АкушерствоАнатомияАнестезиологияВакцинопрофилактикаВалеологияВетеринарияГигиенаЗаболеванияИммунологияКардиологияНеврологияНефрологияОнкологияОториноларингологияОфтальмологияПаразитологияПедиатрияПервая помощьПсихиатрияПульмонологияРеанимацияРевматологияСтоматологияТерапияТоксикологияТравматологияУрологияФармакологияФармацевтикаФизиотерапияФтизиатрияХирургияЭндокринологияЭпидемиология

ПРИЄДНАННЯ ПІДСТАНЦІЇ ДО ЕНЕРГОСИСТЕМИ ТА ЕЛЕКТРИЧНІ НАВАНТАЖЕННЯ. У цей час навантаження розглянутого району становить близько 150 Мвт

У цей час навантаження розглянутого району становить близько 150 Мвт.

На перспективний період, за рахунок уведення нових споживачів і реконструкції існуючих, передбачається значний ріст електричних навантажень району.

На розрахунковий період, навантаження збільшується майже в двічі (до 280 МВт), а на перспективу досягне 600 МВт.

Покриття дефіциту потужності розглянутого району намічено здійснити від проектованої підстанції 330/110/35 кВ.

До проектованої підстанції повинні бути приєднані наступні лінії електропередачі:

Лінії електропередачі 330 кВ

Лінії електропередачі 110 кВ

З урахуванням підключення в перспективі до проектованої ПС 330/110/35 кВ ще двох ПЛ 330 кВ, а також намічуваних зв'язків 110 кВ для живлення споживачів, струм короткого замикання на шинах 330 кВ даної підстанції складе порядку 20 кА, а на шинах 110 кВ 15 кА.

1.1 Основні електротехнічні рішення підстанції

На підстанції встановлено два автотрансформатори типу АТДЦТН 200000/330/110-83B1.

Відповідно до «Норм технологічного проектування підстанцій змінного струму з вищою напругою 6-750кВ» (ГКД 341.004.001-94) ВРП виконані по наступним принциповим схемам:

- ВРП 330 кВ – схема «Чотирикутник»,

- ВРП 110 кВ – дві робочі і обхідна система шин,

- ВРП 35 кВ – «Блок з установкою вимикача».

Згідно технічному завданню передбачено заміна старого обладнання на нове.

На діючому ВРП 330 кВ передбачена заміна:

- Вимикачів BBБ-330Б-35,5 і ВВД-330Б-40 на елегазові LTB-420E2,

- роз′єднувачів РНД-330/3200 на роз′єднувачі РГ2-330/3150 УХЛ1ПД11,

На діючому ВРП 110 кВ передбачена заміна:

- Вимикачів ОМВ-110 і ШСВ-110 на елегазові LTB-145Д1,

- роз′єднувачів РНДЗ-110/1000 на роз′єднувачі РГ2-110/2000 УХЛ1ПРГ-6,

На діючому ВРП 35 кВ передбачена заміна:

- Вимикачів МВ-35 на елегазові CHB36.16.25ESH,

- роз′єднувачів РНДЗ-35/1000 на роз′єднувачі РДЗ-1-35-1000 УХЛ1,

Ізоляція встановлюваного устаткування і ізоляторів ВРП прийняті для другої ступені забрудненості атмосфери згідно до глави 1,9 ПУЕ 2006 р. Захист від прямих ударів блискавки здійснюється за допомогою блискавковідводів на конструкціях ВРП і окремо встановлених блискавковідводів.

Захист від грозових і внутрішніх перенапруг здійснюється обмежувачами перенапруг:

На напругу 330кВ – Pexlim P 276-XH362

110кВ – Pexlim R 106-XH123

35кВ - МПК-41.

Еквівалентний питомий опір грунту на майданчику ПС – 200-100 Ом*м. Заземлюючий пристрій ПС, влаштований за вимогами до його опору, повинний мати в будь-яку пору року опір не більший ніж 0,5 Ом. Заземлюючий пристрій запроектовано у вигляді сітки із сталевих смуг перерізом 40х5 мм з вертикальними сталевими електродами d=16 завдовжки 5 м. Проектований заземлюючий пристрій, а також його окремі елементи заземлення приєднуються до існуючого контуру заземлення ПС.

Живлення електроустановок ПС напругою до 1 кВ передбачено проектом з використанням системи заземлення TN-C-S, де нейтральний провідник і захисний провідник поєднано до одного провідника в частині мережі, починаючи від джерела живлення. В будівлях ПС з електроустановками до 1 кВ передбачено влаштування основної системи зрівнювання потенціалів, для приміщень з підвищеною небезпекою (душеві кімнати) влаштована додаткова система зрівнювання потенціалів згідно з ДБН В.2.5-27-2006. Живлення електроустановок ПС напругою до 1 кВ запроектовано відповідно до вимог ПУЕ:2008 гл.4.1 «Розподільчі установки напругою до 1 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму».

На підстанції запроектований біозахист працівників від дії електромагнітного поля на ВРП 330 кВ. Шафи керування вимикачами, роз′єднувачами, шафи вторинних кіл, а також збірки напругою до1000 В знаходяться в зоні дії пристроїв екранування.

Розміщення пристроїв протиаварійної автоматики, щита постійного струму і акумуляторної батареї, щита власних потреб змінного струму 0,4 кВ, лабораторії РЗА і приміщення релейних бригад передбачено проектом в будівлі ЗРП.

