Реконструкция понизительной подстанции Т 35-6

Аннотация Введение

1. Реконструкция подстанции 35/6 «Тульская»

1.1 Состояние электрической сети, необходимость реконструкции подстанции

1.2 Выбор силового оборудования

2. Выбор и проверка оборудования по току короткого замыкания

2.1 Расчет нормального режима сети с использованием программы Rastr

2.2 Расчеты токов короткого замыкания

2.2.1 Расчет трехфазного короткого замыкания в точке К1

2.2.2 Расчет трехфазного короткого замыкания в точке К2

2.3 Расчеты токов короткого замыкания на ЭВМ с использованием программы TKZ-3000

2.4 Выбор и проверка оборудования по току короткого замыкания

2.4.1 Выбор и проверка выключателя на 35 Кв

2.4.2 Выбор и проверка выключателя на 6 кВ

2.5 Выбор и проверка разъединителей установленных в цепи силовых трансформаторов

2.5.1 Выбор и проверка разъединителей 35 кВ

2.5.2 Выбор и проверка разъединителей 6 кВ

2.5.3 Выбор и проверка разъединителей 6 Кв, для ячейки плавки гололеда

2.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

2.6.1 Выбор трансформатора тока в КРУН 6 кВ

2.7 Выбор трансформаторов напряжения в КРУН 6 Кв

3. Разработка системы плавки гололёда на ВЛ 45 кВ

3.1 Виды и параметры гололедно — изморозевых отложений

3.2 Схема плавки гололеда как объект управления

3.3 Влияние метеоусловий на процесс гололедообразования

3.4 Расчет режимов плавки гололеда на ВЛ 35 кВ

3.5 Требования к схемам плавки гололеда

3.6 Принципиальные схемы и основные способы плавки гололеда переменным током

3.7 Выбор схемы

3.7.1 Выбор схемы плавки гололеда на ВЛ 3-ВЛ 5 35 кВ, с проводом АС-95/16 длиной 19,2 км

3.7.2 Выберем схему плавки гололеда на ВЛ 4 35 кВ, с проводом АС-95/16 длиной 6,004 км

3.8 Расчет времени плавки гололеда с помощью программы гололед 110

3.9 Особенности плавки гололеда на грозозащитном тросе

3.10 Релейная защита и автоматика установок плавки гололеда переменным током

4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Значение безопасности жизнедеятельности на подстанции

4.2 Расчет защиты от прямых ударов полни на ОРУ 35 Кв

4.3 Меры по технике безопасности при организации борьбы с гололедом и ликвидации гололедноветровых аварий

4.3.1 Наблюдение за гололедообразованием и окончанием плавки гололеда

4.3.2 Механическое удаление гололедных отложений

4.4 Защита населения и территории при чрезвычайных ситуациях

5. Оценка эффективности инвестиций в реконструкцию подстанции «Т»

5.1 Основные методики оценки эффективности инвестиций в энергетики

5.2 Особенности экономического обоснования развития электрических

5.3 Расчет капитальных вложений

5.4 Определение эксплуатационных затрат

5.5 Расчет показателей экономической эффективности инвестиций

Заключение

Список литературы

Аннотация

В данном дипломном проекте рассматривается реконструкция понизительной подстанции «Т» 35/6, принадлежащей Адыгейским электрическим сетям филиал ОАО «Кубаньэнерго» с установкой второго трансформатора большей мощности в связи с прогнозируемым ростом нагрузки потребителей

В дипломном проекте выполнен расчет параметров участка Адыгейских электрических сетей, в режиме максимальных нагрузок, с использованием программы RASTR, расчет токов короткого замыкания для проверки и выбора оборудования РУ подстанции, выбор основного оборудования подстанции. Дополнительно проверка правильности расчета токов короткого замыкания при помощи программы TKZ3000.

В специальной части рассмотрен вопрос плавки гололеда переменным током на проводах ВЛ 35 кВ.

В разделе «Безопасность жизнедеятельности» произведен расчет молниезащиты ГПП.

В экономической части дипломного проекта произведен расчет эффективности капиталовложений в реконструкцию подстанции и оценка экономической эффективности инвестиций.

Развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяют уровень развития страны.

Главной целью развития основной электрической сети России является обеспечение устойчивости и надежности её функционирования.

Целесообразность создания мощных объединенных энергосистем обусловлено их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличение мощности объединения появляется возможность сооружения более мощных электрических станций с мощными, более экономичными агрегатами.

Важной задачей развития электроэнергетики является модернизация и демонтаж устаревшего оборудования электростанций и подстанций.

Основные цели реконструкции действующих подстанций: увеличение числа присоединений в распределительных устройствах, пропускной способности подстанции в целом и ее отдельных элементов, улучшение качества напряжения, повышения надежности функционирования подстанции и ее эксплуатационной гибкости, улучшение условий труда эксплуатирующего персонала и оздоровление экологической ситуации на подстанции и в примыкающей к ней зоне.

При проектировании реконструкции подстанций должны решаться вопросы:

— обоснования развития электрических сетей и реконструкции подстанции;

— выбора принципиальной электрической схемы подстанции.

— расчет режимов электрической сети с учетом реконструкции подстанциивыбор основного и вспомогательного оборудования.

