Проектирование подстанции 110/6 кВ с решением задачи координации изоляции
Для РУ высшего напряжения НО-220 кВ при
числе присоединений, равном семи и более, НТП рекомендуют схему с двумя
системами сборных шин и обходной системой. Распределительные устройства высшего
напряжения 110-220 кВ с числом присоединений до 10 и преобладанием парных линий
или линий, резервированных от других подстанций, могут быть выполнены с одной
секционированной системой сборных шин и обходной системой. При числе линий до
четырех и трансформаторах мощностью до 63 MB-А
допускается присоединение последних к сборным шинам через отделители.
. Распределительные устройства высшего
напряжения проходных подстанций ПО-220 кВ на линиях с двусторонним питанием
следует выполнять с одним выключателем и ремонтной перемычкой из двух нормально
отключенных разъединителей. При этом трансформаторы подлежат присоединению к
линии по обе стороны выключателя через разъединители и отделители (рис. 1.2.2).
При такой схеме в случае повреждения линии слева или справа от рассматриваемой
подстанции отключению подлежит поврежденный участок вместе с трансформатором.
Работа последнего может быть быстро восстановлена после отключения
разъединителя поврежденной линии и повторного включения выключателя. В случае
повреждения трансформатора и отключения соответствующего участка линии
поврежденный трансформатор должен быть отсоединен, а линия включена вновь.
В схемах с трансформаторами,
присоединенными через отделители (рис. 1.2.1, 1.2.2), трансформаторы подлежат
отключению линейными выключателями, отстоящими часто на значительном
расстоянии. Передача отключающего импульса от защиты трансформатора к
соответствующему выключателю может быть осуществлена по специальным линиям
связи. Применение получили также схемы-с короткозамыкателями, включение которых
равносильно искусственному к.з. у зажимов трансформатора.
Рис.
1.2.1 - Схема РУ высшего напряжения узловой подстанции 220 кВ с присоединением
трансформаторов вместе с линиями к углам квадрата
Рис.
1.2.2 - Схема РУ высшего напряжения 110-220 кВ проходной подстанции с одним выключателем
При этом ток в линии резко увеличивается
и срабатывает линейная защита, отключающая линию вместе с поврежденным
трансформатором. Полное время отключения линии и трансформатора составляет 0,5-0,8
с. Оно слагается из времени срабатывания защиты трансформатора, короткозамыкателя,
линейной защиты и линейных выключателей. После отключения трансформатора
наступает пауза (необходимая для проверки отсутствия тока). Затем отключается
отделитель, действующий относительно медленно, и повторно включается линия. Для
проверки работы отделителей и короткозамыкателей при отключенном трансформаторе
предусматривают разъединители с ручным управлением.
Для РУ высшего напряжения 35 кВ при
числе присоединений до десяти включительно НТП рекомендуют одиночную систему
сборных шин. При большем числе присоединений допускается схема с двумя
системами сборных шин.
Особое место занимают
двухтрансформаторные подстанции 35 - 220 кВ, подлежащие присоединению к
параллельным линиям на ответвлениях или в качестве концевых подстанций. Число
таких подстанций очень велико.
Нормы технологического проектирования
подстанций рекомендуют для них ряд типовых схем без выключателей:
а) блочную схему с присоединением
трансформаторов к линиям через разъединители, отделители и установкой короткозамыкателей;
б) блочную схему с разъединителями,
отделителями и короткозамыкателями у трансформаторов и ремонтной перемычкой из двух
нормально отключенных разъединителей со стороны линий;
в) блочную схему с разъединителями,
отделителями и короткозамыкателями на линиях и перемычкой с отделителем
двустороннего действия у трансформаторов.
Блочная схема без перемычки
целесообразна при небольшой длине линий, поскольку при этом вероятность
отключения линии вместе с трансформатором относительно мала. Недостаток этой
схемы заключается в том, что при повреждении и ремонте линии в работе остается
один трансформатор. Электроснабжение не прерывается, но оставшийся в работе
трансформатор может оказаться сильно перегруженным.
Схема с ремонтной перемычкой из
разъединителей (рис. 1.2.3) обеспечивает возможность присоединения обоих
трансформаторов к одной линии при ремонте второй.
Рис.
1.2.3 - Схема присоединения подстанции с перемычкой из разъединителей
Схемы
распределительных устройств низшего напряжения. Для
РУ 6-10 кВ рекомендуют схему с одной секционированной системой сборных шин
(рис. 1.2.4,). Для ограничения тока к. з. секционный выключатель при
нормальной работе должен быть разомкнут. В случае отключения трансформатора
секционный выключатель включается автоматически устройством АВР. При
необходимости дальнейшего ограничения тока к. з. применяют трансформаторы с
расщепленными обмотками низшего напряжения или токоограничивающие реакторы
(простые или сдвоенные) у трансформаторов.