У зв′язку з установкою на ПС елегазового устаткування передбачено будівлю для його ремонту.

1.2 Вибір кількості й потужності автотрансформаторів

Загальні відомості

У сучасних електричних мережах область застосування трьохобмоточних трансформаторів досить обмежена й визначається в основному в мережах напругою 110 кВ і частково 220 кВ з мережами середньої напруги 35 кВ, оскільки ці мережі мають різний режим заземлення нейтралей. При середній напрузі 110 кВ і вище на системних підстанціях в електричних мережах широке поширення одержали автотрансформатори, як найбільш економічні в порівнянні із трьохобмоточними трансформаторами.

Автотрансформатори здійснюють безпосередній електричний зв'язок між мережами вищої й середньої напруги, одночасно із цим вони можуть живити навантаження на стороні нижчої напруги.

Стосовно до системних понижуючих підстанцій найбільш характерним режимом роботи автотрансформаторів є видача потужності для електропостачання цілих районів мереж середньої напруги з магістральних мереж вищої напруги.

Як відомо, основна відмінність автотрансформаторів полягає в наступному:

якщо в трансформаторі первинна обмотка із вторинною має тільки магнітний зв'язок, то в автотрансформаторі завдяки наявності електричного зв'язку між обмотками вищої й середньої напруг, має місце інше токорозподілення;

автотрансформатор має три обмотки в кожній фазі: обмотку вищої напруги (ВН), яка складається у свою чергу із загальної обмотки, або обмотки середньої напруги (СН), і послідовної обмотки. Ці обмотки з'єднані між собою по автотрансформаторній схемі. Третя обмотка, або обмотка нижчої напруги (НН), завжди з'єднана трикутником і має магнітний зв'язок з обмотками вищої напруги, тобто із загальною й послідовною обмотками.

Автотрансформатор встановлюється й застосовується тільки в мережах із глухозаземленною нейтралью при напрузі більше 110 кВ.

Автотрансформатор обов'язково захищається з боку всіх обмоток вентильними розрядниками або обмежниками перенапруги.

Автотрансформатор має наступні переваги в порівнянні із трьохобмоточними трансформаторами:

1) ККД в автотрансформатора вище за рахунок зменшення втрат у міді й сталі;

2) менші габарити й вага в порівнянні із трансформаторами такої ж потужності й сполучення напруг;

3) краще здійснюється регулювання напруги під навантаженням через менший індуктивний опір.

Однак, струм короткого замикання в схемах з автотрансформаторами більше й умови роботи електротехнічного високовольтного встаткування більш важкі.

Умови вибору автотрансформаторів

Кількість автотрансформаторів, установлюваних на ПС всіх категорій, відповідно до "Норм технологічного проектування підстанцій змінного струму з вищою напругою 6-750 кВ" розробленими інститутом "УКРЕНЕРГОМЕРЕЖПРОЕКТ" і затвердженими Міненерго України, приймається, як правило, не менш двох.

Потужність кожного із двох автотрансформаторів, які установлюються на ПС, вибирають рівної 0,65 - 0,7 від сумарного максимального навантаження підстанції на розрахунковий період (5 років із часу уведення підстанції) рахуючи з року уведення першого автотрансформатора.

У випадку аварійного виходу одного з автотрансформаторів, другий, що залишився в роботі повинен забезпечувати нормальне навантаження підстанції з урахуванням припустимого перевантаження на 40% на час максимумів загальною добовою тривалістю до 6 годин, але не більше 5 діб, при цьому коефіцієнт заповнення добового графіка трансформатора повинен бути не більше 0,75.

При поступовому рості навантаження в перший період експлуатації допускається установка одного автотрансформатора за умови, що повне навантаження підстанції буде досягнуто не раніше чим через три роки після уведення першого автотрансформатора. При цьому повинне бути забезпечене резервування електропостачання споживачів по мережах середньої й нижчої напруг. Подальше збільшення потужності підстанції при збільшенні навантаження понад прийнятий розрахунковий рівень виправляється, як правило, заміною трансформаторів на могутніші або установкою, у випадку відсутності могутніших трансформаторів, додаткових трансформаторів.

Вибір кількості автотрансформаторів

Потужність кожного із двох установлюваних автотрансформаторів повинна бути не менш

(1.1)

Як зазначено в розділі 1, навантаження підстанції на розрахунковий період становлять

S_max= 280 МВт

Відповідно, потужність автотрансформаторів повинна бути не менш

Приймаємо до установки автотрансформатори типу АТДЦТН-200000/330/110-83В1

Параметри прийнятих у проекті автотрансформаторів наступні:

У нормальному режимі автотрансформатори 330/110 кВ будуть завантажені на:

; (1.2)

У випадку виходу одного з автотрансформаторів з роботи, другий, що залишився буде завантажений на:

; (1.3)

За розрахунковим періодом, з ростом навантаження до 600 Мва, необхідна установка додаткових автотрансформаторів. Їхня кількість визначається по формулі:

, (1.4)

де n – кількість автотрансформаторів:

звідки

; (1.5)

Таким чином, зі збільшенням навантаження, проектом передбачається установка за розрахунковим періодом ще двох аналогічних автотрансформаторів.