1. Реконструкция подстанции 35/6 «Тульская»

1.1 Состояние электрической сети, необходимость реконструкции подстанции

В связи с ростом потребляемой нагрузки, а также моральным и физическим устареванием оборудования принято решение о техперевооружении подстанции, предусматривающее замену силового трансформатора, шкафов КРУН 6 кВ, отделителей и короткозамыкателей 35 кВ на элегазовые выключатели.

Процесс реконструкции подстанции значительно сложнее сооружения аналогичного объекта, поскольку оборудование необходимо сначала демонтировать, выбрав при этом щадящий режим работы остающегося в действии оборудования. Все работы по демонтажу заменяемого оборудования выполняются на действующей подстанции, где не всегда удается применять технику, необходимо безукоснительное соблюдение правил техники безопасности, необходимо выдерживать при выполнении работы расстояния до токоведущих частей. Аналогичные трудности возникают и при монтаже нового оборудования.

Демонтаж трансформаторов включают следующие работы:

— отключение их от сети, отсоединение от трансформаторов ошиновки, слив масла;

— демонтаж и транспортировки трансформаторов с места их установки.

Установка и монтаж нового включает следующие работы:

— разработка маслосборника и дренажной траншеи;

— засыпка по слоям балласта маслоприемника;

— установка рельсового фундамента;

— транспортировка трансформатора к месту его установки;

— установка на подготовленную площадку;

— подключение ошиновки к трансформатору;

— заполнение маслом бака;

— пробное включение и наладка;

— включение трансформатора в рабочую сеть и проверка его работы.

Замену трансформаторов необходимо производить тогда, когда подстанция имеет минимальную нагрузку. В этом случае необходимо определить возникающую загрузку оставшегося в работе трансформатора, сохранив питание основных потребителей.

Участок энергорайона куда входит реконструируемая ПС 35/6 кВ представлен в графической части (см." схема электрической сети" рис. 1.1).

Подстанция «Т» 35/6 кВ, подлежащая реконструкции, входит в состав Адыгейских электрических сетей филиал ОАО «Кубаньэнерго». Осуществляет энергоснабжение Тульского района.

1.2 Выбор силового оборудования

Токоведущие части (шины, ошиновка) и все виды электрических аппаратов (выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы) должны выбираться в соответствии с максимальными расчетными величинами (ток и напряжение), используя справочник [1,с.140]. Для их выбора сравниваются указанные расчетные величины с допустимыми значениями для высоковольтного электрооборудования и токоведущих частей. Составляются таблицы сравнения расчетных и допустимых величин. При этом для обеспечения надежной безаварийной работы расчетные величины должны быть меньше допустимых. Основными условиями выбора электрических аппаратов и токоведущих частей являются:

— условие длительного режима работы:

а) выбор по напряжению;

б) выбор по нагреву длительно протекающим номинальным током;

— условие устойчивости при протекании сквозных токов короткого

замыкания:

а) проверка на электродинамическую устойчивость;

б) проверка на термическую устойчивость.

Мощность трансформаторов 35/6 кВ на подстанции «Т» выбирается по существующей нагрузке подстанции с добавлением нагрузки. Суммарная установленная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

St>(Pmax/nt)

где St и nt — единичная мощность и количество трансформаторов, Рmax — максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме. Согласно ГОСТу 14 029−69 в аварийных случаях трансформаторы допускают в течение (не более) 5 суток перегрузку в 1.4 номинальной мощности на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки. Поэтому при наличии резервирования мощность каждого трансформатора должна быть равной 0.7 Рав, но не менее Рмах/2. Согласно выше приведенной методике выбора мощности трансформаторов необходимо установить на подстанции «Т» два трансформатора 35/6 кВ мощностью 4 MBA каждый.

Таблица 1.1 Параметры трансформатора

2. Выбор и проверка оборудования по току короткого замыкания

2.1 Расчет нормального режима сети с использованием программы Rastr

Параметры схем замещения элементов сети [рис.2 ]определяются в соответствии с указаниями справочника [4.стр. 217 ]. По формулам:

где, 0, х0 — погонные активное и реактивное сопротивления соответственно, Ом/км [1];

b0 — погонная емкостная проводимость, мкСм/км [1];

?Pкод.ур. — удельные потери на корону, кВт/км [1];

Uном — номинальное напряжение сети, кВ;

где ?Pк, ?Pхх — потери короткого замыкания и в стали соответственно, кВт;

Uк, Iхх — напряжение короткого замыкания и ток холостого хода, %;

Sном — номинальная мощность трансформатора, МВА;

UВном, UСном, UНном — номинальные напряжения высшей, средней и низшей обмоток трансформатора, кВ;

n — количество трансформаторов;

а = SСном /Sном — соотношение мощностей обмоток среднего и высшего напряжений;

m = SНном /Sном — соотношение мощностей обмоток низшего и высшего напряжений;

Параметры схем замещения элементов сети приведены в таблицах 2.1, 2.2.

Таблица 2.1 Параметры схем замещения линий

Таблица 2.2 Параметры схем замещения трансформаторов

Информация об узлах расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Расчетные данные узлов для программы RASTR

В данном случае в качестве базисного и балансирующего узла (БУ) принят узел № 1.

Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 2.4.

Таблица 2.4 Расчетные данные ветвей для программы RASTR

2.2 Расчеты токов короткого замыкания

Короткие замыкания возникают при нарушении изоляции цепей, и как правило сопровождаются увеличением токов, в поврежденных фазах, до величины, превосходящей в несколько десятков раз номинальные значения.