Рис.
1.2.4 - Схема РУ 6-10 кВ – одиночная схема сборных шин, секционированная через
разомкнутый выключатель
1.3 Показатели и критерии надежности
Мерой надежности объекта является всякий
алгоритм вывода суждения о наличии свойства надежности или о наличии уверенности
в выполнении заданных функций в прошедшем, настоящем и будущем времени. На
множестве объектов какого-либо класса мерой надежности будут алгоритмы вывода
суждений о более или менее высоком уровне надежности одного объекта по
сравнению с другим и определения объекта с оптимальным уровнем надежности. Мера
надежности включает в себя показатели надежности и критерии (логические или
аналитические выражения, связанные с алгоритмом вывода).
В качестве показателей надежности
используются следующие:
время безотказной работы Ti
и
время восстановления п, измеряемое в часах или годах (ч или год);
среднее время безотказной работы Т и
среднее время восстановления х, ч или год;
среднее значение параметра потока
отказов ю и средняя интенсивность отказов К, измеряемые
в годах в минус первой степени (год-1);
частота аварий и отказов определенного,
k-то, вида
A(k),
год-1;"
вероятность отказов Q(t)
и
вероятность безотказной работы P(t)
в
заданный промежуток времени;
Q(t)+P(t)
= l;
условная вероятность отказов Q(s/i)
при
возникновении какого-либо события (требования на срабатывание, например);
вероятность застать
объект в любой момент определенного периода в работоспособном (kr
-
коэффициент готовности) или неработоспособном (q
-
коэффициент простоя) состоянии;
число конъюнкций (наложений
отказов на состояния) N,
C(k),
квалифицированных
как аварии;
условный недоотпуск энергии в
течение года AW,
коэффициент
обеспеченности продукцией п и средний народнохозяйственный ущерб У от
нарушения функционирования.
Логические критерии надежности записываются
в виде условий безотказной работы или условий отказа объекта (системы) с
помощью функций алгебры логики и логических диаграмм и относятся ко всем
объектам данного класса.
Аналитические критерии надежности записываются
как неравенства оценок временных, частотных и вероятностных показателей
надежности и их нормативных значений. Например,
Ti>tp;
Q(tP)<Qu(tP);
Л(к)<Ли(к),
где tP
-
расчетное время работы.
При сравнении различных объектов (или
вариантов) из множества возможных в данном классе аналитические критерии
надежности записываются как условие максимума или минимума показателя
надежности у лучшего объекта (варианта). Аналитический критерий оптимальности
решения записывается как условие экстремума целевой функции в виде приведенных
затрат с учетом ущерба или в виде комплексной оценки эффективности. Судить о
наличии свойства конкретного объекта выполнять данные функции можно только в
конкретные моменты и периоды времени в прошлом.
Временной мерой надежности будет
совокупность наработок на отказ 7"J.
Усредняя оценку наработок по множеству реализации и оценивая разброс и
тенденцию к изменению, можно говорить о вероятности выполнения заданных функций
в ближайшем будущем P(Ti>tp).
Но
эта вероятность будет мерой уверенности в существовании свойства только при
условии стабильности обстоятельств функционирования, состояния объекта,
однородности наблюдения, достаточности объема наблюдений, справедливости
гипотез о законе распределения.
Для множества объектов сравнение их по
уровню надежности возможно на основе временных и частотных мер Т, Я, со,
х, Л. Но оценки этих показателей по результатам эксплуатации получаются
с очень большим интервалом неопределенности (например, для частоты отказов
различие в оценке составляет 2-3 порядка). Прогнозирование этих показателей
дает весьма условные оценки по тем же причинам, что и применение вероятностных
мер. Условность временных, частотных и вероятностных мер является причиной
неопределенности в оценках показателей надежности оборудования.
Говоря о надежности класса объектов, не
имеют в виду ни конкретный момент времени, ни конкретный объект данного класса.
Речь идет о степени уверенности в том, что при некоторых определенных условиях Z
и X
объект
данного класса выполнит У или не выполнит У заданных функций с известной
вероятностью (через Z
обозначаются
условия функционирования, а через X
-
условия работоспособности). Если эта вероятность равна нулю или единице, то
мера надежности является логической, если эта вероятность находится в интервале
{0; 1}, то мера надежности будет вероятностной.
