Реконструкция сетей внешнего электроснабжения верхней зоны города (ГПП-2Г)
Введение
Актуальность темы дипломной работы.
Эффективность и надежность функционирования электротехнического оборудования
электрических подстанций зависит от его технического состояния. Современное
электротехническое оборудование имеет достаточно высокие расчетные показатели
надежности. Однако в процессе эксплуатации под воздействием различных факторов,
условий и режимов работы исходное состояние оборудования непрерывно ухудшается,
снижается эксплуатационная надежность и увеличивается опасность возникновения
отказов. В связи с этим остро стоит вопрос правильной эксплуатации и
своевременной реконструкции оборудования подстанций.
Научная новизна и практическая
значимость дипломной работы. При
реконструкции необходимо учитывать все современные требования к системам
электроснабжения и нормы на показатели качества электрической энергии (ПКЭ).
Очень важно выбрать наиболее целесообразные схемы электроснабжения и средства
коррекции ПКЭ. И в том, и в другом случае должны быть учтены экономические
критерии и обеспечена надежность систем электроснабжения.
Все изложенные выше требования,
предъявляемые к системе электроснабжения, могут быть удовлетворены при
различных технических решениях. Окончательная оценка этих решений
осуществляется сопоставлением технических и экономических их качеств, т.е. по
степени надежности решения и по затратам. В затратах определяют как
капитальные, так и ежегодные эксплуатационные расходы. Все эти задачи возникают
не только при проектировании, но и в процессе эксплуатации при развитии системы
электроснабжения при постоянном росте потребителей и их нагрузок. Ни одно
техническое решение не может быть достаточно обоснованным без соответствующей
экономической оценки.
Основные требования при модернизации
систем электроснабжения сводятся к следующему:
· необходимо
стремиться к минимальным объемам реконструкции подстанций и сетей;
· не
должно быть нарушено электроснабжение потребителей;
· на всех
подстанциях следует заменить морально и физически устаревшее оборудование на
новое, отвечающее всем требованиям надежности;
· модернизация
существующих сетей должна осуществляться с сохранением сложившихся систем
электроснабжения.
Задачей дипломной работы является
исследование проекта реконструкции ГПП-2Г-110/10 г. Актау.
Проект "Корректировка проектно-сметной
документации по проекту "Реконструкция сетей внешнего электроснабжения
верхней зоны города (ГПП-2Г)".
Объектом дипломного исследования является
главная понижающая подстанция 110/10 кВ «ГПП-2Г» находиться в оперативном
управлении ГКП «АУЭС» и ТОО «МАЭК-Казатомпром». Ремонтно-эксплуатационное
обслуживание ПС осуществляется ЦСП «МАЭК- Казатомпром».
Энергоснабжающая организация (ТОО
«МАЭК-Казатомпром») должна обеспечить в точке присоединения к энергосистеме, т.
е. на шинах 110 кВ качество отпускаемой электроэнергии в соответствии с ГОСТ
13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения
общего назначения».
Главная понижающая подстанция ГПП-2г напряжением
110/10 кВ находится в городской черте города Актау и питает близлежащие нагрузки
по сетям 10 кВ. Мощность подстанции составляет 2х25000 кВА. Трансформаторы
имеют расщепленную обмотку низкого напряжения.
1. Краткая
характеристика и организационная структура исследуемого объекта
.1
Организационная структура ГПП-2Г-100/10
Главная понижающая подстанция 110/10 кВ «ГПП-2Г»
находиться в оперативном управлении ГКП «АУЭС» и ТОО «МАЭК-Казатомпром».
Ремонтно-эксплуатационное обслуживание ПС осуществляется ЦСП «МАЭК-
Казатомпром».
Энергоснабжающая организация (ТОО
«МАЭК-Казатомпром») должна обеспечить в точке присоединения к энергосистеме, т.
е. на шинах 110 кВ качество отпускаемой электроэнергии в соответствии с ГОСТ
13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения
общего назначения».
Нормируемое отклонение напряжения у потребителей
ПС «ГПП-2Г» в пределах ±5% от Uн (требование ГОСТ 13109-97 и ПУЭ, I п. 1.2.22)
обеспечивается проектными решениями путем применения на понижающей подстанции
110/10 кВ - трансформаторов с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой.
На шинах 10 кВ ПС 110/10 кВ «ГПП-2Г» поддерживается стабилизированное
напряжение на уровне +5% от Uн . Это позволяет обеспечить оптимальный режим
работы распределительной сети 10 кВ и выдержать нормированный уровень
напряжения у потребителей ПС, требуемый ГОСТ (т.е. ± 5% от Uн).
Главная понижающая подстанция ГПП-2г напряжением
110/10 кВ находится в городской черте города Актау и питает близлежащие
нагрузки по сетям 10 кВ. Мощность подстанции составляет 2х25000 кВА.
Трансформаторы имеют расщепленную обмотку низкого напряжения.
