Реконструкция подстанции 110/35 кВ

Размещено на /

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика, как отрасль промышленности страны, в результате различных видов деятельности общества получила ведущее место. Недаром уровень развития современной цивилизации определяется количеством потребляемой электрической энергии на душу населения. Так, с повышением научно-технического прогресса, электрическая энергия становится одним из основных и дешевых видов энергии.

В настоящее время наблюдается значительный рост механизации и автоматизации сельского хозяйства, значительное увеличение числа бытовых приборов, как следствие, значительный рост электрических нагрузок и потребления электроэнергии. Поэтому современная электроэнергетика должна базироваться на новой технической основе, что требует совершенствования организации и оперативного управления процессом производства и передачи электроэнергии. Вместе с тем необходимо повышать экономическую эффективность данной отрасли за счет улучшенного использования имеющегося оборудования и по возможности модернизации устаревшего. Необходимо постепенно выводить из эксплуатации изношенное и устаревшее оборудование с заменой его на современное. При строительстве новых энергообъектов необходимо применять последние достижения в области электроэнергетики. Также необходимо уделять больше внимания вопросам связанным с качеством электроэнергии и надежностью снабжения ею потребителей.

В дипломном проекте рассматривается реконструкция подстанции «Городская», связанная с увеличением мощности подстанции, проведен анализ режимов системы произведена замена трансформаторов на более мощные, замена устаревшего коммутационного оборудования на современное и надежное расчет релейной защиты трансформаторов, рассмотрены вопросы безопасности и экологичности.

1 Краткая характеристика Тывинской энергосистемы

1.1 Экономико-географическая характеристика республики Тыва

Республика Тыва расположена на юге Восточной Сибири, в географическом центре азиатского материка, территория республики равна 168,6 тыс. км2. На западе граничит с Республикой Алтай, на северо-западе и севере - с Красноярским краем и Республикой Хакасия, на северо-востоке – с Иркутской областью и Республикой Бурятия, на юге и востоке – с Монголией (рисунок 1.1). Население составляет 306 тыс. человек, столица − г. Кызыл, образован в 1914 году.

Рисунок 1.1 − Республика Тыва

Тыва − горная республика, с чередованием высоких хребтов и глубоких котловин. Горы занимают 82 % территории республики. Сельскохозяйственные угодья составляют 21,5 % территории, однако преобладающее место в лесах занимают насаждения, отличающиеся низкой производительностью.

Основные природно-климатические зоны: тундровые плоскогорья с вечной мерзлотой, таёжные массивы, соединяющиеся со степью и пустыней. В рельефе западной и центральной части республики выделяется Тывинская котловина, окруженная хребтами Западного Саяна, Шапшальским, Цаган-Шибэту, Танну-Ола и горами восточной Тывы. К юго-западу от хребта Цаган-Шибэту располагается наиболее высокий в Тыве горный массив Монгун-Тайга (3970 м). В пределах восточной, наиболее приподнятой части, находятся юго-западные склоны Восточного Саяна, Тоджинская котловина, Восточно-Тувинское нагорье с хребтом Академика Обручева и нагорье Сангилен. Для северо-востока и востока республики характерны таёжные леса, сухие степи в Тувинской и полупустынные ландшафты в Убсунурской котловинах, горные тундры в высокогорье. На территории республики протекают около восьми тысяч рек, среди которых наиболее крупными являются Енисей и Хемчик, имеются 11 солено-грязевых и более 8 пресных озер общей площадью более 300 км2.

Климат резко-континентальный, в летнее время температура воздуха может подняться до плюс 40 oС, зимой температура понижается до минус 50 С. Лето часто бывает засушливым, зима в основном малоснежная.

В недрах Республики Тыва сосредоточены значительные запасы руд, содержащих серебро, золото, висмут, медь, никель, кобальт. Имеются предпосылки для создания высокорентабельного горно-металлургического производства по глубокой переработке рудных концентратов месторождений редких видов металлических руд. Ресурсный потенциал республики по золоту оценивается в 500 т, из которых 200 т сосредоточено в россыпных месторождениях. К наиболее ценным видам сырья республики, имеющим большое значение как для Тувы, так и для страны в целом, следует отнести каменный уголь, руды железа, цветных, благородных и редких металлов, сырье для химической промышленности, строительные материалы. В настоящее время введены в хозяйственный оборот только ресурсы угля асбеста, используют нерудные материалы для нужд строительства.