Логическая мера надежности записывается
в виде функции алгебры логики (ФАЛ) как условие достаточной работоспособности
(безотказности) - ФР или условие отказа - ФО с помощью знаков конъюнкции Д или
дизъюнкции V/ • Формирование
массива ФО (или ФР) и составляет содержание первого этапа расчета надежности
системы.
Переход от логической меры надежности к
вероятностной -(уверенности в выполнении или невыполнении функций) возможен
только при введении условных оценок вероятностей событий или состояний.
Вероятностные, частотные и временные меры получаются на основе логической меры.
Вследствие этого они условны, а оценки их показателей имеют большой интервал
неопределенности.
Исходные данные о надежности элементов
системы могут быть представлены точечными оценками средних значений
показателей. В таких случаях результаты расчета надежности системы также
представляются в виде точечных оценок средних значений показателей.
Использование статистических оценок средних значений и среднеквадратических
отклонений дает основу для применения формул теории точности при измерении
неопределенности результата с помощью среднеквадратической погрешности.
При прогнозировании на экспертной основе
показателей надежности нового оборудования оценки могут быть представлены
верхней и нижней границей интервала неопределенности. Аналогично верхняя и
нижняя границы определяются для доверительного интервала при использовании
статистических данных испытаний и эксплуатации. В этих условиях
неопределенность показателей надежности системы оценивается с помощью
пессимистических и оптимистических оценок, полученных при подстановке
соответствующих граничных значений исходных данных в полученные расчетные
формулы для системы. Экспертнофакторный подход позволяет оценивать интервал
неопределенности с помощью уравнения регрессии.
Наличие погрешности или интервала
неопределенности в оценках показателей надежности и целевых функций приводит к
ситуациям, когда вследствие малого различия в показателях сравниваемых объектов
(вариантов) невозможно с уверенностью определить, какой из объектов лучше. В
зону неопределенности по показателям надежности попадают наиболее надежные
варианты, в зону неопределенности по приведенным затратам - наиболее
экономичные.
Оценки показателей надежности элементов
электроэнергетических установок и систем, а именно среднего параметра потока
отказов К или со (год-1), среднего времени восстановления т (год)
или Тв. ср (ч), частоты вывода в плановый ремонт τп.
р (год-1), среднего времени планового простоя тгп.Р
(год), средней Длительности планового простоя в течение года /„.р
(ч/год), условной вероятности отказа срабатывания устройств защиты и автоматики
Q (г0. с), приводятся в
широко распространенных изданиях [15, 41, 47, 61].
Иногда приводятся другие показатели
надежности элементов: средняя наработка между отказами 7"(ч),
интенсивность восстановления ц (ч-1), коэффициент простоя q
(%), средняя наработка на отказ N0.c
(цикл).
Связь между этими показателями и
указанными выше выражается следующими формулами:
А = 8760/Т;Т = (8760μ)-1;
Интервал неопределенности в оценках
показателей может быть установлен для каждого элемента в виде максимальных и
минимальных значений Amax,
Amin.
В источниках приводятся доверительные
верхние и нижние границы Ав, Ан, тв, тн
и так далее с доверительной вероятностью а=0,9. Однако для некоторых элементов
таких оценок нет.
2.
Расчет токов короткого замыкания
Разработка
главной схемы Подстанции
Главная
схема ПС разрабатывается на основании схемы развития энергосистемы и должна:
1.
обеспечивать
требуемую надежность электроснабжения потребителей и перетоков мощностей по
межсистемной связи в нормальном и послеаварийном режимах;
2.
учитывать
перспективу развития;
3.
допускать
возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;
4.
обеспечивать
возможность проведения ремонтных и эксплутационных работ без отключения смежных
присоединений.
Подстанция
предназначенная для приема и распределения электрической энергии (ЭЭ)
потребителям, расположенным в РТ.
ПС
подключена к энергосистеме по 110кВ ВЛ. С шин 6 кВ отходит
Для
обеспечения надежного питания потребителей во всех режимах работы на
проектируемой ПС выбраны 2 трансформатора типа ТДН 16000/110/6,6 – 76У1.
В
соответствии с нормами технологического проектирования на стороне 6 кВ принята
раздельная работа трансформаторов. Все силовые трансформаторы должны иметь
устройство автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН)
Расчет
нагрузок на ПС
Максимальная
нагрузка на всех уровнях напряжения определяется по выражениям:
МВА
где:
n- количество линий;
Pн.max-
максимальная нагрузка одной линии;
Kодн-
коэффициент одновременности, принимаем Kодн=0.8;
сosφ-
коэффициент мощности.