Расчет токов короткого замыкания производится для:

1. Сопоставления и выбора наиболее рационального варианта построения схемы электроснабжения.

2. Определения условий работы потребителей при аварийных режимах.

3. Выбора электрических аппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей ж пр.

4. Выбора средств ограничения токов короткого замыкания.

5. Определение влияния линий электропередачи на линии проводной связи.

6. Проектирования и настройки устройств релейной защиты и

автоматики.

7. Проектирования защитного заземления.

8. Подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

9. Анализа происходящих аварий.

В современных электрических системах полный расчет токов короткого замыкания и учет всех действительных условий очень сложен и практически не возможен. С другой стороны, требуемая точность расчета зависит от его назначения. Например, для выбора электрических аппаратов достаточно приближенного определения токов короткого замыкания, так как интервалы между значениями параметров, характеризующих различные типы аппаратов, велики.

Расчет токов короткого замыкания производится в следующем порядке:

а) Составляется полная расчетная схема, на которой все элементы освещаются соответствующими сопротивлениями в относительных или именованных единицах (схема замещения прямой последовательности);

б) На схеме выбирается расчетное место короткого замыкания;

в) По заданному току или мощности токов короткого замыкания на шинах подстанции определяется сопротивление системы и принимают, что за ним находится источник бесконечной мощности;

г) Сопротивление всех элементов системы приводится к средненоминальному напряжению;

д) Упрощается схема;

ж) Определяется время короткого замыкания;

з) По расчетным кривым находятся кратности токов короткого замыкания для различных моментов времени;

и) Определяются токи и мощности короткого замыкания.

Каждому сопротивлению элемента схемы присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за данным сопротивлением в течение всего расчета. В схеме сопротивление имеет дробное обозначение, где числитель — номер сопротивления, знаменатель — численное значение сопротивления. Наиболее простым и точным способом является расчёт токов короткого замыкания на ЭВМ, для этого используем программу TKZ-3000.

Расчеты максимальных токов КЗ производятся после расчетов токов симметричных составляющих (L1, L2, L0) в различных сочетаниях (однофазных, двухфазных, трехфазных, двухфазных КЗ на землю). Как правило, максимальные токи имеют место в режиме однофазных или трехфазных КЗ. Это определяется параметрами СЗНП, а на практике, количеством и местоположением заземленных нейтралей трансформаторов в сети.

Вычислим базисные токи:

Рассчитаем параметры элементов схемы замещения.

Схема замещения подстанции включает следующие элементы:-систему:

где x/r = 50- линий:

— трансформаторы:

Рис. 2.3 Схема замещения прямой последовательности

2.2.1 Расчет трехфазного короткого замыкания в точке К1

По Рис. 2.3, отбросив элементы не обтекаемые током короткого замыкания, составим схему (Рис. 2.4), для которой определим значения сопротивлений:

Рис. 2.4.Схема замещения прямой последовательности при КЗ в точке К1

Поскольку определен состав ветвей и для каждой из них найдены индуктивные x*б и активное r*б сопротивления, можно приступить к заполнению левой части таблицы 2.1, используя формулы:

где i — номер ветви;

I"i — сверхпроводной ток К3 ветви;

Tai — постоянная переменная ветви;

kyi — ударный коэффициент;

iyi — ударный ток К3 ветви;

Примем к установке в цепи линии 35кВ силовой выключатель ВГБ-35−12,5/630-УХЛ, у которого собственное время отключения tсв=0,04с, а полное время отключения tов=0,07с и приступаем к заполнению второй половины таблицы 2.5., определяя следующие величины:

момент времени расхождения контактов выключателя

где tрзmin — минимальное время действия РЗ;

Максимальное время существования КЗ

где tрзmax максимальное время действия РЗ;

коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ

апериодическую составляющую тока КЗ в момент ф

где гtiкоэффициент затухания периодической составляющей тока короткого замыкания i-той ветви, определяемый по типовым кривым, для ветви содержащей систему гti=1.

Таблица 2.5

2.2.2 Расчет трехфазного короткого замыкания в точке К2

Используя рисунок 2.3, получим схему представленную на рисунке 2.5.

Рис. 2.5 Схема замещения прямой последовательности, точка К2

Свернем схему к точке короткого замыкания.

Рисунок 2.6 Схема замещения прямой последовательности при коротком замыкании в точке К2

xЭ2 = xЭ1+ x10 = 7,614+9,973= 17,587

rЭ2= r Э1+ r10 = 3,099+1,05= 4,149

Заполним таблицу расчетов короткого замыкания (таблицу 2.6.) вычисляя:

Примем к установке в цепи линии 6 кВ силовой выключатель ВВ/ТЕL-10−31,5/1000У2, у которого собственное время отключения tсв=0,03с, а полное время отключения tов=0,05с и приступаем к заполнению правой половины таблицы 2.3., определяя следующие величины: момент времени расхождения контактов выключателя

где tрзmin — минимальное время действия РЗ;

Максимальное время существования КЗ

где tрз max минимальное время действия РЗ;

коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ апериодическую составляющую тока К3 в момент ф

периодическую составляющую тока короткого замыкания где гti коэффициент затухания периодической составляющей тока короткого замыкания i-той ветви, определяемый по типовым кривым, для ветви содержащей систему гti = 1

Таблица 2.6

2.3 Расчеты токов короткого замыкания на ЭВМ с использованием программы TKZ-3000

Расчетные схемы для расчета токов короткого замыкания на ЭВМ с использованием программы TKZ-3000 такие же, как и при ручном расчете. Расчеты приведены ниже.