Питание подстанция получает по двум ВЛ-110 кВ от
ТЭЦ-1 и ЦРП-110 кВ. Имеется отпайка на ГПП-16.
Ниже приведены характеристики и параметры
существующего основного оборудования:
Схема ОРУ-110 кВ №110-4Н с комплектом ОД-КЗ;
Схема ЗРУ-10 кВ - одинарная система шин,
секционированная выключателем;
количество и мощность трансформаторов на ПС -
ТРДН-25000/110-1, 2х25,0 МВ-А, с РПН ± 9х1,78%;
шкафы 10 кВ типа К-47.
Схема главных электрических соединений приведена
на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 Схема главных электрических
соединений ПС 110/10 кВ «ГПП-2Г»
2. Проблемные
вопросы по теме дипломной работы
.1 Реконструкция
подстанции 110/10 кВ «ГПП-2г»
Согласно схеме электрических соединений
проектируемой ПС 110/10 кВ «ГПП-2Г» на подстанции предусматривается установка
2-х трансформаторов типа ТРДН-25000/110 напряжением 110/10/10 кВ с расщеплённой
вторичной обмоткой, мощностью 2х12500 кВА, с автоматическим регулированием
напряжения под нагрузкой в пределах 115±9х1,78 % кВ.
Вновь проектируемое распределительное устройство
10 кВ разработано по схеме 10 - 1 «одна секционированная выключателем система
шин с двумя вводами». Эта схема соответствует указаниям работы 407-03-456.87
«Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6 - 750 кВ
подстанций».
В ЗРУ устанавливается комплектное
распределительное устройство типа D-12P, изготавливаемое ООО «Круэлта»
(Россия-Польша), на 18 ячеек, в том числе 14 линейных.
Нормальный режим работы подстанции предусматривает
раздельную работу трансформаторов на напряжении 10 кВ. В случае отключения
одного из трансформаторов автоматический ввод резерва (АВР) обеспечивает
включение секционных выключателей 10 кВ в двух КРУ.
Оборудование подстанции принято с изоляцией
класса ХЛ1 и У1 и по техническим данным удовлетворяет требованиям МЭК и ГОСТ.
Питание потребителей собственных нужд подстанции
осуществляется от 2-х существующих трансформаторов типа ТМ-63/10. Напряжение
потребителей собственных нужд подстанции - 380/220 В переменного тока;
оперативный ток - выпрямленный 220 В с применением устройства фильтрации
выпрямленного тока.
Защита оборудования подстанции от грозовых волн,
набегающих с линий, выполняется с помощью ограничителей перенапряжения,
присоединяемых к выводам силовых трансформаторов и к шинам распредустройства 10
кВ.
Все оборудование подстанции присоединяется к
существующему заземляющему устройству.
План и разрезы подстанции представлены на
рисунках 2.1 и 2.2.
Рисунок 2.1 План ПС 110/10 кВ «ГПП-2г»
Рисунок 2.2 Разрез ОРУ-110 кВ ПС 110/10 кВ
«ГПП-2г»
Внутреннее освещение вновь устанавливаемых
шкафов КРУ 10 кВ и здания ЗРУ, осуществляется на напряжении 220 В.
Для предотвращения ошибочных действий при
оперативных переключениях на подстанции предусматривается электромагнитная и
механическая блокировка элементов распредустройств.
Защита подстанции от прямых ударов молнии
осуществляется с помощью молниеотводов, установленных на линейных порталах 110
кВ.
Устройства РЗиА. Релейная защита оборудования
подстанции выполнена на микропроцессорных устройствах.
В соответствии с нормами технологического
проектирования подстанций аппаратура управления, сигнализации, автоматики и
релейной защиты трансформатора располагается в помещении щита управления.
В соответствии с ПУЭ, в проекте для защиты
трансформатора предусмотрены следующие виды защит:
дифференциальная токовая защита;
максимальная токовая защита с пуском по
напряжению;
газовая защита трансформатора и устройства РПН с
действием на сигнал и отключение;
защита от перегрузки с действием на сигнал.
Для реализации вышеуказанных защит в проекте
применены микропроцессорные устройства фирмы Schneider Electric (Франция):
Sepam 2000 D32 (дифференциальная защита);
Sepam 1000+ Т40 (МТЗ, защита от перегрузки);
Sepam 1000+ S20 (резервная защита).
Для обмена информацией между человеком и
устройством имеются следующие интерфейсы:
интегрированная местная панель управления;
интерфейс персонального компьютера (ПК);
интерфейс связи.
Дифференциальное реле устройства имеет
повышенную чувствительность. Блокировка током второй гармоники предназначена
для обеспечения отстройки дифзащиты от броска тока намагничивания при подаче
напряжения. Благодаря наличию блокировки ток срабатывания дифференциальной
защиты может быть задан значительно меньшим номинального тока трансформатора.
Выравнивание вторичных токов по величине и по
фазе производится защитой расчетным путем, для чего при задании общих
характеристик задаются параметры силового трансформатора и трансформаторов
тока. При этом трансформаторы тока со всех сторон собираются в «звезду», что
снижает нагрузку вторичных цепей.
