельных язв (например, с помощью штангенциркуля), а также площадь язв на контролируемом участке. Элемент заземляющего устройства должен быть заменен, если разрушено более 50 % его сечения.

Для выявления тенденции коррозии и прогнозирования срока службы заземлителей рекомендуется произвести измерения электрохимического окислительно-восстановительного потенциала, удельного сопротивления грунта и определить наличие блуждающих токов в земле [20].

4.9 Молниезащита подстанции

Защита подстанции от прямых ударов молнии выполняется с помощью стержневых молниеотводов установленных на порталах ОРУ. Расположение молниеотводов представлено на рисунке 5.2. В общем, на подстанции установлено 6 молниеотводов. Высота одного молниеотвода 19,5 метров. Необходимо обеспечить защиту на высоте 11,0 метров, высота подвески шин. Расстояния между молниеотводами, м

; .

Рисунок 5.2 – Зоны защиты молниеотводов

Длина диагонали, м

Условие защиты внутренней части зоны на высоте hх системы из четырех молниеотводов, м

,

,

,

где − активная высота молниеотвода, м;

− высота молниеотвода, м;

− высота, на которой необходимо обеспечить защиту, м;

p = 1 – коэффициент, зависящий от высоты молниеотвода.

Радиус защиты одного молниеотвода на высоте hх, м

Оценим ширину зоны защиты. Считаем вероятность прорыва молнии 0,05, при данной вероятности в среднем объект будет поражаться не реже одного раза в 200 лет. Ширина зоны защиты зависит от соотношения, м.

,

;

;

Тогда ширина зоны, м

После реконструкции оборудование подстанции будет находиться в зоне между молниеотводами то, следовательно, защита оборудования от прямых ударов молнии обеспечена.

4.10 Система постоянного оперативного тока

В связи с заменой силовых трансформаторов, защита которых будет обеспечиваться устройствами релейной защиты на микропроцессорной базе, а также установкой на высшем напряжении подстанции выключателей повышаются требования к качеству их электроснабжения.

В качестве источника оперативного постоянного тока можно принять к установке шкаф «ExOn».

Шкаф состоит из четырех основных модулей, которые определяют качество и надежность его работы:

− зарядное устройство;

− аккумуляторная батарея;

− модуль распределения электроэнергии по потребителям;

− система управления.

Основными преимуществами данного шкафа оперативного тока являются:

− компактная конструкция, за счет применения зарядных устройств модульного типа;

− герметизированная, необслуживаемая аккумуляторная батарея.

Данные преимущества особенно актуальны в условиях данной подстанции.

5 Релейная защита трансформатора

5 1 Выбор типов трансформаторов тока, напряжения и их коэффициентов трансформации

Трансформаторы тока и напряжения были выбраны в разделе 3.

Коэффициент трансформации трансформатора напряжения равен отношению номинального первичного напряжения к вторичному

Номинальные первичные напряжения трансформатора напряжения стандартизированы в соответствии со шкалой номинальных линейных напряжений сети. Номинальные вторичные напряжения, В, установлены равными 100 и .

Коэффициент трансформации трансформатора тока равен отношению номинального первичного тока к вторичному

Определяем первичные токи для всех сторон трехобмоточного трансформатора, соответствующие его мощности, кА

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока

;

,

где , - первичные токи для всех сторон трансформатора, А.

Определяем вторичные номинальные токи, А

По значениям базисных токов производится выбор числа витков первичных обмоток входных ТТ терминала (грубое выравнивание) и точное (цифровое) выравнивание токов присоединений.

Выбор витков входных трансформаторов тока производится по таблице 5.1.

Таблица 5.1 – Выбор витков входных ТТ терминала БЭ2704V041

Базисный	Фаза	Зажимы Х1, Х2 терминалов БЭ2704V041
ток		сторона ВН	сторона СН	сторона НН1	сторона НН2
0,251–1,000	А	Х2:5–Х2:1	Х2:10–Х2:6	Х1:5–Х1:1	Х1:10–Х1:6
	В	Х2:15–Х2:11	Х2:20–Х2:16	Х1:15–Х1:11	Х1:20–Х1:16
	С	Х2:25–Х2:21	Х2:30–Х2:26	Х1:25–Х1:21	Х1:30–Х1:26
1,001–4,000	А	Х2:5–Х2:2	Х2:10–Х2:7	Х1:5–Х1:2	Х1:10–Х1:7
	В	Х2:15–Х2:12	Х2:20–Х2:17	Х1:15–Х1:12	Х1:20–Х1:17
	С	Х2:25–Х2:22	Х2:30–Х2:27	Х1:25–Х1:22	Х1:30–Х1:27
4,001–16,000	А	Х2:5–Х2:4	Х2:10–Х2:9	Х1:5–Х1:4	Х1:10–Х1:9
	В	Х2:15–Х2:14	Х2:20–Х2:19	Х1:15–Х1:14	Х1:20–Х1:19
	С	Х2:25–Х2:24	Х2:30–Х2:29	Х1:25–Х1:24	Х1:30–Х1:29

5.2 Дифференциальная защита трансформатора

Выбираются уставки:

– ток срабатывания дифференциальной защиты трансформатора (ДЗТ);

– ток начала торможения ДЗТ;

– ток торможения блокировки ДЗТ;

– коэффициент торможения ДЗТ;

– уровень блокировки по 2-й гармонике;

– ток срабатывания дифференциальной отсечки.

Характеристика срабатывания ДЗТ приведена на рисунке 6.2.

Рисунок 5.2 – Характеристика срабатывания ДЗТ

Рассчитаем относительный начальный ток срабатывания ДЗТ (чувствительного органа) Iдо.расч при отсутствии торможения определяется с помощью выражения

где kотс. – коэффициент отстройки; Рекомендовано значение kотс = 1,5.

Значение Iнб.расч определяется с помощью выражения, А,

kпер – коэффициент, учитывающий переходный процесс (kпер = 2,0, если доля двигательной нагрузки менее 50%);

kодн – коэффициент однотипности высоковольтных трансформаторов тока: kодн = 1,0 – для трансформаторов тока с номинальным током 1 А,

kодн = 2,0 – для трансформаторов тока с номинальным током 5 А и при использовании вместе трансформаторов тока с номинальным током 1 и 5А;

e - относительное значение полной погрешности ТТ установившемся в режиме. В соответствии с [2] при 10% погрешности принимается равным 0,1, а при 5% погрешности – 0,05;

DUрпн – относительная погрешность, обусловленная наличием РПН, принимается равной половине действительного диапазона регулирования или ступени регулирования, если РПН не используется;

Dfвыр. – относительная погрешность выравнивания токов плеч. Данная погрешность определяется погрешностями входных ТТ и аналого-цифровыми преобразователями терминала. Может быть принята

Dfвыр = 0,02

Ток начала торможения ДЗТ

Iт.о = 0,6 – для пускорезервных трансформаторов и трансформаторов, на которых возможно несинхронное АВР;

Iт.о = 1,0 – во всех остальных случаях.

Ток торможения блокировки Iт.бл. ДЗТ определяется исходя из отстройки от максимально возможного сквозного тока нагрузки. Своего наибольшего значения сквозной ток нагрузки достигает при действии АВР секционного выключателя или АПВ питающих линий и может быть принят равным

Iсвк = (1,5 – 2,0)Iном = 1,75·126 =