1.2.1. Технічна експлуатація елементів ПС

Регенерація трансформаторного масла на місці експлуатації трансформаторів, є важливим елементом системи обслуговування трансформаторів.

Терміном експлуатації трансформатора, в дійсності є термін життя ізоляційної системи. В трансформаторах найбільш широко використовується рідка ізоляція (трансформаторні масла), а також тверда ізоляція (папір, ліс, тобто целюлозна продукція). Ізоляційне масло забезпечує майже 80% електричної міцності у трансформаторі. Більшість поломок трансформаторів (майже 85%) відбувається через пошкодження системи ізоляції.

Трансформаторні масла є гарним ізоляційним середовищем, коли ними насичені ізоляційні папери, картони тканини, вони збільшують пробивну електричну напругу матеріалів, якими ізолюються обмотки. Низька в'язкість масла дозволяє йому проникати в тверду ізоляцію і відводити тепло передаючи його в систему охолодження. У цьому випадку рідка ізоляція також служить як охолоджувач. Стабілізація масел від окислення дозволяє маслам працювати при високій температурі і на довгий час оберігає систему ізоляції від серйозних поломок

Процес старіння.

Старіння або погіршення ізоляційного масла, зазвичай асоціюється з окисленням. При появі в маслі води і кисню, ізоляційне масло окислюється. На стан ізоляційного масла, також впливають забруднення які з'являються від твердих матеріалів трансформатора, що розчиняються в маслі. Реакції, що відбуваються в маслі між не стабільними гідрокарбонатами, киснем та іншими каталізаторами, такими як вологість і за допомогою таких прискорювачів, як тепло, призводять до розпаду (окислення) масла.

Тепло і вологість разом з окисленням, які діють як первинні прискорювачі, є головними ворогами твердої ізоляції. При правильному використанні охолоджувальної та ізоляційної систем, вік експлуатації ізоляційної системи може бути збільшений від 40 до 60 років. На жаль, окислення масла усунути не можливо, але його можна контролювати (сповільнити). Одним з основних положень в обслуговуванні трансформатора є щорічна перевірка масла. Аналіз масла дозволяє судити про стан ізоляційної системи трансформатора.

Вологість складається з чистої води, води, розчиненої в продуктах розпаду масла, розчиненої води і води, яка має хімічний зв'язок (частина хімічної структури молекули глюкози необхідної для збереження механічної міцності целюлози). Повністю очищення від вологості ізоляційної целюлози не можливо.

Трансформаторне масло розчиняє більше вологи при високих температурах, ніж при низьких. Якщо суміш масла з водою охолодити, вода піде в осад. Відокремлена вода буде вбиратися в ізоляцію, або продукти розпаду притягують її в масло (вода, змішана з маслом). Вологість буде розподілятися між папером і маслом, але непропорційно. Ізоляційний папір поглинає воду з масла і утримує її всередині, в місцях найбільшої напруги.

Забруднення відбуваються в процесі зносу трансформатора.

Кислоти, сформовані в процесі окислення атакують целюлозу і метали і створюють мильний метал, альдегід, спирт, які осідають як кислотний бруд (важкі речовини) на ізоляції, бічних стінах бака, дихальної системи, системи охолодження, і т.д. Бруд з'являється швидше при сильно завантаженому, гарячому і при не правильно експлуатованому трансформаторі. Бруд збільшує в'язкість масла, і тим самим зменшує його охолоджувальну здатність, що веде до скорочення служби трансформатора.

Забруднення також є причиною усадки ізоляції, призводить до руйнування лаків і целюлозних матеріалів. Вони також є провідниками розрядів і струмів і будучи гігроскопічними вбирають вологу і призводять до перегріву системи ізоляції. Бруд осаджуються на серцевину обмотки, що призводить до збільшення температури працюючого трансформатора.

Що впливає на термін експлуатації трансформатора

Целюлозні матеріали являються найслабшими ланцюгами в системі ізоляції. Так, як термін життя трансформатора - це фактично термін життя целюлозної ізоляції, і вихід з ладу целюлози являються невідновлювальним, тобто існує прямий сенс для усунення продуктів розпаду, поки вони не зіпсували целюлозу. При належній програмі по догляду за твердою ізоляцією, вона може мати дуже тривалий період експлуатації.

Нормальним обслуговуванням силового трансформатора повинен бути практичний термін між 50 - 75 років. Але умови, в яких система ізоляції обслуговується, визначає різницю реальної експлуатації між 20 - 50 років + експлуатаційний термін трансформатора. Досвід показує, що найпоширенішими причинами виходу трансформатора з ладу, як правило, є недбалості в обслуговуванні трансформатора і його експлуатації.

Трансформаторне масло можна повністю відновити, і зробити його як новим. Термін використання ізоляційного масла при гарному обслуговуванні можна продовжити на необмежений час. Можливість регенерації найгіршого окисленого масла повинна розглядатися щодо відносно високої вартості нового масла.

Дуже важливо усунути вологу і зберігати ізоляцію з низьким рівнем вологості. Присутність вологи збільшує швидкість старіння. Ізоляційна обмотка з вмістом 1% вологи збільшує старіння в десять разів швидше, ніж з 0,1 % змісту вологи.

Очищення трансформаторного масла, включаючи регенерацію, є профілактичним інструментом обслуговування трансформатора з метою продовження його життя.