Реле имеет тормозную характеристику
пропорционального типа - ток срабатывания защиты увеличивается пропорционально
увеличению тока КЗ.
Функции измерения:
токи в первичной и вторичных обмоток
трансформатора и сдвиг их фаз;
ток нулевой последовательности;
дифференциальные и сквозные токи;
запоминание дифференциальных и сквозных токов в
момент возникновения неисправности;
Для резервирования основной защиты
трансформатора и защиты от внешних КЗ на стороне 110 кВ предусмотрена МТЗ с
пуском по напряжению.
В устройстве Sepam 1000+ Т40 имеются четыре
ступени токовой защиты. Для МТЗ трансформатора используется первая ступень.
Для защиты от перегрузки трансформатора
используется вторая ступень токовой защиты устройства Sepam 1000+ Т40. Защита
от перегрузки действует с выдержкой времени на сигнал. Третья ступень
используется для блокировки работы РПН. Четвёртая ступень используется для
подачи сигнала на включение обдува трансформатора.
Для модернизации существующих КРУ предназначен
монтажный комплект деталей (комплект адаптации). Настоящим проектом
запроектирована замена масляных выключателей на вакуумные серии BB/TEL.
Простота и универсальность комплекта позволяет легко установить выключатели
BB/TEL на выдвижном элементе КРУ.
При модернизации КРУ используются элементы
ошиновки и втычные контакты главных цепей демонтированного выключателя, его
рама, а также сохраняются механизмы доводки и фиксации выдвижного элемента.
После монтажа выключателя BB/TEL, выкатной
элемент сохраняет свои габаритные и присоединительные размеры.
.2 Модернизация
подстанции
Модернизация электрических подстанций
подразумевает замену высоковольтного оборудования: выключатели, разъединители и
изоляторы, трансформаторы тока и напряжения, ограничители перенапряжения и пр.
В целях установки на подстанциях самого
современного оборудования специалистами должны быть разработаны технические
требования, соответствующие мировым стандартам, ко всем видам заменяемого на
подстанциях оборудования.
В настоящее время на действующих подстанциях
(ПС) находятся в эксплуатации масляные (маломасляные) выключатели. Выключатели
выработали свой ресурс, сняты с производства; запасные части к ним серийно не
производятся, а изготовление их по индивидуальным заказам крайне дорого. подстанция электрический соединение трансформатор
Современные выключатели производятся в основном
двух видов - вакуумные на напряжение 6 - 35кВ и элегазовые на напряжение 35кВ и
выше.
Элегазовые выключатели принадлежат к группе
газовых выключателей. Основными преимуществами элегазовых выключателей перед
другими являются:
простота конструкции и, как следствие, высокая
надежность;
меньшее число дугогасительных разрывов на фазу -
на напряжение 220кВ, как правило, один.
периодичность ремонтов составляет около 20 - 25
лет.
нормативный срок эксплуатации до 45 лет.
малые габариты оборудования; к примеру, вес
трехфазного бакового элегазового выключателя 220кВ составляет около 5 тонн; для
сравнения в выключателях 220кВ У-220, МКП-220 вес масла составляет 48 тонн.
Самый тяжелый режим для всех типов
высоковольтных выключателей и элегазовых в т.ч. - коммутации токов короткого
замыкания. И хотя эти режимы достаточно редки в ходе эксплуатации выключателя,
он должен эффективно с ними справляться. Рост мощностей и классов напряжений
энергосистем привел к увеличению значений токов коротких замыканий и скорости
восстановления напряжения в них. Как следствие, разработчики и производители
высоковольтных выключателей стремились снизить время отключения токов короткого
замыкания для повышения устойчивости работы сетей. И если первым моделям
баковых масляных выключателям требовалось 10-20 периодов тока промышленной
частоты для отключения короткого замыкания, то в настоящее время существуют
модели высоковольтных выключателей, которым требуется в десять раз меньше
времени чтобы справиться с отключением короткого замыкания.
Один из существенных факторов такого прогресса -
использование элегаза, вместо трансформаторного масла, в качестве среды для
гашения электрической дуги. Шестифтористая сера SF6 (элегаз), обладает не
только гораздо большей электрической прочностью, которая быстро
восстанавливается при переходе тока через ноль, но и лучшими дугогасящими
свойствами. Кроме того элегаз не токсичен, не воспламеняется, не имеет цвета,
запаха, химически инертен вплоть до температур 150°С, и не оказывает вредного
воздействия на металлы, пластики и другие конструкционные материалы, как правило,
применяемые в выключателях высокого напряжения. Поэтому применение элегазовых
выключателей, во многих случаях, является наиболее удачным и оправданным
техническим решением.
Рассмотрим устройство и принципы работы
современных высоковольтных элегазовых выключателей на примере российских
элегазовых выключателей ВГТ-110 (220).
