Введение
Раздел 1. Аналитический обзор
1.1 Характеристика Елабужского энергорайона
1.2 Задачи реконструкции
1.3 Достижения в электротехнической промышленности
Раздел 2. Конструкторская часть
2.1 Расчет и проверка загрузки силовых трансформаторов подстанции
2.2 Проверка сечения питающих линий
2.3 Расчет необходимой мощности собственных нужд подстанции
2.4 Расчет заземления подстанции
2.5 Молниезащита подстанции
2.6 Описание схемы электроснабжения подстанции после реконструкции
Раздел 3. Технологическая часть
3.1 Расчет токов короткого замыкания
3.2 Выбор электрооборудования
3.3 Релейная защита ЛЭП 110 кВ
3.3.1 Расчет МТЗ
3.3.2 Расчет токовой отсечки
Раздел 4. Спецвопрос. Повышение надёжности ОРУ-110 кВ
Заключение
Список литературы
Основу производственного потенциала российской энергетики по состоянию на 1 января 2018 года составляют 748 электростанций мощностью свыше 5 МВт. Суммарная установленная мощность энергогенерирующих объектов ЕЭС России зафиксирована на отметке 239 812,2 МВт. Сетевое хозяйство РФ насчитывает свыше 10 700 ЛЭП класса напряжения 110-1150 кВ.
По состоянию на 1 января 2017 года установленная мощность электростанций ЕЭС России составляла 236 343,63 МВт. В 2018 году увеличения этого показателя удалось достичь за счёт ввода нового, а также модернизации действующего энергогенерирующего оборудования.
На сегодняшний день в российской энергетике собрался целый «букет» проблем. В первую очередь, речь идёт о моральном и физическом старении действующего оборудования. По оценкам экспертов, более 50% активов сетей ЕЭС России эксплуатируются сверх нормативного срока (более 25 лет), а износ энергогенерирующего оборудования составляет 50-70%.
К тому же на российском рынке электроэнергетики преобладают поставки импортных систем управления и автоматизации предыдущих поколений. Таким образом, отечественные энергетики инвестируют в развитие зарубежных технологий, а взамен получают устаревшие решения.
Большинство этих проблем можно решить установкой автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП). Она собирает и фиксирует первичную информацию по всем параметрам технологических процессов, обеспечивает качественный метрологический контроль, выполняет комплекс мер, связанных с прямым регулированием и дистанционным управлением работой оборудования.
Интересен тот факт, что до недавнего времени в российской энергетике для контроля и управления массово применялись аналоговые каналы связи с медными проводами, множеством датчиков, а также с огромным количеством индикаторов и реле. Эксплуатация «дедовского» оборудования была материало - и энергоёмкой, затратной и негибкой при проектировании, неэффективной при модернизации, а также требовала больших человеческих ресурсов.
Энергетическому рынку России жизненно необходима модернизация на базе интеллектуальных систем с целью повышения эффективности и снижения капитальных и операционных затрат.
Реконструкция - это целенаправленная деятельность по изменению параметров отдельных элементов объектов, внедрение и обновление инженерных сетей.
Для удовлетворения возрастающего спроса на электроэнергию необходимо, либо производить реконструкцию подстанций, либо строить новые подстанции. Проблема строительства новых подстанций заключается в том, что в российских городах итак очень плотная застройка, а для размещения подстанций необходимы свободные земельные участки. Реконструкция подстанций является более выгодным с экономической точки зрения вариантом, а с точки зрения невозможности порой выделения участка под строительство новой подстанции -даже единственным вариантом.
Другая важная причина реконструкции подстанций вызвана физически и морально устаревшим парком оборудования, неудовлетворительным состоянием зданий и сооружений, при эксплуатации которого растет день ото дня риск аварий на подстанции, а значит, и нарушения снабжения ее потребителей, среди которых есть и потребители I категории. Кроме того старое оборудование требует больших затрат на проведение ремонтов и поддержание его в рабочем состоянии.
Если осуществляется реконструкция подстанции, то по согласованию с заказчиком в объект вносятся необходимые конструктивные и технологические изменения: замена выключателей, наладка устройств системы релейной защиты и автоматики (РЗА), замена щита постоянного тока и другие работы.
Целью выпускной работы являлось получение дополнительной электроэнергии, обеспечение качественной электроэнергией увеличенного числа потребителей Елабужского энергорайона и использование современного электрооборудования в процессе реконструкции подстанции.
