Обгрунтування і вибір схеми підстанції

При виборі схеми та обладнання підстанції будемо керуватися Загальними технічними вимогами щодо пристроїв підстанцій 35-150 кВ нового покоління для енергозабезпечуючих компаній, котрі наведені нижче.

Вказаним документом необхідно керуватися підчас:

– проектування і будівництва нових підстанцій;

– комплексної реконструкції, технічного переозброєння і модернізації підстанцій, що діють;

– виконання технічних умов приєднання нових електроустановок.

Головні ознаки підстанцій 35-150 кВ нового покоління:

– застосування сучасного основного електротехнічного устаткування, що має підвищену експлуатаційну надійність;

– високий ступінь автоматизації технологічних процесів з контролем і управлінням з віддалених центрів управління (диспетчерських пунктів);

– високий коефіцієнт корисного використання території підстанцій закритого типу при розміщенні в житлових районах, екологічно безпечні, без негативного впливу на навколишнє середовище;

– мінімальна довжина кабельних трас;

– високий ступінь безпечного виконання робіт.

Основні технічні вимоги, які необхідно враховувати при проектуванні підстанцій нового покоління:

1) сучасні трансформатори повинні мати обгрунтовано занижені величини втрат холостого ходу, короткого замикання, витрат електроенергії на охолоджування, необхідну динамічну стійкість до струмів КЗ, повинні бути оснащені сучасними високонадійними вводами з твердою ізоляцією, пристроями регулювання під навантаженням, укомплектованими інтелектуальними датчиками і контролерами, системами пожежогасіння і запобігання пожежі, системою охоронної сигналізації. РПН повинен мати прилад моніторингу і самодіагностики.

Для електропостачання електроустановок споживачів з різко перемінним характером навантаження необхідно передбачати трансформатори з розщепленими обмотками для розподілу навантаження за характером на симетричну і несиметричну;

2) вимикачі 110-750 кВ повинні бути елегазовими, вимикачі 6-35 кВ – вакуумними. Елегазові вимикачі повинні бути оснащені десиметром – контролем щільності елегазу і видачею сигналу про зниження щільності;

3) комірки 6-35 кВ повинні бути розраховані на підключення кабелю з «зшитого поліетилену» перерізом 600-800 мм однофазного виконання;

4) роз’єднувачі повинні бути з покращеною кінематикою і контактною системою, з переважно електромашинним або ручним приводом, горизонтально-поворотні, а також напівпантографні, з підшипниковими вузлами, що не вимагають ремонту з розбиранням впродовж всього терміну служби з полімерно-опорною ізоляцією;

5) трансформатори струму і вбудовані трансформатори напруги повинні бути окремо розташовані, зокрема комбіновані в одному корпусі. Окремо розташовані ТС застосовуються в тих випадках, коли вбудовані ТС не забезпечують необхідних умов роботи РЗ, АСКОЕ і живлення вимірювальних приладів;

6) обмежувачі перенапруги повинні бути вибухобезпечними, з достатньою енергоємністю і необхідним захисним рівнем. Всі ОПН напругою 35-150 кВ повинні бути обладнані регістраторами спрацьовування в полімерному корпусі;

7) при техніко-економічній обгрунтованості застосовувати керовані дистанційно засоби компенсації реактивної потужності, зокрема автоматичні, на базі сучасної силової електроніки;

8) основне устаткування ПС нового типу повинне мати, як правило, систему моніторингу, інтегровану в АСО ТП, яка включає підсистеми діагностики технічного стану устаткування;

9) електричні схеми ПС всіх рівнів напруги повинні бути обгрунтовано спрощені з урахуванням застосування сучасного високонадійного устаткування;

10) для розподільних пристроїв 110-150мкВ на 4 приєднання необхідно застосовувати схему «моста» з елегазовими вимикачами, а на 6-35 кВ – з вакуумними, в розподільних пристроях напругою 6-35 кВ в основному необхідно застосовувати одиночні секціоновані системи шин. Враховуючи техніко-економічне обгрунтування, за умови перспективи розвитку, для вузлових підстанцій напругою 110-150 кВ необхідно застосовувати подвійні з обхідною системою шин;