Элегазовые выключатели серии ВГТ предназначены
для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах, а также
для работы в циклах АПВ в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с
номинальным напряжением 110 и 220 кВ. Они могут эксплуатироваться как в
открытых (ОРУ), так и в закрытых (ЗРУ) распределительных устройствах в районах
с умеренным и холодным климатом (от -55 до +40°С) при условии, что окружающая
среда невзрывоопасная и не содержит агрессивных газов и паров в концентрациях,
разрушающих металлы и изоляцию. Элегазовые выключатели серии ВТГ соответствуют
требованиям ГОСТ 687-78 «Выключатели переменного тока на напряжение свыше 1000
В. Общие технические условия».
Элегазовые выключатели серии ВГТ представляют
собой электрические коммутационные аппараты высокого напряжения, в которых
гасящей и изолирующей средой является: элегаз (климатическое исполнение У1) ,
либо смесь газов - элегаз + тетрафторметан (CF4), для климатического исполнения
ХЛ1 - смесь газов (элегаз + тетрафторметан).
Выключатель ВГТ-110 состоит из трех
установленных на общей раме полюсов, каждый из которых состоит из опорного
изолятора, дугогасительного устройства с токовыми выводами, механизма
управления с изоляционной тягой. Полюса (колонны) заполнены элегазом (газовой
смесью), механически связаны друг с другом и управляются одним пружинным
приводом типа ППрК.
В элегазовом выключателе ВГТ-220 каждый полюс
имеет отдельную раму и управляется собственным приводом, причем полюс этого
выключателя состоит из двух колонн, дугогасительные устройства которых
установлены на сдвоенных опорных изоляторах и соединены последовательно двумя
шинами. Для равномерного распределения напряжения по дугогасительным
устройствам параллельно к ним подключены шунтирующие конденсаторы.
Дугогасительные устройства, установленные в
полюсах (колоннах) выключателя. Эти устройства содержат размыкаемые главные и
снабженные дугостойкими наконечниками дугогасительные контакты, поршневое
устройство для создания давления в его внутренней полости, а также
фторопластовые сопла, в которых потоки газа приобретают направление,
необходимое для эффективного гашения дуги. Надпоршневая (полость высокого
давления) и подпоршневая полости снабжены системой клапанов, позволяющих
обеспечить эффективное дутье в зоне горения дуги во всех коммутационных
режимах. В верхней части дугогасительного устройства расположен контейнер,
наполненный активированным адсорбентом, поглощающим из газовой полости влагу и
продукты разложения газа. Во включенном положении главные и дугогасительные
контакты замкнуты. При отключении сначала размыкаются (практически без дугового
эффекта) главные контакты при замкнутых дугогасительных контактах, а затем
размыкаются дугогасительные контакты. Скользящий контакт между гильзой
поршневого устройства и трубой подвижного контакта осуществляется уложенными в
ее углубления контактными элементами, имеющими форму замкнутых проволочных
спиралей.
Пружинный привод типа ППрК с моторным заводом
рабочих (цилиндрических винтовых) пружин, представляющий собой отдельный
агрегат, помещенный в герметизированный трехдверный шкаф. Привод имеет два
электромагнита отключения и два блокировочных устройства, предназначенных для
предотвращения:
• прохождения команды на включающий
электромагнит:
а) при включенном выключателе;
б) при невзведенных пружинах;
в) при положении взводящего пружины кулака,
препятствующем включению выключателя;
• прохождения команды на отключающие
электромагниты при отключенном выключателе; «холостую» (при включенном
выключателе) динамическую разрядку рабочих пружин; включение электродвигателя
завода пружин при ручном их заводе. Привод прост в обслуживании и надежен в
эксплуатации, чему в немалой степени способствуют установленные на нем цепи
сигнализации: «Неисправность в системе завода пружин», «Не взведены пружины»,
«Опасное снижение температуры в шкафу» и др.
Отключающее устройство, установленное на
противоположном от привода торце рамы. Оно состоит из отключающей пружины,
сжимаемой при включении выключателя тягой, соединенной с наружным рычагом
крайней колонны. Пружина расположена в цилиндрическом корпусе, на наружном
фланце которого находится буферное устройство, предназначенное для гашения
кинетической энергии подвижных частей и служащее упором (ограничителем хода)
при динамическом включении выключателя.
Механизм управления полюса (колонны),
расположенный в корпусе и опорном изоляторе. Он состоит из установленного в
подшипниках и уплотненного системой манжета с «жидкостным затвором», шлицевого
вала с наружным и внутренним рычагами. Внутренний рычаг через нерегулируемую
изоляционную тягу соединен со штоком подвижного контакта. В корпус механизма
встроен клапан автономной герметизации, через который с помощью медной трубки
подсоединяется сигнализатор давления, установленный на раме выключателя.
Клапан автономной герметизации, встроенный в
корпус механизма управления полюса (колонны). Он состоит из корпуса и
подпружиненного клапана, узла подсоединения медной трубки сигнализатора и
заглушки, устанавливаемой на время транспортирования и после заполнения газом
при вводе выключателя в работу.