Таблица 2.7 Параметры прямой последовательности

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА:

Имя сети: ANDREY

Число узлов КЗ: 2

Число поясов: 1

Число коммутаций: 0

Число дополнительных ветвей: 0

Вид КЗ 3

МЕСТО КЗ 12 Uпа 1.70 0

суммарные величины в месте несимметрии

Z1 (3.28 8.10)

I1 126 -68

ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

12−10 I1 -64 -69

12−11 I1 -51 -66

12−13 I1 0 0

Вид КЗ 3

МЕСТО КЗ 13 Uпа 1.70 0

суммарные величины в месте несимметрии

Z1 (4.21 18.07)

I1 55 -90

ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

13−12 I1 -54 -77

************ 5 июня 2011 22 час 48 мин 21 сек ************

Время оформления 0 сек Таблица 2.7 Результаты расчетов токов короткого замыкания

Вывод: расчет ТКЗ ручного и машинного расчета различаются не более чем на 4,11%. Следовательно расчет выполнен верно. Теперь можно приступать к выбору электрических аппаратов.

2.4 Выбор и проверка оборудования по току короткого замыкания

2.4.1 Выбор и проверка выключателя на 35 кВ

Выбор выключателя производят:

а) по номинальному напряжению б) по номинальному току В качестве устанавливаемых в ОРУ-35 кВ принимаем элегазовый выключатель типа ВГБ-35−12,5/630-УХЛ Номинальное напряжение Uном 35 кВ Наибольшее рабочее напряжение Umax 40,5 кВ Номинальный ток Iном 630 А Номинальный ток отключения Iно 12,5 кА Нормированное содержание апер. сост., % 86

Наибольший пик предельного сквозного тока iпс 35 кА Действующее значение сквозного тока I пс 12,5 кА Наибольший пик номинального тока включения iнв 35 кА Действующее значение номинального тока включения Iнв 12,5 кА Время отключения toв 0.07 с Собственное время отключения tcв 0.04 с Ток термической стойкости, кА/доп. Время его действия, с 12,5/3 кА/с

— момент времени расхождения контактов выключателя

— максимальное время существования КЗ В качестве расчетного для этой проверки примем ток трехфазного КЗ. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую InфУ и апериодическую iaфУ составляющие тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя ф:

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

32,23>3,136, то есть выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Проверка выключателя на динамическую стойкость.

То есть условия проверки выполняются.

Проверка выключателя на включающую способность.

Таким образом, условия проверки соблюдены.

Проверка выключателя на ток термической стойкости.

Допустимый импульс, определяемый по параметрам выключателя, Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ Учитывая, что Вкрасч=Вкп +Вка выполним проверку на термическую стойкость:

Таким образом, условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в таблицу 2,8.

Таблица 2,8 — Результаты проверки установленного выключателя

Из данных проверок следует, что выключатель удовлетворяет всем условиям проверки и проходит для схемы подстанции.

2.4.2 Выбор и проверка выключателя на 6 кВ

Выбор выключателя производят:

а) по номинальному напряжению б) по номинальному току в) по максимальному току, при плавке гололеда Iмд=862,7 А В качестве устанавливаемых в ОРУ-6 кВ принимаем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL-10.

Номинальное напряжение Uном 6 кВ Наибольшее рабочее напряжение Uмах 7,2 кВ Номинальный ток Iном 2000 А Номинальный ток отключения Iно 40 кА Нормированное содержание апер. сост., % 60

Наибольший пик предельного сквозного тока iпс 128 кА Действующее значение сквозного тока I пс 40 кА Наибольший пик номинального тока включения iнв 128 кА Действующее значение номинального тока включения Iнв 40 кА Время отключения toв 0.05 с Собственное время отключения tcв 0.03 с Ток термической стойкости, кА/доп. время его действия, с 40/4 кА/с

— момент времени расхождения контактов выключателя ф=tрз.min+tсв=0,01+0,03=0,04 с

— максимальное время существования КЗ

tоткл= tрз. max+tво=0,1+0,0=0,155

В качестве расчетного для этой проверки примем ток трехфазного КЗ. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую InфУ и апериодическую iaфУ составляющие тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя ф:

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

33,94>8,09, то есть выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Проверка выключателя на динамическую стойкость.

То есть условия проверки выполняются.

Проверка выключателя на включающую способность.

Таким образом, условия проверки соблюдены.

Проверка выключателя на ток термической стойкости.

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ Таким образом, условие на термическую стойкость выполнено.

Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в таблицу 2.9.

Таблица 2.9 — Результаты проверки установленного выключателя

2.5 Выбор и проверка разъединителей установленных в цепи силовых трансформаторов

Разъединитель выбирают номинальному току, номинальному напряжению, конструкции и роду установки, а проверяется на динамическую и термическую стойкость в режиме короткого замыкания. Так как разъединитель стоит в одной цепи с выключателем, то расчетные величины для разъединителя такие же, как и для выключателя.

2.5.1 Выбор и проверка разъединителей 35 кВ

Выбираем разъединитель РГП.2−35/1000 У1. Его параметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 2.10.

Таблица 2.10

Соотношение табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям проверки.

2.5.2 Выбор и проверка разъединителей 6 кВ

Выбираем разъединитель РВФ-6/1000У3. Его параметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 2.11.

Таблица 2.11

Соотношение табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.