Мета профілактичного ремонту - видалити залишки продуктів старіння з твердої ізоляції й масла до того, як вони знищать трансформаторну ізоляційну систему.

Добре спланована профілактична стратегія дозволить уникнути зволоження ізоляційної системи і переконатися, що трансформатор завжди працює в чистому середовищі.

Профілактичне обслуговування трансформатора: умови обслуговування масла.

Для того щоб зупинити або уповільнити процес старіння трансформаторної ізоляції, необхідно зберігати масло в гарному стані.

Це може бути досягнуто шляхом:

- постійного моніторингу умов стану масла;

- зберігання селікагелю в дихальній системі в хорошому стані (блакитний колір). Не допускати порозовіння селікагелю більше, ніж на одну третину обсягу;

- проведення ремонту витоку масла - як тільки вони виявлені;

- використовування установок "СММ", "УВМ", "УРМ", "УВР", " і інших установок виробництва ТОВ "Завод Укрбудмаш" для зменшення змісту вологи менше, ніж 10 ppm;

- не доливати зволожене масло з попередньо відкритої ємності;

- починати осушення масла, як тільки зміст вологи зросте до 20 ppm або пробивна напруга впаде нижче 50 кВ;

- відстежувати кислотний стан масла, і відрегенерувати масло до того, як воно досягне критичного рівня 0,2 КОН/г використовуючи установку "УРА" на основі Фуллерової землі

Заміна масла (фільтрування, промивання, перезаливка)

Цю процедуру краще зробити на місці. Трансформатор осушується від масла. Внутрішня частина промивається гарячим нафтеновим маслом або відрегенерованим маслом щоб видалити скупчення бруду і потім заповнюється відновленим маслом. Забруднене масло знову регенерується установкою "СММ", "УВР - установка вакуумної регенерації" або "УРА - Фулерова земля"

Якщо промивання забрудненого трансформатора проводиться тільки через оглядовий отвір, то очищаеться приблизно 10 % від внутрішньої поверхні. У таких випадках плівка забрудненого масла залишиться на великій частині поверхні обмотки і внутрішньої поверхні бака трансформатора. Масло, що залишилося в ізоляції і трансформаторі містить полярні структури і може зруйнувати велику кількість нового або очищеного масла.

Якщо верх покриття прибраний, може бути очищено приблизно 60% поверхні. Для більш високого ступеня очищення користуються технологією "Регенерація твердої ізоляції від кислих продуктів старіння",

Проста заміна масла не видаляє весь осадовий бруд, наприклад, у системі охолодження і між обмотками. Цей осадовий бруд буде розчинятися в новому маслі і сприяти процесу окислення.

Регенерація й очищення від бруду на місці.

Процес регенерації масла і очищення від бруду відбувається на місці (можливо в баку трансформатора). Масло відкачується з нижньої частини бака, нагрівається і проходить через установку "СММ або УВМ", фільтрується, дегазується і зневоднюється перед тим, як вона повернеться до верху трансформатора через розширювальний бак. Процес продовжується до тих пір, поки масло не буде відповідати стандарту або іншим специфікаціям. Методика відновлення масла використовує метод нагрівання, адсорбції і вакумування (виділення води і дегазація). Виявлений виток повинен бути усунений перед обробкою масла.

Різниця між регенерацією і очищенням полягає в тому, що очищення не може видаляти такі речовини як: кислоти, альдегіди, кетони і т.д., розчинені в маслі. Таким чином очищення не може змінювати колір масла від янтарного до жовтого. У той час як, регенерація включає в себе також очищення фільтрацію, і зневоднення.

Зроблена регенерація й очищення масла на місці дає наступні результати:

- Вміст вологи в маслі зменшуеться менше ніж 5 ppm;

- Кислотність зменшуеться менше ніж 0,01 мгм КОН/г масла;

- Пробивна напруга збільшуеться більше ніж 75 кВт;

- Міжфазна напруга збільшуеться до 45 дн;

- tgd масла дорівнює або менше, ніж 0,002;

- Стабільність окислення масла відновилася, як у нового масла;

- Колір масла відновлюється і масло стає прозорим, злегка маючи жовтуватий відтінок;

- Пробивна напруга твердої ізоляції покращуеться.

Незважаючи на те, що нормальна регенерація буде видаляти бруд, що розчинився або став суспензією в маслі, вона не буде видаляти осадовий бруд. Процес очищення - це очищення трансформатора гарячим маслом, внаслідок чого видаляється брудний осад. Очищення від бруду або вимивання гарячим маслом необхідно, коли в результаті аналізу масла виявляється більше ніж 0,15 мгм КОН/г і міжфазну напруга менше ніж 24 дн./см. Очищення від бруду проводиться за допомогою установки для регенерації масла, процес вимагає нагрівати масло до тих пір, поки не досягне точки розчинності бруду у трансформаторі.Тоді масло грає роль як розчинник для власних продуктів розпаду.

Очищення масла

Усадка ізоляції і зневоднення трансформаторного масла.

Усадка ізоляції може бути результатом вібрації котушки під навантаженням і, зокрема, ударного навантаження, і бути причиною передчасних поломок. Також, усадка ізоляції - це результат целюлозної деградації. Регенерація трансформаторного масла на місці не викликає усадки ізоляції.