Электроконтактный сигнализатор давления,
установленный на раме выключателя. Сигнализатор давления снабжен устройством
температурной компенсации, приводящим показания давления к температуре плюс
20°С, и служит для визуального контроля плотности элегаза (падения давления).
Он имеет три пары контактов, разомкнутых при нормальном (рабочем) давлении
газа. Первая пара контактов замыкается при снижении давления элегаза до 0,34
МПа изб., а газовой смеси - до 0,52 МПа изб., подавая сигнал о необходимости
пополнения полюса. Вторая и третья пары контактов замыкаются при давлении
элегаза 0,32 МПа изб., газовой смеси -0,5 МПа изб., блокируя подачу команды на
электромагниты управления.
Для гашения электрической дуги в элегазе
требуется гораздо меньшая длина расхождения контактов, т.е., требуется гораздо
меньший расход энергии на разрыв дуги. Как следствие, возникает возможность
применения маломощных пружинных приводов на напряжения 110 и 220кВ. Некоторые
фирмы разработали и внедряют в производство пружинные привода и на напряжение
500кВ.
Очень низкий уровень шума при коммутационных
операциях, в пределах нескольких дБ, в то время как у воздушных выключателей
уровень шума даже на расстоянии 30 - 50 м составляет несколько сот дБ.
Минимальные эксплуатационные расходы. Не
требуется сооружение и эксплуатация компрессорных установок, осушительных
установок, магистральных воздухопроводов, как в случае эксплуатации воздушных
выключателей, или сооружение и эксплуатация складов масла, маслосборников,
маслоуловителей и т.п. в случае эксплуатации масляных выключателей.
Баковые элегазовые выключатели комплектуются
вводами с твердой или элегазовой изоляцией, срок эксплуатации вводов при этом
такой же, как и самого выключателя, что существенно снижает эксплуатационные
затраты по сравнению с эксплуатацией маслонаполненных вводов.
Отсутствие делителей напряжения на выключателях.
Таким образом, практически, отсутствует возможность феррорезонанса.
К основным конструкционным недостаткам
находящихся в настоящее время в эксплуатации разъединителей следует отнести
плохую регулировку контактной системы. Из-за низкого качества, система
вспомогательных контактов (КСА) практически не работает. В связи с этим
электрическая блокировка на большинстве ПС выведена из работы. Требуются
постоянные эксплуатационные расходы на проверку контактных соединений и
поддержание контактов в нормальном состоянии. Моторизированные приводы на
напряжении 110 - 220кВ отсутствуют.
При модернизации трансформаторной подстанций
необходимо устанавливать современные разъединители с моторными приводами как
главных, так и заземляющих ножей, что позволит осуществлять дистанционное
управление подстанциями.
У современных разъединителей контактная система
главных ножей снабжается системой самоочистки, главные контакты практически не
меняют свою электропроводность в течение всего срока эксплуатации.
Соединительные тяги между отдельными полюсами имеют бесступенчатую регулировку,
что позволяет отказаться от единой рамы на три полюса, и значительно сократить
время и расходы на отладку работы привода.
Блоки вспомогательных контактов расположены в
шкафу привода. Механическое воздействие на них, оказываемое приводным механизмом,
происходит таким образом, что сигнал выдается только после того, как произошла
фиксация положения главного и заземляющих ножей.
Благодаря выбору применяемых материалов,
закрытой конструкции поворотных оснований в сочетании с долговременной смазкой,
разъединители практически не требуют ухода при эксплуатации. Период между
осмотрами составляет не менее пяти лет.
На напряжение 220 кВ разработаны разъединители с
одной поворотной колонкой и двумя разрывами. Такая конструкция позволяет
исключить прохождение тока через вращающиеся части.
Усилия для операций с ручным приводом
незначительны, не требуют дополнительных труб, штанг, веревок и иных
приспособлений. Это позволяет оперативному персоналу с любой физической
подготовкой производить операции в одиночку.
В настоящее время на открытых распределительных
устройствах 27,5 кВ для технического учета электроэнергии и питания релейной
защиты тяговых подстанций применяются трансформаторы тока с масляной изоляцией.
Конечно, трансформаторное масло далеко не идеальный диэлектрик, но все же оно
применяется повсеместно, поскольку достаточно эффективный и относительно
дешевый материалом, что при массовом объеме его производства имеет немалое
значение.
По сей день одним из самых распространенных и
наиболее известных трансформаторов тока на 35 кВ является трансформатор
ТФЗМ-35, у которого в качестве главной изоляции используется трансформаторное
масло. В процессе эксплуатации, на качество трансформаторного масла влияет
множество факторов, поэтому требуется постоянный контроль его состояния.
Однако, в связи с ужесточившимися требованиями к экологии промышленных
объектов, эксплуатация масляных трансформаторов становится все более и более
затратной.