2.5.3 Выбор и проверка разъединителей 6 Кв, для ячейки плавки гололеда

Выбираем разъединитель РВФ-6/1000У3. Его параметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице 2.12.

Таблица 2.12

Соотношение табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.

2.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты и устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность работающих, так как цепи высшего и низшего напряжения разделены, а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле.

2.6.1 Выбор трансформатора тока в КРУН 6 кВ

Примем к установке трансформатор тока типа ТВЛМ-6 с первичным номинальным током I1н=400 А и вторичным номинальным током I2н=5 А, с классами точности вторичных обмоток 0,5/10р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 1 Z2Н=0,6 Ом.

Таблица 2.13

Соотношения между расчётными и номинальными параметрами сведены в таблицу 2.14

Таблица 2.14

Ом;

qк.доп. =мм2;

Примем к прокладке кабель КВВГ с медными жилами, сечением

Ом;

Z2 расч.=0,028+0,2+0,1=0,328 Ом;

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

2.7 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают:

— по напряжению Uн>Uн.уст.

— по конструкции и схеме соединения обмоток.

Проверку работы трансформатора напряжения (ТН) в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется подключёнными приборами. Трансформатор напряжения в РУ запитывает обмотки напряжения приборов сборных шин, линий, обходного выключателя.

2.7.1 Выбор трансформатора напряжения в КРУН 6 кВ

Выбираем трансформатор напряжения типа НОМ-6−77У4

Таблица 2.15

Вторичная нагрузка

S2У = В, А Условие проверки по классу точности выполняется. Класс точности 0,5.

3. Разработка системы плавки гололёда на ВЛ 45 кВ

3.1 Виды и параметры гололедно — изморозевых отложений

В настоящее время общепринятой является следующая классификация видов гололедных осадков, отлагающихся на поверхности конструкций, в том числе на проводах и опорах воздушных линий (ВЛ) электропередачи, сооружений и наземных предметов:

— гололед (стекловидный или матовый);

— зернистая (плотная) изморозь;

— кристаллическая изморозь (инеевидный осадок);

— отложение мокрого снега,

— различные смеси этих осадков (сложное отложение).

Плотность любого вида гололедных отложений колеблется в широких пределах и зависит как от конкретных метеорологических условий процесса, так и от высоты и особенностей рельефа местности.

Процесс гололедообразования может длиться от нескольких часов или суток до 2−3 месяцев с колебаниями интенсивности или временным прекращением. При продолжительном процессе возникают особо опасные отложения на проводах и тросах массой 10−20 кг/м (удельная нагрузка 100₂₀₀ Н/м) и более. В некоторых районах опасные отложения мокрого снега могут возникать очень быстро — до 1 часа. Такое происходит, например, на Черноморском побережье Северного Кавказа, особенно в районе г. Новороссийска.

Гололедные отложения создают внешние механические нагрузки на провода и опоры ВЛ электропередачи. Для каждой территории в зависимости от климатических условий уровень нагрузок различный. При проектировании ВЛ необходим обязательный учет этих нагрузок, которые регламентируются «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ-7).

Отложения гололеда могут вызывать:

· разрегулировку тросов и проводов и их сближение между собой;

· сближение проводов и тросов при подскоке вследствие неодновременного сброса гололеда;

· интенсивную пляску, вызывающую короткие замыкания между проводами и тросами, ожоги проводов и тросов, а в некоторых случаях повреждения линейной арматуры и креплений;

· значительную перегрузку проводов и тросов и их обрывы, особенно при ожогах проводов и тросов электрической дугой;

· перегрузку и поломку траверс;

· разрушение опор в результате обрыва проводов и тросов при перегрузке от гололеда, когда возникающие неуравновешенные тяжения на опоры от оставшихся целыми проводов и тросов значительно превышают расчетные, а также при сочетании гололеда с сильным ветром.

Особенно большие нагрузки возникают при пляске проводов (грозозащитных тросов). Это устойчивые периодические низкочастотные (0,2−2 Гц) колебания провода в пролете с односторонним или асимметричным отложением гололеда (мокрого снега, изморози, смеси), вызываемые ветром скоростью 3−25 м/с и образующие стоячие волны (иногда в сочетании с бегущими) с числом полуволн от одной до двадцати и амплитудой 0,3−5 м.

3.2 Схема плавки гололеда как объект управления

Основным техническим мероприятием по предотвращению гололедных аварий является в настоящее время плавка гололеда переменным или постоянным током.

Количественной характеристикой переменного тока при плавке гололеда является действующее (эффективное, среднеквадратичное) значение —. Действующее значение переменного тока численно равно значению такого постоянного (апериодического) тока, который за время, равное периоду переменного тока, выделяет такое же количество тепла, что и переменный ток. Поэтому тепловое действие переменного и постоянного токов одинаково, если .

Чтобы создать постоянный ток в проводах ВЛ, требуется напряжение

где R — активное сопротивление.

Чтобы создать переменный ток в проводах ВЛ, требуется напряжение

где Z — полное сопротивление (модуль),; X — реактивное сопротивление.

При равных токах, отношение напряжений и полных мощностей

т.е. для плавки гололеда переменным током требуется большее напряжение и мощность, чем для плавки гололеда постоянным током.