Переміщення вологи з зволоженої ізоляції методом термодиффузіонної осушки це природний, не примусовий процес і є метою відновлення балансу між ізоляцією обмотки і маслом.

До тих пір, поки відсутнє зусилля (наприклад, вакууммування), процес натуральний, і усадки ізоляції не відбувається. Це повільний процес і залежить від рівня дифузії води через тверду ізоляцію.

Таким чином, регенерація й очищення процес більш тяжкий, ніж просто відновлення масла.

Втрата фурановой величини.

Відновлення (регенерація або очищення) або заміна трансформаторного масла руйнує фуранові сполуки, що використовуються для прогнозування рівня полімеризації (стану і тривалості життя ізоляції). Фуранові аналізи трансформаторного масла повинні бути зроблені до початку очищення.

Якщо трансформаторне масло погіршується до рівня граничного значення і не змінюється або не регенерується, це, безумовно, може скоротити життя трансформатора. Після очищення масла, встановлюється нова базова лінія для контролю фуранових з'єднань. Майбутні фуранові тести повинні бути підведені до нової базової лінії.

Усунення ароматичних сполук.

Деякі типи ароматичних сполук можуть функціонувати як антиоксидант. Більшість специфікацій вимагає, щоб зміст полеароматичного гідрокарбонату був рівним або менше 3%. Занадто багато ароматичних сполук зменшують діелектрик або імпульсивну міцність і збільшують здатність масла розчиняти більшість твердих ізоляційних матеріалів, що знаходяться в маслі

Перед початком регенерації вся система, включаючи шланги, заповнюється маслом. Старе масло і речовини в суспензії, яка утворилася на дні бака трансформатора, відкачується з нижньої частини трансформатора (відфільтроване, очищене масло) і подається в трансформатор через розширювальний бак. Таким чином, рівень масла у трансформаторі не падає. Масло буде циркулювати без зусиль і забруднюючі речовини не будуть повертатися в бак трансформатора. Тільки чисте, зневоднене, масло повернеться в бак.

Очищення - це послідовний і повільний процес, що розчиняє і виводить з трансформатора бруд протягом всього часу очищення.

Пошкодження трансформаторного масла.

При піднятті температури масла до точки розчинності продуктів розкладання використовується тільки автоматичне регулювання нагріву масла з метою уникнення термоокисления і руйнування масла.

Волога в маслі.

Якщо ізоляція трансформатора зволожена, то очікується збільшення рівня вологи в маслі після регенерації. Волога буде переміщатися із зволоженої частини ізоляції до сухого масла до тих пір, поки не виникне баланс оперативної температури між целюлозою і маслом.

Діелектрична міцність діелектрика.

Діелектрична міцність діелектрика зменшиться, як тільки зросте вологість в маслі внаслідок регенерації.

Кислотність.

Якщо кислотність значно підвищилася за короткий період внаслідок регенерації, це можливо тільки через розчинення бруду в активних частинах трансформатора. Однак це буде означати, що успіх регенерації або очищення здебільшого залежить тільки від часу очищення.

Якщо використовувалося невідповідне обладнання або установки, масло може бути пошкоджено і його стабільність до окислення порушена. В наслідок чого характеристики масла будуть погіршуватися набагато швидше.

Можна сміливо гарантувати якість відрегенерованого масла щонайменше на період до двох років, за умови, що трансформатор належним чином загерметизований, атмосферний клапан і селікогель обслуговується весь цей період і експлуатаціонні температури трансформатора (масла і температура обмотки) не перевищують допустимі температури. Гарантійний період залежить від початкової якості масла, типу використаних ізоляційних матеріалів і навколишнього середовища.

Кінцеві випробування

В кінцеві випробування рекомендується включати аналізи газу в маслі, вологу в маслі і пробивну здатність.

Рекомендована технологія експлуатації трансформаторного масла.

Коли очищення трансформаторного масла закінчене всередині або зовні трансформаторного бака в підключеному або не підключеному стані, вона залежить, головним чином, від економічного аналізу. Регенерація трансформаторного масла важлива частина механізму профілактичного обслуговування, трансформаторне масло повинне бути очищене до того, як воно досягне рівня погіршення, що може призвести до причини пошкодження трансформаторної ізоляції. Якщо програма по обслуговуванню трансформатора буде дотримуватися, то накопичення вологи в твердій частини ізоляції і накопичення бруду не відбудеться.

Рекомендований профілактичне обслуговування:

Очищати при рівні кислоти менше < 0,15 мг КІН/г;

Колір світло жовтий (янтарний);

вміст вологи > 20 ppm при пробивній напрузі < 50 кВ

Регенерувати до значення 0,2 мг. КОН/г Переважно від середини 0,1 до 0,15 мг. КОН/г, для уникнення різкого падіння бруду.

Очищення при кислотному числі > 0,25 мг. КОН/г

Осушити, при вологості твердої ізоляції > 5.5%

Також рекомендовано, якщо профілактична робота проводиться в перше і трансформатор, ще не досяг половини терміну експлуатації, тобто з точкою роси від 1200 до 700, то він повинен пройти профілактичну роботу.

Однак, більш старі трансформатори, масло яких в дуже поганому стані не повинні залишатися без ремонту. Дуже старі трансформатори (40 років і старше), у яких значення точки роси (градус полімеризації) нижче 210, можуть бути успішно очищені, поки вони в робочому стані.