При отборе проб трансформаторного масла, а также
при его замене, происходит попадание масла в окружающую среду. К тому же, в
процессе эксплуатации, корпус трансформатора может потерять герметичность, что
приводит к утечке масла и, опять же, загрязнению окружающей среды. Напомним,
что по сегодняшним требованиям контролирующих природоохранных органов попадание
трансформаторного масла в почву и сточные воды не допускается и карается
немалыми штрафами.
Одним из негативных факторов, возникающих при
эксплуатации трансформаторов тока, является повышенный нагрев его токоведущих
частей и корпуса под влиянием перегрузок или климатических условий. Это, в свою
очередь, приводит к увеличению температуры трансформаторного масла, и снижению
его диэлектрических свойств. К снижению электрической прочности приводит также
газообразование вследствие коронных разрядов и появление посторонних включений
из-за старения частей трансформатора.
Вполне логичным является требование ПУЭ
проверять качество масла не реже одного раза в год. Но если учесть, что
количество трансформаторов тока на подстанции составляет порой десятки фаз, то
отбор проб и их последующая проверка занимает несколько рабочих смен
обслуживающего персонала, и это, не учитывая остального маслонаполненного
оборудования подстанции. По результатам испытаний проб масла, в случае его
несоответствия требованиям, принимается решение о замене масла в той или иной
фазе, а это уже влечет за собой внеплановое отключение линий.
В аварийных режимах, при протекании через
трансформатор токов короткого замыкания, происходит закипание масла, что
сопровождается резким расширением его объема и повышенным газообразованием. В
таких режимах очень важна четкая работа выпускных клапанов, в противном случае,
от избыточного давления трансформатор может разрушиться и послужить причиной
пожара. При определенных обстоятельствах взрыв трансформатора тока может
привести к повреждению соседнего оборудования.
Впервые трансформатор тока с литой эпоксидной
изоляцией на 35 кВ под маркой ТОЛ-35 УХЛI был выпущен на ОАО «Свердловский
завод трансформаторов тока» в 1997 году. Он был задуман как полная замена
ТФЗМ-35, поэтому получил все установочные и присоединительные размеры своего
предшественника. Они зарекомендовали себя как надежные, непривередливые
трансформаторы, и их качество подтверждается бесперебойной работой в районах от
крайнего севера до субтропиков.
В настоящее время трансформатор выпускается под
маркой ТОЛ-35-III-II УХЛI и имеет три вторичные обмотки - в базовом варианте
это 0,5S/10Р/10Р, однако,
по желанию заказчика, возможны комбинации обмоток классов точности 0,2 S
и 5Р. Имея коэффициенты трансформации от 15/5 до 3000/5, трансформаторы могут
использоваться на объектах с любым энергопотреблением. длина пути утечки
гарантирует отсутствие коронных и поверхностных частичных разрядов.
Трансформатор более всего соответствует Казахстанским погодным условиям и
подходит для атмосферы, характеризуемой высокой загрязненностью - на
металлургических, химических предприятиях и предприятиях горнодобывающей
отрасли.
В настоящее время для защиты изоляции от
коммутационных и атмосферных (грозовых) перенапряжений в сетях применяются
вентильные разрядники. Согласно статистическим данным, после 15 - 20 лет
эксплуатации характеристики вентильных разрядников значительно снижаются, что
ухудшает грозозащиту в 3 - 4 раза.
В настоящее время при модернизации
предусматривается их замена на нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН).
Основным отличием ОПН от разрядников являются
более низкие уровни (на 30 - 50%) ограничения перенапряжений (до 1,8 - 2,0 Uн,
соответственно, при коммутационных и грозовых перенапряжениях). Показатели
надежности грозозащиты при установке ОПН в два раза выше, чем при установке
вентильных разрядников.
Преимущества ОПН:
простота конструкции и высокая надежность;
по сравнению с разрядниками, более глубокое
ограничение перенапряжения;
стойкость к внешнему загрязнению изоляционного
корпуса;
способность ограничивать внутренние
перенапряжения;
большая взрывобезопасность у ограничителей
перенапряжения с полимерным корпусом;
меньшие габариты и масса, чем у разрядников.
могут использоваться в сетях постоянного тока.
Кроме того, с переходом от разрядников к
ограничителям перенапряжений в сетях 110 - 220кВ впервые появляются аппаратные
средства защиты от внутренних перенапряжений.
Немаловажным является и снижение в 3 - 5 раз массогабаритных
показателей аппаратуры, взрывобезопасность и надежность ОПН.
3. Обоснование
постановки задач
.1
Выбор оборудовании
При установке ОПН в одной ячейке с
трансформатором напряжения рекомендуется присоединять ОПН до предохранителя,
чтобы предотвратить перегорание предохранителя при прохождении импульсных
токов.
При наличии на присоединениях трансформаторов на
стороне 3...20 кВ токоограничивающих реакторов ОПН должны быть установлены на
шинах 3...20 кВ независимо от наличия ОПН возле трансформаторов.