Произведем
расчет нагрузки:
МВА
МВА
Выбор
Силовых Трансформаторов.
Мощность
Т выбирается так, чтобы при отключении одного из них на время ремонта или
замены второго, оставшийся в работе, с учетом допустимой перегрузки резерва по
сетям среднего напряжения (СН) и низкого напряжения (НН), обеспечил питание
нагрузки, т. е. исходя из условия:
, МВА.
Выбираем
ТС:
16000
МВА
Выбираем
трансформатор типа ТДН 16000/110/6,6 Данные приводим в табл.
Тип
автотрансформатора:
Данные
о типах выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.1.
Таблица
2.1
Тип трансформатора
|
Номинальная мощность, МВА
|
Потери кВт ХХ КЗ
|
%
|
|
|
ВН,кВ
|
НН,кВ
|
Uкз
|
Iхх
|
|
ТДН 16000/110/6,6
|
115
|
6,6
|
18
|
85
|
10,5
|
0,7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Производим
проверку выбранных Т в нормальном и аварийном режимах (при отключении одного Т)
по условию:
-в
нормальном режиме
-в
аварийном режиме
,
где
Кз - коэффициент загрузки.
Для
Т: 15,06/2*10,54=0,7
15,06/10,54=1,4
Расчет
токов трехфазного КЗ.
Для
проверки аппаратов и проводников по режиму КЗ на электродинамическую и
термическую стойкость и высоковольтных выключателей по отключающей способности
необходимо определить следующие токи КЗ:
Iпо-
начальный периодический ток КЗ (кА);
iу-
ударный ток КЗ (кА)
Inτ, iaτ-
периодическая и апериодическая составляющие тока КЗ для момента времени τ (кА)
τ-
время размыкания контактов.
Расчет
производим в следующем порядке:
На
основании структурной схемы с учетом принятого режима работы трансформаторов
составляется расчетная схема, в которой показываются основное оборудование и
источник (Т, Т, энергосистема и связь с энергосистемой- ЛЭП) и приводятся их
параметры.
На
U= 6кВ принята раздельная работа СТ
в целях ограничения токов КЗ в соответствии с НТП ПС.
Составляем
схему замещения (смотри рисунок 2.1) для всех элементов расчетной схемы.
Производим расчет сопротивлений в относительных единицах относительно базовой
мощности, которую принимаем Sб=1000
МВА.
Рисунок
2.1
Производим
расчет сопротивлений элементов схемы в относительных единицах:
Х1=Хс*Sб/Sсист=1,8*1000/1200=1,5
о.е.
Х2=Х3=Х0*L*Sб/Uср=0,28*30*1000/13225=0,64
о.е.
Х4=Х5=Uк/100*Sб/Sнт=10,5/100*1000/16=6,56
о.е.
Производим
преобразование схемы замещения относительно точек КЗ:
т.
К1: U= 110 кВ
Х6=(Х1+Х2)/2=1,07 о.е.
т. К2: U=
6 кВ
Х7=Х6+Х5=1,07+6,56=7,63 о.е.
Расчетная
таблица токов трехфазного КЗ.
Таблица
2.2
очка КЗ
|
К1
|
К2
|
Базовая мощность Sб (МВА)
|
1000
|
Среднее напряжение Uср (кВ)
|
115
|
6,6
|
Источники
|
Система
|
Ном. Мощность источников Sном (МВА)
|
1200
|
Результирующие сопротивления Xрез (е.о.)
|
1,07
|
7,63
|
Базовый ток
(кА)
|
5,02
|
87,5
|
ЭДС источника Е``
|
1,0
|
(кА)
|
4,7
|
11,47
|
Куд
|
1,608
|
1,56
|
Та
|
0,02
|
0,02
|
(кА)
|
10,7
|
25,3
|
(кА)
|
6,02
|
10,5
|
|
1
|
1
|
(кА)
|
4,7
|
11,47
|
(с)
|
0,035
tсв=0,025
|
0,025
tсв=0.015
|
|
0,17
|
0,29
|
(кА)
|
1,13
|
4,7
|
tс.в.-
собственное время отключения (без времени, затраченного на гашение дуги).
Сводная
таблица результатов расчетов токов КЗ.
Таблица
2.3
Точка КЗ
|
Uср (кВ)
|
Источник
|
Токи трехфазного КЗ (кА)
|
Iп0
|
Iпτ
|
iаτ
|
iуд
|
|
К1
|
115
|
система
|
4.7
|
4.7
|
1.13
|
10.7
|
7.77
|
К2
|
6.6
|
11.47
|
11.47
|
4.7
|
25.3
|
20.9
|
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8
|