Після першої регенерації можна гарантувати роботу трансформатора без обслуговування від 5 до 8 років. Якщо профілактичні роботи дотримувалися правильно, то в кінцевому результаті трансформатор вимагає тільки щорічної перевірки масла і іноді легкого доочищення масла - регенерацією.

1.3 Вибір схеми електричних з'єднань

Загальні відомості.

Головна схема електричних з'єднань підстанції - це сукупність основного електроустаткування, збірних шин, комутаційної й іншої первинної апаратури з усіма виконаними між ними з'єднаннями.

Вибір головної схеми є визначальним при проектуванні електричної частини підстанцій, тому що він визначає повний склад елементів і зв'язків між ними. Обрана головна схема є вихідною при складанні принципових схем електричних з'єднань, схем власних потреб, схем вторинних з'єднань і т.д.

Основні вимоги, пропоновані до схем

Схеми розподільних пристроїв підстанцій при конкретному проектуванні розробляються на підставі схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району або об'єкта й інших робіт з розвитку електричних мереж і повинні:

1) забезпечити необхідну надійність електропостачання споживачів ПС відповідно до категорій електроприймачів і транзитних перетоків потужності по міжсистемним і магістральним зв'язкам у нормальному й післяаварійному режимах;

2) ураховувати перспективу розвитку підстанції;

3) ураховувати вимоги противоаварійної автоматики;

4) забезпечувати можливість проведення ремонтних й експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення суміжних приєднань;

5) забезпечувати наочність, економічність й автоматичність;

6) схеми розподільних пристроїв повинні передбачати вихід вимикачів у ремонт без відключення споживачів;

7) число одночасно спрацьовуючих вимикачів, у межах одного розподільного пристрою повинне бути не більше:

а) при ушкодженні лінії - двох;

б) при ушкодженні трансформаторів напругою до 500 кВ - чотирьох. 750 кВ - трьох.

8) схема повинна забезпечувати надійну роботу установки, тобто всяке ушкодження в якому-небудь ланцюзі повинне локалізуватися в межах даного ланцюга й не торкатися нормальної роботи інших частин установки;

9) схема повинна бути простою з погляду сприйняття її черговим персоналом, тому що це забезпечує швидку орієнтацію при оперативних перемиканнях як в нормальному, так і в аварійному режимах.

Вибір схеми електричних з'єднань ВРП 330 кВ

Як зазначено в розділі 1 до ВРП 330 кВ проектованої підстанції на розрахунковий період (5 років з моменту уведення підстанції в експлуатацію) приєднуються дві лінії, два автотрансформатори напругою 330/110 кВ.

Відповідно до «Норм технологічного проектування підстанцій змінного струму з вищою напругою 6-750 кВ» (ГКД 341.004.001-94), при такій кількості приєднань рекомендується схема «чотирикутник», яка відноситься до кільцевих схем. (Рисунок 1.1).

Розподільні пристрої за схемою "чотирикутник" застосовуються на напругах 220-750 кВ при 4-6 приєднаннях (ліній і трансформаторів), при необхідності секціонування транзитної лінії, при наявності відповідального споживача на стороні СН або НН і потужності трансформаторів від 125 МВА й більше при напрузі ВН 220 кВ і будь-якої потужності при напрузі 330 - 750 кВ.

Схема "чотирикутник" має наступні переваги:

у схемі немає вузлів, аварія яких могла б вивести з роботи більше двох приєднань; кількість вимикачів відповідає кількості приєднань; вивід у ремонт будь-якого вимикача можливий без порушення роботи інших ланцюгів і з мінімальною кількістю операцій з роз'єднувачами при виході в ремонт вимикач відключається, а потім відключаються два роз'єднувачі, установлених по обох сторонах вимикача; схема має високу надійність.

Однак схема має наступні недоліки:

- ускладнюється вибір трансформаторів струму, установлених у кільці (при цьому повинні бути розглянуті всі можливі випадки виходу в ремонт різних вимикачів), і відповідно ускладнюється вибір релейного захисту окремих ланцюгів;

- ушкодження на лінії відключається двома вимикачами, через що останні необхідно частіше виводити в ремонт, що збільшує обсяг робіт в експлуатації;

- при виводі в ревізію одного з вимикачів чотирикутника, останній розмикається й перетворюється в одиночну, багаторазово секціонірованну систему шин. Відключення одного із приєднання в цей період може привести до розпаду РП, а частини, у яких буде порушений баланс між існуючими потужностями й навантаженнями: в одній частині виявиться надлишок потужності, остання може бути замкнена, в інший недолік потужності, що може привести до необхідності відключення частини навантаження, якщо ці небаланси не вирівнюються через мережу системи. При відключенні в цьому режимі лінії на наступній секції розімкнутого кільця автотрансформатор, приєднаний до секції кільця, виявиться відключеним від РП тобто його потужність буде короткочасно загублена для мережі.

За розрахунковим періодом до ВРП 330 кВ приєднуються ще дві лінії й два автотрансформатори. Приєднання автотрансформаторів передбачається в блоці з існуючими. Автотрансформатори приєднуються до збірних шин через роз'єднувачі.

Таким чином, до ВРП 330 кВ приєднуються чотири лінії й два трансформаторних блоки.