Обмотки трансформаторов, которые не
используются, должны быть соединены в треугольник или звезду (в соответствии с
заводскими схемами), защищены ОПН и заземлены. Защита обмоток, которые не
используются, не нужна, если к ним постоянно присоединена кабельная линия
длиной не менее 30 м, которая имеет металлическую заземленную оболочку или
броню.
Если к сборным шинам электростанции или
подстанции присоединены вращающиеся электрические машины (электродвигатели,
генераторы) и ВЛ на железобетонных опорах, то в начале защищенного молниезащитным
тросом ввода должен быть установлен комплект ОПН с присоединением к заземлению.
Высоковольтные двигатели могут быть перегружены
повторными запусками при отключениях во время разгона. Это справедливо, когда
ток отключения меньше 600 А. Чтобы защитить эти двигатели, рекомендуется
устанавливать ограничители непосредственно у выводов двигателя или, как
альтернатива, у выключателя.
Монтаж ОПН. ОПН, как правило, присоединяются
параллельно защищаемому оборудованию по схеме "фаза-земля", причем
подключение ОПН к шине заземления осуществляется жестко с применением болта, а
к фазной шине - по кратчайшему пути с помощью одножильного медного проводника
сечением не менее 6 мм2 или алюминиевого проводника сечением не менее 16 мм2.
Допускается применение гибкой шины толщиной 1 мм и шириной 20...30 мм.
Расстояния между ограничителями и другими заземленными и токоведущими частями
электроустановки нормируются согласно "Правилам устройства
электроустановок" (ПУЭ). Для обеспечения максимальной эффективности защиты
электрооборудования от перенапряжения ОПН следует устанавливать как можно ближе
к защищаемому оборудованию, на расстоянии не далее 3...6 м.
Усилие, прилагаемое к затяжке болтов при
креплении ОПН к заземляющей шине и проводника к ОПН, не должно превышать 25±5
Нм. Применение контргаек или пружинных шайб для предотвращения самовольного
ослабления контакта обязательно.
Говоря о замене высоковольтного оборудования, не
следует забывать и о вторичных цепях. Применяемые в настоящее время устройства
защит и автоматики устарели морально и физически. Бесспорно, альтернативой в
настоящее время может быть применение микропроцессорных устройств РЗиА.
Микропроцессорные устройства РЗА начали применяться в мировой практике более
двух десятилетий тому назад, постепенно вытесняя не только электромеханические
устройства, но и электронную аналоговую технику. Переход на цифровые принципы
обработки информации в релейной защите не привел к появлению новых принципов
построения защит, но определил оптимальную структуру построения аппаратной
части современных цифровых устройств и существенно улучшил эксплуатационные
качества устройств РЗА. Заводы-изготовители микропроцессорных устройств РЗА
зачастую совместно с представителями энергообъектов, специалистами проектных
институтов приходилось решать различные вопросы, связанные с началом их
внедрения. Но разработанные типовые проекты, рекомендации и симуляторы
устройств сняли настороженное отношение к цифровым устройствам.
Конечно, на некоторых энергообъектах возникают
затруднения при постановке вопроса о переходе на цифровую технику. Обычно это
связано с:
· устоявшимися традициями;
· морально устаревшими смежными
системами;
· устаревшими, но еще действующими
нормативными документами;
· боязнью эксплуатационного персонала,
не имеющего знаний и навыков работы с современной техникой.
Но устройства РЗА, выполненные на традиционной
элементной базе, уже не способны обеспечить решение ряда актуальных
эксплуатационных и технических проблем:
· реализация некоторых функций
приводит к существенному увеличению аппаратной части;
· многие функции на
электромеханической релейной аппаратуре выполнить просто невозможно;
· не обеспечивается стыковка с
современными цифровыми АСУ, затрудняется дистанционное управление электрической
частью объектов и сигнализация;
· полностью отсутствует диагностика и
запись аварийных процессов;
· усложнение схем РЗА требует большого
количества наладочного и обслуживающего персонала высокой квалификации, а также
периодического проведения профилактических проверок работоспособности этих
устройств.
Интенсивное развитие цифровой техники обусловило
широкое проникновение ее во все уровни автоматизации энергообъектов как в
энергетике, так и во всех других отраслях промышленности. Уверенно доказаны
следующие преимущества микропроцессорных устройств РЗА перед
электромеханическими и электронными устройствами РЗА, построенными на
аналоговых принципах:
· сокращение эксплуатационных расходов
за счет самодиагностики, автоматической регистрации режимов и событий;
· реализация полноценной современной
АСУ ТП на базе устройств РЗА с выполнением различных функций;
· сокращение расходов на
строительство, монтаж, уменьшение габаритов, экономия кабелей, уменьшение
затрат на аппаратную часть;
· ускорение отключения короткого
замыкания за счет уменьшения ступеней селективности, что снижает размеры
повреждений электрооборудования и стоимость восстановительных работ;
· улучшение контроля за состоянием
оборудования и работой устройств РЗА;
· унификация технических решений,
применение стандартных модулей, уменьшение потребностей в запчастях, полная
заводская готовность;
· возможность диагностики не только
устройств РЗА, но и первичного оборудования;
· уменьшение времени на выяснение
причин аварий за счет регистрации и записи аварийных процессов;
· возможность реализации новых
функций;
· упрощение расчета уставок устройств
РЗА и увеличение их точности.