С увеличением номинального напряжения ВЛ возрастает отношение. Плавка гололеда постоянным током на проводах ВЛ сверхвысокого напряжения (СВН) 330−500 кВ требует в 5−10 раз меньшее напряжение и мощность источника питания (ИП), но нуждается в дополнительном преобразователе — силовой выпрямительной установке (ВУ). Поэтому переменный ток применяется, как правило, для плавки гололеда на ВЛ 6−220 кВ, постоянный — на ВЛ 220−500 кВ. Для плавки гололеда на стальных грозозащитных тросах () может применяться как переменный, так и постоянный ток.

Рекомендации по применению плавки гололеда приведены в п. 2.5.16 ПУЭ-7. Они распространяются на воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ и до 750 кВ. Рекомендуется предусматривать плавку гололеда на проводах и тросах ВЛ, проходящих в районах с толщиной стенки гололеда 25 мм и более с повторяемостью 1 раз в 25 лет (IV-й район по гололеду и выше), а также с частыми образованиями гололеда или изморози в сочетании с сильными ветрами и в районах с частой и интенсивной пляской проводов

Нормативные условия по гололеду и ветровому давлению определяем на основании региональной карты районирования, территории объединенной энергосистемы Северного Кавказа по рис. 1.1, 1.2. Районирование по гололеду производится по максимальной толщине стенки отложения гололеда, мм, цилиндрической формы при плотности 0,9 г/см3 на проводе диаметром 10 мм, расположенном на высоте 10 м над поверхностью земли, повторяемостью 1 раз в 25 лет.

Рассматриваемая ВЛ 35 кВ проходит в V районе по гололеду. Поэтому согласно ПУЭ (раздел 2 п. 2.5.16) рекомендуется предусмотреть плавку гололеда на проводах ВЛ.

3.3 Влияние метеоусловий на процесс гололедообразования

От температуры воздуха зависит не только образование того или иного вида обледенения, но и продолжительность процессов, что имеет большое значение. Понижение температуры воздуха в процессе обледенения способствует длительному сохранению льда на проводах, в результате чего при ветре возникает вибрация и пляска проводов, отмечаются случаи их обрыва.

Гололед образуется преимущественно (70%) при температуре от 0 до -2°С; при таких же температурах наиболее часто (78%) наблюдается отложение мокрого снега. Зернистая изморозь почти в равном числе случаев (примерно по 40%) образуется при температуре воздуха от 0 до -4°С и от -4 до -8°С. Кристаллическая изморозь чаще всего (45%) отмечается при температуре от -12 до -16°С.

Ветер играет немаловажную роль в формировании структуры отложения. При определенных условиях он может способствовать слиянию мелких капель в крупные, содействуя растеканию капель по поверхности предмета, и напротив, дроблению крупных капель на более мелкие.

Гололед преимущественно (около 30%) образуется при скорости ветра от 2 до 4 м/с. Для зернистой изморози характерно более равномерное распределение вероятности образования при скоростях ветра в интервале от 1 до 8 м/с. Мокрый снег и кристаллическая изморозь чаще всего образуются при затишье (50−40%), а сложные отложения, так же как и гололед, наиболее часто наблюдаются при скорости ветра от 2 до 4 м/с (34%). Максимальные скорости ветра при начале обледенения проводов могут достигать 15 м/с.

3.4 Расчет режимов плавки гололеда на ВЛ 35 кВ

ток оборудование трансформатор замыкание

Расчеты параметров плавки гололеда на проводах ВЛ 35 кВ выполнялись исходя из основного условия эффективности плавки:

Iодн Iпл Iмд ,

где Iпл — расчетное значение тока плавки гололеда;

Iмд — значение максимального длительно допустимого тока провода или грозотроса;

Iодн — значение одночасового тока плавки (плавка гололеда в течение времени t60мин считается не эффективной)

Для проведения расчетов были приняты следующие условия:

— диапазон скоростей ветра при гололеде v, м/с 36ч40;

— диапазон температур воздуха в, °С 0ч-15;

— диапазон углов атаки ветра, ° 0ч90;

— толщина стенки гололедной муфты b, см 3;

— плотность гололеда,, г/см3 0,9.

— Расчетный диаметр провода, см 1,35

Параметры линий приведены соответственно в табл. 3.1.

Табл. 3.1

Максимально допустимый ток по условию сохранения механической прочности провода нагревает провод в установившемся режиме на участках без гололеда до температуры. Предельно допустимая температура провода по условию сохранения его прочности (ГОСТ 839−80).

где:

— сопротивление 1 м провода по ГОСТ 839–80 при, Ом/м;

0,95 — коэффициент учитывает разброс в сторону меньших значений фактического сопротивления проволок по сравнению со значениями по ГОСТ 839–80;

— степень черноты тела, для окисленного алюминия; - коэффициент излучения абсолютно черного тела;

— температурный коэффициент сопротивления алюминиевых проволок;

— площадь поверхности излучения 1 м провода, ;

— скорость ветра в двухминутном интервале осреднения, м/с;

— диаметр провода, см;

— температура воздуха, .

Из приведенного ниже уравнения определим максимально допустимый ток провода АС 95/16

.

Таблица 3.2 Зависимость максимально допустимого тока Iмд, от скорости ветра V

Таблица 3.3. Зависимость максимально допустимого тока Iмд, от температуры воздуха

Рис. 3.2 Зависимость максимально допустимого тока Iмд от температуры воздуха, °С Определим ток 40-минутной плавки () на проводе АС 95/16 цилиндрического гололеда.