Промышленность является одной из базовых отраслей экономики, которая в значительной мере влияет на тенденцию развития созданного валового регионального продукта республики. Ведущими отраслями промышленности республики являются: цветная металлургия (добыча кобальта и золота), электроэнергетика и пищевая промышленность.

Выпуском промышленной продукции занимаются около 300 предприятий и подсобных промышленных производств при непромышленных организациях.

Цветная металлургия. Значительное увеличение объёмов продукции в последние годы в целом по промышленности достигнуто за счёт роста производства на 33,3 % в цветной металлургии. Из цветных металлов в настоящее время добывается только золото. Основными предприятиями золотодобычи в республике являются старательные артели.

Электроэнергетика. Доля электроэнергетики в промышленном производстве составляет 28,6 %. Выработка электроэнергии осуществляется Кызылской ТЭЦ.

Пищевая промышленность. Доля отрасли в промышленном производстве составляет 21,3 %. В республике производятся хлебобулочные, кондитерские, макаронные, колбасные, ликёроводочные изделия, мясная продукция.

1.2 Электроснабжение Республики Тыва

Внешнее электроснабжение Тува осуществляется по двум ВЛ 220 кВ:

− «Шушенская опорная − Туран − Кызыл» от Красноярской энергосистемы общей протяженностью 307 км;

− «Абаза − Ак-Довурак» протяженностью 221 км от Хакасской энергосистемы.

Собственные источники генерирующей мощности − Кызылская ТЭЦ установленной мощностью 17 МВт.

Тувинская энергосистема связана с Западными электрическими сетями Монгольской народной республики по ВЛ 110 кВ «Чадан − Хандагайты − Улан-Гом».

2 Расчет и анализ электрических режимов

2.1 Описание программного комплекса REGIM

Расчеты, установившихся режимов электроэнергетических систем и сетей (ЭЭС) составляют значительную часть общего объема исследований, выполняемых при решении задач эксплуатации, развития и проектирования ЭЭС. Анализируя результаты этих расчетов, можно получить ответы на следующие практически важные вопросы: осуществим ли данный режим, т. е, возможна ли передача по рассматриваемой электрической системе (сети) данных мощностей; не превышают ли токи и мощности в элементах ЭЭС допустимых (предельных) значений; не выходят ли напряжения в узловых точках за заданные пределы; каковы потери активной мощности в сети; как влияет отключение или включение новых элементов ЭЭС (генераторов, нагрузок, линий электропередачи и т. д.) на потокораспределение в расчетной схеме ЭЭС, уровни напряжений и потери.

Наряду с решением перечисленных вопросов расчеты установившихся электрических режимов необходимо проводить для проверки допустимости режима при оперативной оценке текущих состояний и оперативном (до суток) управлении или, при краткосрочном (неделя, сутки), долгосрочном (квартал, год) и перспективном (до 3−5 лет) планировании режимов, при разрешении заявок (нa ремонты основного оборудования ЭЭС и решении ряда других вопросов. Их особое место в общем комплексе режимных расчетов определяется тем обстоятельством, что они имеют не только указанное выше самостоятельное значение, но также являются исходными или основой для более сложных расчетов, выполняемых при оценке и планировании потерь электроэнергии, оптимизации режимов, анализе статической и динамической устойчивости, при определении токов коротких замыканий и ряда других задач. эксплуатации и проектирования ЭЭС.

В данной дипломной работе для расчета установившегося режима электроэнергетической системы используется программно-математический комплекс REGIM.

2.2 Расчет параметров схемы замещения линий электропередач

Рисунок 2 – Схема замещения линии электропередачи

Исходными данными являются

− номинальное напряжение линии, кВ;

− длина линии, км;

марка провода;

− удельное активное сопротивление провода, Ом/км;

− расстояние между соседними проводами, м.

Удельное индуктивное сопротивление провода определим по выражению [4],Ом/км

где − внутреннее индуктивное сопротивление провода (для цветных металлов =1),

Величина среднегеометрического расстояния между фазными проводами при горизонтальном расположении определим по выражению, м

Фактический радиус многопроволочных проводов определим по выражению, мм

где − сечение алюминиевой части провода, мм2; − сечение стальной части провода, мм2.

Полное сопротивление линии, Ом

Активной проводимостью пренебрежем, так как номинальное напряжение линии менее 220 кВ.