Применение микропроцессорных устройств РЗА дает
большой экономический эффект в первую очередь за счет снижения эксплуатационных
затрат и ущерба от недоотпуска электроэнергии. Интеграция или построение на их
базе автоматизированных систем управления электростанций, подстанций позволяет
достичь наибольшего эффекта не только в экономическом плане, но и с точки
зрения организации труда персонала предприятия.
Заключение
Главная понижающая подстанция 110/10 кВ «ГПП-2Г»
находиться в оперативном управлении ГКП «АУЭС» и ТОО «МАЭК-Казатомпром».
Ремонтно-эксплуатационное обслуживание ПС осуществляется ЦСП «МАЭК-
Казатомпром».
Энергоснабжающая организация (ТОО
«МАЭК-Казатомпром») должна обеспечить в точке присоединения к энергосистеме, т.
е. на шинах 110 кВ качество отпускаемой электроэнергии в соответствии с ГОСТ
13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения
общего назначения».
Нормируемое отклонение напряжения у потребителей
ПС «ГПП-2Г» в пределах ±5% от Uн (требование ГОСТ 13109-97 и ПУЭ, I п. 1.2.22)
обеспечивается проектными решениями путем применения на понижающей подстанции
110/10 кВ - трансформаторов с автоматическим регулированием напряжения под
нагрузкой. На шинах 10 кВ ПС 110/10 кВ «ГПП-2Г» поддерживается
стабилизированное напряжение на уровне +5% от Uн . Это позволяет обеспечить
оптимальный режим работы распределительной сети 10 кВ и выдержать нормированный
уровень напряжения у потребителей ПС, требуемый ГОСТ (т.е. ± 5% от Uн).
Главная понижающая подстанция ГПП-2г напряжением
110/10 кВ находится в городской черте города Актау и питает близлежащие
нагрузки по сетям 10 кВ. Мощность подстанции составляет 2х25000 кВА. Трансформаторы
имеют расщепленную обмотку низкого напряжения.
Список
используемой литературы
1. Дмитриевский, Г.В. Автоматика и
телемеханика электроснабжающих устройств [Текст] / Дмитриевский Г.В., Овласюк
В.Я., Сухопрудский Н.Д. - М.: Транспорт, 1982.
. НТЦ «Механотроника» цифровые
устройства релейной защиты микропроцессорные [Электрон. ресурс] - Режим
доступа: http://www.mtrele.ru - Загл. с экрана
. Сухопрудский, Н.Д. Автоматизация
систем электроснабжения [Текст] / Сухопрудский Н.Д., Жарков Ю.И., Овласюк Н.Г.,
Сергеев Н.Д.; учеб. Для вузов ж.-д. трансп./ под ред. Сухопрудского Н.Д. - М.:
Транспорт, 1990.
. Концепция scada - систем
[Электрон. ресурс] - Режим доступа:
http://mai-umc.ru/npk-vti/kontseptsiya-scada-sistem.html
. Матвейкин, В.Г. Применение
SCADA-систем при автоматизации технологических процессов [Текст] / Матвейкин
В.Г., Фролов С.В., Шехтман М.Б. - М: Машиностроение, 2000.
. ГОСТ 21.404-85. Обозначения
условные приборов и средств автоматизации [Электрон. ресурс] - Режим доступа:
http://www.snip-info.ru/Gost_21_404-85.htm
. «Овен СПб» электронные устройства
для промышленной автоматизации [Электрон ресурс] - Режим доступа:
www.eleplus.ru/ catalog /br /visual /pp1.html
. Всё о релейной защите [Электрон.
ресурс] - Режим доступа: http://www.rza.org.ua - Загл. с экрана
. Модем MD-hart
Руководство по эксплуатации [Электрон. ресурс] - Режим доступа: http://skbpa.aha.ru/catalog/models/soglas_ustr/doc/re_mdhart.pdf
. Сопов, В.И. Электроснабжение
электрического транспорта [Текст] / Сопов В.И., Прокушев Ю.А. - Новосибирск:
НГТУ, 2006.
. Пястолов А.А., Ерошенко Г.П.
Эксплуатация электрооборудования. М.: .Агропромиздат, 1987.
12. Крючков И.Н., Кувшинский
Н.Н., Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. М.:
Энергия, 1978.
. Жармагамбетова М.С.,
Калиева К.Ж., Джабагина З.К. Методические указания по структуре и требованиям к
содержанию и оформлению дипломных работ для студентов специальности
бакалавриата 050718 «Электроэнергетика». 2010.
. Неклепаев Б.Н., Крючков
И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для
курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989.
15. www.wikipedia.ru