где

— коэффициент теплопроводности льда, ,

— площадь поверхности 1 м гололедной муфты, ;

— масса цилиндрической гололедной муфты толщиной, г/м;

.

Из приведенных уравнений определены зависимость максимального допустимого тока Iмд от скорости ветра V и температуры воздуха. Полученные результаты приведены в таблице 3.4 и 3.5.

Таблица 3.4 Зависимость тока сорокаминутной плавки I40 от скорости ветра V

Таблица 3.5 Зависимость тока сорокаминутной плавки I40от температуры воздуха

3.5 Требования к схемам плавки гололеда

Максимально допустимая температура провода по условию сохранения механической прочности принимается в соответствии с нормами — для алюминиевых и медных проводов;

— для сталеалюминиевых проводов (создает некоторый запас);

— для стальных проводов марки ПС и стальных тросов.

Допустимая температура провода по условию сохранения габаритов ВЛ определяется исходя из стрелы провеса при минимально допустимых габаритах ВЛ, уменьшенных на 1 м по сравнению с установленными ПУЭ-7 для линий разных классов напряжения.

Расчетные значения токов и необходимо вычислять при наихудших реально возможных на трассе ВЛ условиях охлаждения проводов: при максимальной температуре воздуха и минимальной скорости ветра.

Как показал опыт эксплуатации, плавка гололеда эффективна, если её длительность не превышает 40−60 мин

Приближение тока плавки к максимально допустимому значению позволяет сократить время плавки и расход электроэнергии. Если > возможно осуществление плавки гололеда в повторно-кратковременном режиме.

Перспективным для повышения эффективности плавки гололеда является применение управляемых источников питания: трансформаторов плавки гололеда с широким диапазоном регулирования под нагрузкой или управляемых силовых выпрямителей.

3.6 Принципиальные схемы и основные способы плавки гололеда переменным током

Принципиальная схема плавки гололеда на проводах ВЛ переменным током включает в себя:

· схему источника питания (ИП) установки плавки гололеда (УПГ), состоящей из коммутационной аппаратуры для сборки схемы плавки, измерительных трансформаторов, устройств контроля, управления, релейной защиты и диагностики УПГ с обогреваемой ВЛ;

· схему соединения фазных проводов воздушной линии электропередачи при плавке.

Местом размещения УПГ является, как правило, подстанция, от которой предусматривается поочередная плавка гололеда на отходящих линиях. Возможны также схемы с последовательно соединенными линиями, в которых рассматриваемая ВЛ подключается к «электрически удаленной» подстанции с УПГ. При этом в зависимости от конкретных условий, схемы и параметров электрической сети гололед плавится либо одновременно на всех последовательно соединенных ВЛ (совмещенная плавка гололеда), либо только на одной из них. В последнем случае плавка гололеда на одной из ВЛ может сочетаться с профилактическим обогревом, препятствующим гололедообразованию на проводах других ВЛ.

Для плавки гололеда часто используется обходная система шин, к которой поочередно подключаются обогреваемые линии. При отсутствии обходной системы шин целесообразно ее выполнение, так как наличие таких шин существенно упрощает сборку схемы плавки гололеда, сокращает общую длительность режима плавки. Подача напряжения от источника питания на обходные шины обычно производится через ячейку плавки. Ячейка плавки должна иметь усиленную конструкцию, выбранную по наибольшему току плавки, необходимую защиту, схему управления выключателями и пофазный контроль тока.

В зависимости от схемы источника питания и схемы соединения проводов ВЛ плавка гололеда на фазных проводах переменным током может производиться следующими способами:

· короткого замыканиякогда обогреваемую линию закорачивают с одного конца, а с другого к ней подключают источник питания, мощность которого достаточна, чтобы обеспечить протекание требуемого тока плавки;

· встречного включения фаз — при котором фазные провода на противоположных концах ВЛ подключаются к различным по величине или (и) по фазе напряжениям источников питания;

· перераспределения нагрузок в электрической сети с помощью специальных схемно-режимных мероприятий с целью повышения токовой нагрузки ВЛ, провода которой подлежат обогреву, до необходимой величины;

· наложения токов, когда с помощью специально устанавливаемого оборудования, например, вольтодобавочного трансформатора, на рабочий ток накладывается дополнительный ток, создаваемый в контуре, частью которого является обогреваемая ВЛ.

Наибольшее распространение в электрических сетях энергосистем получил способ плавки гололеда током короткого замыкания как наиболее простой и эффективный, позволяющий максимально автоматизировать процесс сборки схемы плавки и восстановления нормальной работы электрической сети, что особенно важно при создании автоматизированных систем управления плавкой гололеда (АСУ ПГ).

Достоинством плавки гололеда по способу короткого замыкания является простота схемы и минимальное количество оперативных переключений. Следовательно, не требуется значительных затрат времени на сборку и разборку схемы плавки. Для закорачивания фаз или установки заземлений при сборке схем плавки рекомендуется предусматривать стационарные коммутационные аппараты.

Плавка гололеда способом встречного включения фаз. Схемы плавки, реализующие этот способ, обеспечивают одновременную плавку гололеда уравнительными токами на всех трех фазах за один цикл и могут применяться на ВЛ, соединяющих две подстанции, имеющие мощные связи по линиям высокого напряжения или параллельные линии, а также в кольцевой схеме электрической сети.