Реактивная проводимость линии, мкСм

Исходные параметры линий приведены в таблице 2.

Таблица 2 − Исходные параметры линий

Номера граничных узлов	Номинальное напряжение, кВ	Длина линии, км	Марка провода	Погонное сопротивление, Ом/км
1-2	220	221,0	АС 300/39	0,098+j0,429
2-3		70,3
14-15	220	73,9	АС 240/35	0,120+j0,405
14-16		143,0
6-7	110	87,0	АС 300/39	0,098+j0,429
7-8		26,5
8-9		108,8	АС 240/35	0,120+j0,405
9-10		4,87
10-11		5,9
17-18		17,8

Расчетные параметры линий приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1− Расчетные параметры линий

Номера граничных узлов	Полное эквивалентное сопротивление линии, Ом	Реактивная проводимость, мкСм
1-2	21,66+j94,88	583,0
2-3	6,89+ j30,14	186,0
6-7	8,53+ j37,32	230,0
7-8	2,6+ j44,1	70,0
8-9	13,75+j44,1	303,9
9-10	0,306+ j1,03	28,7
14-15	17,16+ j57,92	401,8
14-16	8,87+ j29,93	207,7
17-18	2,14+j4,54	29,16

2.3 Параметры схемы замещения трансформаторов

Так как на подстанции «Городская» 110/35/10 осуществляется реконструкция то в связи с увеличением нагрузки нужно заменить трансформаторы на более мощные. Полная мощность, предаваемая в режиме максимальных нагрузок, составляет 25,0 МВ·А

где – мощность трансформатора, МВ·А;

– коэффициент загрузки, равный 0,7.

Тогда мощность трансформатора составит, МВ·А

По справочным материалам выбираем 2 трансформатора ТРДН-25000/110.

Определим коэффициент загрузки, %

где – число трансформаторов.

Коэффициент загрузки не должен превышать величины 60–70 %; в рассмотренном случае это условие выполняется.

Определим коэффициент аварийной перегрузки, %

Коэффициент аварийной перегрузки не должен превышать величины 130–140 %; в рассмотренном случае это условие выполняется.

2.3.1 Параметры схемы замещения двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками НН

В таблице 2.6 приведены каталожные параметры трансформаторов [1].

Таблица 2.2 − Параметры трансформаторов

Название подстанции	Тип	nт	Uвн /Uнн, кВ	pх, кВт	qх, квар	R, Ом	X, Ом
Городская	ТРДН-25000/110	2	115/10,5	120	175	2,54	55,9

2.3.2 Параметры схемы замещения автотрансформаторов

В таблице 2.3 приведены каталожные параметры автотрансформаторов.

Таблица 2.3 – Параметры автотрансформаторов

Название подстанции	Тип	nт	qх, квар	pх, кВт	R обмоток, Ом	X обмоток, Ом
					В	С	Н	В	С	Н
Чадан	АТДЦТН-32000/220/121/	3	440	32	3,74	3,74	7,5	198	0	364
Кызыл	АТДЦТН-63000/220/121	2	192	45	1,4	1,4	2,8	104	0	195.6

2.4 Параметры нагрузок и генерирующих узлов

Параметры нагрузок максимального режима представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 − Параметры нагрузок максимального режима

Название подстанции	Номер узла нагрузки	Мощность нагрузки
		активная, Pн, МВт	реактивная, Qн, Мвар
Ак-Довурак	2	16,1	8,6
Чадан (110кВ.)	5	3,4	1,0
Чадан (10 кВ.)	6	17,4	11,6
Арыг-Узю	7	2,7	1,1
Шагонар	8	6,3	2,4
Южная	10	12,6	7,27
Кызыл (110кВ.)	11	3,5	0,4
Кызыл (10кВ.)	13	19,4	4,5
Западная	17	30,0	14,5
Городская	18	23,4	6,7

Параметры нагрузок минимального режима представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 − Параметры нагрузок минимального режима

Название подстанции	Номер узла нагрузки	Мощность нагрузки
		активная, Pн, МВт	реактивная, Qн, Мвар
Ак-Довурак	2	6,2	18,5
Чадан (110кВ.)	5	1,3	0,6
Чадан (10 кВ.)	6	8,2	12,3
Арыг-Узю	7	1,0	0,4
Шагонар	8	2,3	1,0
Южная	10	7,8	4,4
Кызыл (110кВ.)	11	6,7	0,3
Кызыл (10кВ.)	13	5,7	3,0
Западная	17	20,0	8,72
Городская	18	8,6	6,1

Параметры генерирующих узлов представлены в таблице 2.6

Таблица 2.6 − Параметры генерирующих узлов

Вид генерирующего узла	Номер узла	Номинальное напряжение, U, кВ
ПС Шушенская (балансирующий узел)	15	235
ПС Абаза (опорный узел)	1	232

2.5 Анализ нормальных установившихся режимов

Из результатов расчета нормального режима, представленных в приложении А, видно, что напряжения в узлах не соответствуют норме, что отображено в таблице 2.7.