Подстанция «Таканыш» по территориальному расположению относится к филиалу ОАО «Сетевые компании» Елабужские электрические сети. Подстанция «Таканыш» является проходной. По высокой стороне подстанция соединяется с подстанциями Нырты, Каенсар и Юкачи. Приходящая линия от подстанции Нырты и две отходящих ВЛ к подстанциям Юкачи и Каенсар.
Схема открытого распределительного устройства ОРУ -110 кВ имеет 5 присоединений: три линии ВЛ-110 и два силовых трансформатора типа ТДТН- 16000/110. Схема ОРУ-110 - это мостиковая схема с ремонтной перемычкой со стороны линий.
На подстанции три разных напряжения: 110, 35 и 10 кВ. ОРУ-35 имеет одну рабочую шину, секционированную на 2 части. Между секциями шин установлен АВР, состоящий из линейного разъединителя и вакуумного выключателя.
В ЗРУ-10 кВ установлены шкафы типа КРУ со сборочной шиной секционированной на две части. Между секциями сборочной шины 10 кВ установлен АВР, состоящий из секционного вакуумного выкатного выключателя типа ВВ/TEL -10 и линейного разъединителя.
Для защиты от перенапряжений установлены нелинейные ограничители напряжения ОПН на всех линиях, шинах и в нейтрали силовых трансформаторов.
К обмотке нижнего напряжения силового трансформатора подключены трансформаторы собственных нужд типа ТСЗ- 250/10. ТСН расположены в шкафах РУ-10. Сухие трансформаторы ТСН в защитном кожухе подключены к секциям сборочных шин 10 кВ через выкатные вакуумные выключатели типа ВВ/TEL-^. Такое подключение ТСН говорит об использовании для оперативных цепей релейной защиты постоянного и переменного токов. ТСН запитывают щит собственных нужд ЩСН-0,4 кВ. Каждый ТСН подключен к одной секции щита, между секциями установлен АВР, состоящий из секционного автомата САВ. К каждой секции ЩСН-0,4 кВ подключается преобразователь, соединённый с аккумуляторной батареей.
В проекте выполнен проверочный расчет сечения питающих высоковольтных ЛЭП, принятый провод марки АС-95/16 нагрузку подстанции выдерживает без перегрузки.
В конструкторской части проекта рассчитано заземление и молниезащита подстанции.
Заземляющее устройство подстанции ПС состоит из горизонтальных и вертикальных заземлителей. Горизонтальный заземлитель (стальные полосы) прокладывается на расстояние 1,0 м от фундаментов или оснований оборудования. Заземляющие стержни ввинчиваются в грунт по внешнему контуру заземляющего устройства с расстоянием между стержнями 5 м. Общее сопротивление заземления подстанции не превышает 0,5 Ом согласно ПУЭ. Расчетное напряжение прикосновения составило 117,8 В, что меньше допустимого 400 В.
Защитное заземление подстанции удовлетворяет требованиям рабочих заземлений и заземлений средств грозозащиты.
На подстанции Таканыш защита от прямых ударов молнии осуществляется вертикальными стержневыми молниеотводами. Для защиты подстанции Таканыш принимаем 4 стержневых молниеотвода высотой 16 метров, установленные парами на подстанции с расстоянием между двумя стержневыми молниеотводами 26,8 метров.
В технологической части проекта выполнен расчет токов короткого замыкания, по результатам расчета выбрано коммутационное и измерительное электрооборудование. Для высоковольтных ЛЭП 110 кВ рассчитаны токи уставок релейной защиты. Выполнена максимальная токовая защита, токовая отсечка, дифференциальная токовая защита и защита от перегрузки.
В качестве спецвопроса предложено использование байпасных шунтов для повышения надёжности ОРУ-110 кВ.
Ремонтный байпасный шунт, защищенный патентом полезной модели [18], позволяет исключить несанкционированные отключения выключателя сдвоенного мостика по причине его отказа, поскольку байпасный шунт позволяет производить диагностику выключателя с периодичностью по результатам последней текущей диагностики. Однако, если случится отказ, то восстановление напряжения возможно в течение получаса включением трёх разъединителей ремонтного байпасного шунта, при этом ущерб будет минимален в сравнении с отсутствием байпаснных шунтов.
Произведенный анализ показателей надежности вероятности отказа доказывает необходимость монтажа в ОРУ-110 кВ со сдвоенным мостом ремонтного байпасного шунта.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