В общем случае протекание необходимых для плавки гололеда уравнительных токов обеспечивается за счет различия по величине или (и) сдвига по фазе векторов напряжений на смежных концах обогреваемой линии. При этом напряжение плавки определяется выражением

где — напряжения по концам разомкнутой ВЛ; - угол сдвига между векторами напряжений .

Плавка гололеда способом перераспределения нагрузок не получила широкого распространения в электрических сетях, так как ток плавки, зависящий от режима энергосистемы, и необходимые схемно-режимные мероприятия, с помощью которых он достигается, нельзя однозначно определить заранее. Этот способ не всегда может гарантированно обеспечить плавку гололеда из-за возможных в процессе эксплуатации электрических сетей схемных или режимных ограничений. Его использование более целесообразно для профилактического обогрева фазных проводов ВЛ при сохранении обогреваемой линии в эксплуатации.

Способ наложением токов практического применения не получил.

3.7 Выбор схемы

В схеме плавки способами трехфазного короткого замыкания индуктивное сопротивление равно индуктивному сопротивлению линии прямой последовательности :

.

Активное сопротивление

где — удельное сопротивление фазного провода линии, Ом/км.

Тогда комплексное сопротивление

где — комплексное сопротивление линии прямой последовательности при частоте 50Гц.

3.7.1 Выбор схемы плавки гололеда на ВЛ 3-ВЛ 5, 35 кВ

с проводом АС-95/16 длиной 19,2 км

Исходные данные:

· индуктивное сопротивление ВЛ прямой последовательности по табл.5,1

Ом /км;

· активное сопротивление провода по табл.5,1

Ом /км;

Сопротивлениями источников питания пренебрегаем: .

Расчетные токи:

Максимально допустимый ток плавки А,

ток 40-минутной плавки А,

при скорости ветра v=40 м/с, температуре воздуха в=-5 °С.

Решение:

1. способом трехфазного короткого замыкания Кв что меньше необходимого тока плавки.

2. При двухфазном коротком замыкании и схеме соединения проводов «фаза-две фазы»;

Это значение тока плавки удовлетворяет, значит данная схема плавки может быть принята к использованию.

3.7.2 Выберем схему плавки гололеда на ВЛ 4, 35 кВ с проводом АС-95/16 длиной 6,004 км

Исходные данные:

· индуктивное сопротивление ВЛ прямой последовательности по табл.5,1

Ом /км;

· активное сопротивление провода по табл.5,1

Ом /км;

Сопротивлениями источников питания пренебрегаем: .

Расчетные токи:

Максимально допустимый ток плавки А,

ток 40-минутной плавки А,

при скорости ветра

v=40 м/с, температуре воздуха в=-5 °С.

1-способом трехфазного короткого замыкания кВ Полученный ток подходит для плавки гололеда, но есть опасность повреждения провода, т.к. он близок к предельно допустимому, более того рассматриваемая подстания не может обеспечить это требование. Поэтому выберем другую схему.

2-способ однофазного короткого замыкания и схеме соединения проводов «три фазы-земля»;

Это значение тока плавки удовлетворяет, т. е. данная схема плавки может быть принята к использованию, но в ограниченном пределе погодных условий.

Выбранные схемы приведены ниже на рис. 3.5−3.7.

Рис. 3.5 Схемы плавки гололеда по способу трехфазного коротко го замыкания при питании от источника питания с изолированной (а) нейтралью и расчетная схема замещения (б) Рис. 3.6 Схемы плавки гололеда по способу однофазного короткого замыкания с соединением проводов ВЛ: «три фазыземля» (а), и расчетная схема замещения (б).

Рис. 3.7 Схемы плавки гололеда по способу двухфазного короткого замыкания с соединением проводов «фаза-две фазы» при питании от источника с с изолированной нейтралью (а) и расчетная схема замещения (б)

3.8 Расчет времени плавки гололеда с помощью программы гололед 110

1. ВЛ 35 кВ с проводом АС-95/16 длиной 19,2 км способом трехфазного короткого замыкания.

3.9 Особенности плавки гололеда на грозозащитном тросе

Стальные грозозащитные тросы оказывают постоянному току сопротивление в несколько раз большее, чем сталеалюминиевые провода обычно применяемых сечений. Поэтому использование выпрямителей, позволяющее увеличить предельную длину участков плавки гололеда на проводах, не дает возможность достичь этого при плавке гололеда на тросах. Из-за большего сопротивления тросов для плавки гололеда на них требуется более высокое напряжение, чем на проводах того же сечения и длины. Значение сопротивления стального троса не нормировано, так как тросы не предназначены для передачи электрического тока. Активное и внутреннее индуктивное сопротивления троса зависят от величины проходящего тока .

Грозозащитные тросы многих линий имеют заземления на всех опорах или на значительной их части. Для того чтобы в схемах плавки гололеда с непосредственным присоединением источников питания к тросам получились требуемые контуры тока, все эти заземления, кроме одного на противоположном от источника питания конце, должны быть сняты, т. е. требуется подвеска тросов на изоляторах со снятием заземлений на гололедный сезон. Совершенно очевидны технические трудности таких мероприятий.

Перечисленные особенности усложняют плавку гололеда на тросах путем непосредственного присоединения к ним источников питания и побуждают к поиску принципиально иных методов.

Одним из таких методов является индукционный метод, при котором источники питания, используемые для плавки гололеда на тросах, присоединяются не к тросам, а к рабочим проводам линии. При этом благодаря электромагнитной связи между контурами «провод — земля» и «трос — земля» в тросах наводится ток и выделяется тепло.