При такій кількості приєднань рекомендується застосування наступних схем:

розширений чотирикутник;

трансформатори-шини з приєднанням ліній через два вимикачі (русунок 1.2).

З огляду на відповідальність проектованої підстанції, приймаємо в перспективі схему «трансформатори-шини».

Вибір схеми електричних з'єднань ВРП 110 кВ

Як зазначено в розділі 1, до ВРП 110 кВ проектованої підстанції на розрахунковий період приєднуються шість ліній і два автотрансформатори.

Відповідно до «Норм технологічного проектування підстанцій змінного струму з вищою напругою 6-750 кВ» при такій кількості приєднань рекомендується схема «дві робочі й обхідна система шин» (рисунок 1.3).

У перспективі, при збільшенні кількості ліній до дванадцяти обрана схема зберігається.

При двох системах шин з обхідною можливо:

1) по черзі ремонтувати збірні шини без перерви роботи установки й порушення живлення споживачів;

2) ремонтувати будь-який шинний роз'єднувач, відключаючи тільки той ланцюг, до якої належить даний роз'єднувач;

3) швидко відновлювати роботу установки після короткого замикання на робочій системі збірних шин;

4) ремонтувати вимикач будь-якого ланцюга, не перериваючи його роботи на тривалий час.

Однак установки із двома системами збірних шин володіють і недоліками. Одним з основних недоліків є використання шинних роз'єднувачів як оперативні апарати, тобто таких апаратів, за допомогою яких виконують операції по різних перемиканнях при наявності струму навантаження в ланцюзі. При таких операціях помилки в послідовності перемикань можуть привести до розриву ланцюга роз'єднувачем й утворенню дуги й, як наслідок, до короткого замикання на збірних шинах й у результаті цього до повного виходу з роботи всього розподільного пристрою.

Зазначені недоліки установок із двома системами збірних шин з обхідною у значній мірі можна усунути наступними заходами:

1) застосуванням спеціальних пристроїв, що блокують;

2) одночасною роботою на обох системах збірних шин;

3) секціонуванням систем збірних шин;

4) застосуванням обхідної системи шин.

Вибір схеми електричних з'єднань ВРП 35 кВ

До ВРП 35 кВ проектованої підстанції підключаються трансформатори власних потреб. При виборі схеми на стороні НН, необхідно врахувати, що на нижчій напрузі, згідно НТПП, приймається роздільна робота автотрансформаторів. Виходячи із цього, на напрузі 35 кВ на розрахунковий період приймаємо схему «блок з установкою вимикача» (Рисунок 1.4).

Рисунок 1.1 - Схема 330 кВ, Чотирикутник

Рисунок 1.2 - Схема 330 кВ. Трансформатори-шини з приєднанням ліній через два вимикачі

Рисунок 1.3 - Схема 110 кВ. Дві робочі й обхідна система шин

Рисунок 1.4 - Схема 35 кВ. Блок лінія – трансформатор з вимикачем

1.4 Розрахунок струмів короткого замикання

Загальні відомості

Короткі замикання (КЗ) в електричних системах виникають при порушенні ізоляції струмоведучих елементів електричних пристроїв.

Коротке замикання супроводжується протіканням в електричній мережі струму КЗ, який значно перевищуює струм нормального режиму роботи ушкодженого елемента системи, а також зменшуеться напруга в електричній мережі.

У сучасних потужних електроустановках струми КЗ досягають значень у кілька десятків і навіть сотень тисяч Ампер. Установлюване встаткування повинне витримувати механічні й теплові впливи настільки великих струмів КЗ, тобто повинне бути електродинамічне й термічно стійким.

Значне зниження напруги в основній електричній мережі системи може привести до порушення стійкості паралельної роботи електричних станцій, виходу їх із синхронізму й відключенню ліній, які зєднують станції. У результаті цього система може розпастися на групи не синхронно працюючих станцій. Це, у свою чергу, може привести до перевантаження деяких станцій, що зажадає відключення частини споживачів. Чим більше зниження напруги при КЗ, час дії релейного захисту та час дії вимикача, що відключає ушкоджену ділянку, тим імовірніше порушення стійкості паралельної роботи станцій енергосистеми.

Зі сказаного вище випливають наступні основні заходи, що поліпшують роботу електричної системи при КЗ:

- автоматичне швидке відключення місця КЗ;

- автоматичне заміщення резервним аварійно відключиного елемента, системи;

- застосування на генераторах станцій автоматичних регуляторів збудження, що збільшують струм збудження генераторів при КЗ, завдяки чому менше знижується напруга в мережі, а після відключення КЗ напруга швидше відновлюється до нормального.

Обчислення струмів КЗ необхідно для:

1) вибору електротехнічного встаткування;

2) вибору засобів обмеження струмів КЗ;

3) проектування релейного захисту.

1.4.1 Методика розрахунку струмів КЗ

Розрахунок струмів КЗ виконаний на ЕОМ по програмі «Ток» розробленої в інституті Укренергомережпроект, алгоритм програми представленний у додатку Б.

По зазначеній програмі виконується розрахунок струмів трифазного КЗ на шинах 6...750 кВ підстанцій. При цьому в кожному розрахунковому вузлі визначаються значення початкового надперехідного струму КЗ, ударного струму, діюче значення повного струму.

Для складання вихідних даних для розрахунку струмів КЗ складають розрахункову схему підстанції (Рисунок 1.5).