Таблица 2.7 – Значения напряжений в узлах в нормальном режиме В килловольтах

Название подстанции	Напряжение в узлах в максимальном режиме, кВ	Напряжение в узлах в минимальном режиме, кВ
Чадан	107,6	122,0
Арыг-Узю	105,0	119,3
Шагонар	104,2	118,4
Городская	101,8	114,0
Южная	102,7	114,1
Западная	100,5	113,3

Заниженные значения напряжения в узлах в максимальном режиме – это следствие того, что в данной системе имеет место дефицит реактивной мощности.

Для поддержания напряжения на ПС городская необходимо установить БСК мощностью 25 Мвар.

БСК можно установить на стороне как ВН так и НН, пересчитав режим с учетом батарей конденсаторов, полученные параметры режима сведем в таблицу 2.8.

Таблица 2.8 – Значения напряжений в узлах в и потерь мощности в системе в нормальном режиме с установкой БСК на ПС Городская в киловольтах

Название подстанции	Напряжение в узлах в максимальном режиме с учетом БСК 10 кВ.	Потери мощности в сети с БСК 10кВ, МВт	Напряжение в узлах в максимальном режиме с учетом БСК 110 кВ.	Потери мощности в сети с ВСК 110 кВ, МВт
Чадан	121,2	6,9	121,3	6,06
Арыг-Узю	118,1		121,3
Шагонар	117,2		117,3
Городская	113,8		114,0
Южная	113,9		114,1
Западная	112,7		112,8

Анализируя таблицу 3.2 установка БСК 110 кВ позволяет получить лучшие напряжения по сравнению с установкой БСК 10 кВ, также снижаются потери мощности в сети на 12 %.

2.6 Анализ послеаварийных установившихся режимов

Под послеаварийным режимом будем принимать два крайних случаях, когда отключаются работающие линии Шушенская – Туран (15-14) , и Абаза Ак-Довурак (1-2). В данной системе функционирует устройство автоматического ограничения снижения напряжения УАОСН, которое полностью отключает нагрузку при снижении напряжения ниже допустимого в максимальном режиме на подстанциях Городская и Кызыл, все расчеты сведем в таблицы.

Значения напряжений в узлах в максимальном послеаварийном режиме с установкой БСК 110 кВ на подстанции Городская представлены в таблице 2.9

Таблица 2.9 – Значения напряжений в узлах в максимальном послеаварийном режиме с установкой БСК 110кВ на подстанции Городскаяв киловольтах

Название подстанции	Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 1-2.	Потеримощности в сети, МВт	Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 14-15.	Потери мощности в сети МВт
Чадан	103,6	10,51	113,9	11,2
Арыг-Узю	104,0		109,7
Шагонар	104,5		109,1
Городская	111,2		108,1
Южная	111,7		108,1
Западная	110,1		107,2

Значения напряжений в узлах в минимальном послеаварийном режиме представлены в таблице 2.10

Таблица 2.10 – Значения напряжений в узлах в минимальном послеаварийном режиме в киловольтах

Название подстанции	Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 1-2.	Потери мощностив сети , МВт	Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 14-15.	Потери мощности в сети, МВт
Чадан	114,1	2,6	117,9	9,68
Арыг-Узю	114,4		117,5
Шагонар	114,4		115,3
Городская	115,0		115,0
Южная	114,3		114,3
Западная	115,1		115,0

Анализируя полученные результаты установка БСК привела к уменьшению потерь мощности, повышения ее качества и осуществимости режима.

3 Расчет токов коротких замыканий

3.1 Определение параметров схемы замещения

Для расчета на ЭВМ определяю активные и индуктивные сопротивления элементов в именованных единицах, приведенных к средне-номинальному напряжению защищаемого объекта.