11) власні потреби підстанції 35-150 кВ повинні мати живлення від двох незалежних джерел і бути обладнані приладами обліку електроенергії. Забороняється живлення сторонніх споживачів від мережі власних потреб підстанції. При достатньому обгрунтуванні повинні передбачатися джерела безперебійного живлення;

12) як оперативний струм на підстанціях застосовують змінний струм у всіх випадках, коли це можливо, що приводить до спрощення і здешевлення електроустановок і забезпечує необхідну надійність роботи;

Для відповідальних ПС 35-150 кВ необхідно застосовувати постійний оперативний струм. У кожному РП 110-150 кВ живлення пристроїв РЗА, телемеханіки і зв'язку, а також приводів вимикачів повинно здійснюватися оперативним струмом не менше, чим від двох джерел (акумуляторних батарей, мережі власних потреб).

При техніко-економічному обгрунтуванні для пристроїв РЗА необхідно передбачати окремі акумуляторні батареї. Ємкість джерел постійного оперативного струму повинна бути розрахована на роботу без заряджання протягом часу, необхідного для прибуття персоналу на ПС у разі аварії, і часу, необхідного для ліквідації аварії. АБ повинна бути закритого типу і мати підвищений термін служби (не менше 15 років).

13) все первинне устаткування, заземляючі пристрої ПС, пристрої АСО ТП, РЗА і ПА, системи АСКОЕ, засоби і системи зв'язку, цифрові реєстратори аварійних подій і т.п., а також вторинні ланцюги повинні відповідати вимогам;

14) системи автоматизації підстанцією АСУ ТП, РЗА, ПА, АСКОЕ, засоби і системи зв'язку, технологічного відеоконтролю повинні, як правило, проектуватися на базі мікропроцесорних пристроїв, об'єднаних єдиною платформою апаратно-програмних засобів на базі IP-мереж з виходом на диспетчерські пункти управління через цифрову мережу зв'язку.

Обираємо схему моста, яка використовується при двох лініях і двох трансформаторах.

 

Рисунок 2.1 – Схема моста з вимикачем в колах ТР і перемичкою збоку ліній

 

Для збереження в роботі обох ліній при ревізії будь-якого з вимикачів (В1, В2, ВЗ) передбачається додаткова перемичка з двох роз'єднувачів ЛР1, ЛР2 (рисунок 2.1). Нормально один з роз'єднувачів (ЛР1) перемички відключений, всі вимикачі – включені. Для ревізії вимикача В3 заздалегідь включають ЛР1, потім відключають В3 і роз'єднувачі по обидві сторони вимикача. В результаті обидва трансформатори і обидві лінії залишаються в роботі. Якщо в цьому режимі відбудеться коротке замикання на одній з ліній, то відключаться В2 і В1 тобто обидві лінії залишаться без напруги.

Ймовірність збігу аварії з ревізією одного з вимикачів тим більше, чим більше тривалість ремонту вимикача.

Для ревізії вимикача В1 також заздалегідь включають перемичку, а потім відключають В1.

Схема з ремонтною перемичкою найбільше підходить до моєї ПС, адже ця схема забезпечує надійний перетік потужності через ПС, який відбувається по стороні 110 кВ.

Оберемо схему на стороні НН:

 

Рисунок 2.2 – Одна, секціонована вимикачем система шин

підстанція проектування електричний замикання

В РУ напругою 10 кВ на НН передбачають переважно розподільну роботу секцій з метою обмеження струмів КЗ. У разі розподільної роботи секцій можлива робота силових трансформаторів з різними навантаженнями і секцій шин з відмінною напругою, але ці ситуації не можуть бути визначальними при виборі режиму роботи схеми на НН. У разі пошкодження чи ремонту однієї секції відповідальні споживачі, яких живлять від двох секцій, залишаються без резерву, а нерезервовані споживачі вимикаються на час ліквідації пошкодження чи проведення ремонтних робіт на секції.

Схеми дозволяють виводити з роботи (оперативно чи аварійно) будь-яке приєднання без порушення основної функції ПС.