За розрахунковою схемою складають схему заміщення, при цьому приймаємо опір гілці СН автотрансформаторів рівним нулю (Рисунок 1.6).

Інформація з кожної гілці задається наступними параметрами:

1) порядковий номер гілки (чисельник);

2) ознака гілки (знаменник)

"1" - система;

"2" - лінія;

"3" - синхронний компенсатор;

"4" - двухобмоточний трансформатор;

"5" - гілка ВН трьохобмоточного трансформатора або автотрансформатора;

"6" - гілка СН трьохобмоточного трансформатора або автотрансформатора;

"7" - гілка НН трьохобмоточного трансформатора або автотрансформатора;

"8" - токообмежуючий реактор.

3) номер вузла на початку гілки (для системи задається нуль);

4) номер вузла наприкінці гілки;

Ознака "1" задається наступними параметрами:

I"с (кА) - струм трифазного КЗ від системи;

U_H (кВ) - напруга.

Ознака "2" задається наступними параметрами:

L (км) - довжина лінії;

Хо (Ом/км) - питомий опір;

U_H (кВ) - напруга.

Ознака "3" задається наступними параметрами:

S (Мва) - потужність;

X"d (відн. од) - сверхперехідний індуктивний опір.

Ознака "4" задається наступними параметрами:

S (Мва) - потужність;

U_K (%) - напруга короткого замикання.

Ознака "5", "6", "7" задається наступними параметрами:

S (Мва) - потужність;

U_{K с}, U_{K в-н}, U_{K с-н} - напруга короткого замикання.

Ознака "8" задається наступними параметрами:

R (Ом) - опір реактора;

U_H (кВ) - напруга.

Вихідні дані й результати розрахунку струмів КЗ наведені нижче.

Рисунок 1.5 - Розрахункова схема вузла для визначення струмів короткого замикання

Рисунок 1.6 - Схема заміщення для розрахунків струмів короткого замикання

ОБ’ЄКТ: ПС 330 кВ

ВХІДНІ ДАННІ

ЧИСЛО ВУЗЛОВ СХЕМИ 6

МАССИВ 1

МАССИВ 2

ОБ’ЄКТ: ПС 330 кВ

РЕЗУЛЬТАТИ РОЗРАХУНКУ

1.5 ВИБІР УСТАТКУВАННЯ

Загальні відомості

При проектуванні сучасних підстанцій, особливо потужних міжсистемних підстанцій, які мають важливе значення з погляду забезпечення надійності роботи в першу чергу вимикачів, а також іншого встаткування, апаратур і пристроїв. Насамперед це ставиться до беззупинно зростаючих струмів КЗ. Вони у свою чергу служать підставою для пред'явлення вимог до промисловості на виготовлення вимикачів з більшими граничними струмами відключення.

Відповідно до росту струмів КЗ промисловістю розробляються вимикачі з підвищеними параметрами по комутаційній здатності.

Тому що при можливій відмові вимикача виникають серйозні наслідки для мережі, особливо при відключенні дуже великих струмів КЗ, що супроводжуються високими швидкостями відновлюючої напруги, (НВН), одночасно з ростом параметрів вимикачів ростуть також і вимоги до їхньої надійності.

1.5.1 Вибір вимикачів

Відповідно до ГОСТ 687-78* вибір вимикачів проводиться:

1. по напрузі:

U_ycт<u_h, (1.6)

де: U_уст – напруга установки (кВ);

u_h – номінальна напруга вимикача (кВ);

2. по тривалому струмі:

I_{роб.макс}<I_н , (1.7)

де: I_{роб.макс} – максимальний робочий струм (А);

I_н – номінальний струм вимикача (А);

Перевірка вимикача проводиться в першу чергу на симетричний струм відключення

I_пт<I_{відкл.н}, (1.8)

де: I_пт - діюче значення періодичної складової струму КЗ у момент т початку розбіжності дугогасних контактів (кА);

I_{відкл.н} - номінальний струм відключення вимикача (А); Потім проводиться перевірка на здатність вимикача відключити асиметричний струм КЗ, тобто повний струм КЗ із урахуванням аперіодичної складової

V2I_пт+i_ат<М2I_{відкл.н}(1+b_н), (1.9)

де: i_ат - аперіодична складова струму КЗ у момент розбіжності контактів т (кА);

b_н - номінальне значення відносного змісту аперіодичної складової у відключаємому струмі КЗ;

т - найменший час від початку КЗ до моменту розбіжності дугогасних контактів

т=t_3хв+t_вч (с), (1.10)

де: t_{3 хв} = 0,01 с - мінімальний час дії релейного захисту;

t_вч - власний час відключення вимикача (с).

На електродинамічну стійкість вимикач перевіряється по граничному наскрізному струмі КЗ

I^"<I_гp.c. (кА); (1.11)

i_y < i_гp.c. (кА) (1.12)

де: I^" - початкове значення періодичної складової струму КЗ у ланцюзі вимикача (кА);

I_гp.c. - діюче значення граничного наскрізного струму КЗ (визначається по каталогу) (кА);

i_y - ударний струм КЗ у ланцюзі вимикача (кА);

i_гp.c. - амплітудне значення граничного наскрізного струму КЗ (визначається по каталозі) (кА);

Дата добавления: 2015-09-18 | Просмотры: 1017 | Нарушение авторских прав