3.1.1 Расчет схемы замещения прямой последовательности

Сопротивления схемы замещения прямой последовательности вычисляют по формулам (см. раздел 2.1).

Сопротивление нагрузок, Ом

и − удельные активное и индуктивное сопротивления кабеля, сечением 120 мм2 [2], Ом/км;

n – количество линий (цепей).

3.1.2 Расчет схемы замещения нулевой последовательности

Для энергетических систем

где – индуктивное нулевое сопротивление системы, о. е.

Сопротивление нулевой последовательности линий

В минимальном режиме системы произойдут следующие изменения

Рисунок 3 – Схема замещения с нанесенными параметрами

Исходные данные для расчетов токов КЗ в программе TKZ 3000 представлены в приложение Б.

Результаты расчетов токов коротких замыканий приведены в приложении В.

4 Выбор электрооборудования

4.1 Расчет токов в цепях трансформатора

Ток нормального режима на стороне высшего напряжения, А

.

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима на стороне высшего напряжения, А

.

Ток нормального режима на стороне низшего напряжения, А

.

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима на стороне низшего напряжения, А

.

4.2 Выбор выключателей

В общих сведениях о выключателях рассматриваются те параметры, которые характеризуют выключатели по ГОСТ 687-78Е. При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, например

; ,

допустимо производить выбор выключателей только по важнейшим параметрам [6]:

− по напряжению установки;

− по длительному току.

После выбора выключателя, его проверяют по ряду условий:

− на симметричный ток отключения;

− возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ;

− на электродинамическую стойкость;

− на термическую стойкость.

4.2.1 Выбор выключателей на стороне высшего напряжения

По условиям выбора подходят отечественные элегазовые выключатели типа ВГТ-110 ІІ-20/2500- УХЛ 1 [8]. Основными преимуществами выключателя являются: высокая коррозионная стойкость покрытий, применяемых для стальных конструкций выключателя; высокий коммутационный ресурс в 2−3 раза превосходящий коммутационный ресурс лучших зарубежных аналогов (в расчете на каждый полюс), в сочетании с высоким механическим ресурсом, повышенными сроками службы уплотнений и комплектующих обеспечивают при нормальных условиях эксплуатации не менее чем 25-летний срок службы выключателя до первого ремонта. Характеристики выключателей приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1 – Характеристики выключателя ВГТ-110 ІІ-20/2500- УХЛ 1

Номинальное напряжение	Номинальный длительный ток	Номинальный ток отключения	Собственное время отключения	Ток электродинамической стойкости (амплитуда)	Ток термической стойкости	Время термической стойкости
, кВ	, А	, кА	, с	, кА	, кА	, с
110	2500	20	0,030	102	40	3

Условия выбора

– по напряжению установки, кВ

– по длительному току, А

Выбранный выключатель необходимо проверить по вышеперечисленным условиям, проверку будем вести по току трехфазного короткого замыкания.

Проверка по отключающей способности:

− на симметричный ток отключения, кА

.

Считаем, что подстанция связана с системой бесконечной мощности, тогда

,

;

− возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ, кА

,

где – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов [9, с. 82], кА

где = (0,02−0,03) – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [5, с. 150], с;

Наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов, с

где – минимальное действие релейной защиты, с;

– собственное время отключения выключателя, с.

Тогда, кА

,

;

.

Проверка на электродинамическую стойкость, кА

,

;

.

Ударный ток короткого замыкания, кА

,

где − ударный коэффициент [6, c. 150];

тогда

,

.

Проверка на термическую стойкость, кА2·с

.

Тепловой импульс тока КЗ, кА2·с

реконструкция подстанция трансформатор энергосистема

,

где – время отключения КЗ [6, с. 211].

Тогда, кА

;

.

Выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.

4.2.2 Выбор выключателей на стороне низшего напряжения

Так как токи длительного режима работы в цепях трансформатора на низшем напряжении могут достигать двух тысяч ампер, то, следовательно, необходим выключатель, способный длительно выдерживать такие нагрузки. Данным требованиям удовлетворяет выключатель типа ВВСТ-3АН (таблица 4.2).

Таблица 4.2 – Характеристики выключателя ВВСТ-3АН-1

Номинальное напряжение	Номинальный длительный ток	Номинальный ток отключения	Собственное время отключения	Ток электродинамической стойкости	Ток термической стойкости	Время термической стойкости
, кВ	, А	, кА	, с	, кА