Схемы распределительных устройств высшего напряжения определяются положением подстанции в сети, напряжением сети, числом присоединений. Различают следующие типы подстанций по признаку их положения в сети высшего напряжения: подстанции узловые, проходные, присоединенные на ответвлениях и концевые. Как известно, узлом называют точку сети, в которой сходятся не менее трех линий. Предполагается при этом, что каждая линия связывает узел с источником энергии. Однако встречаются подстанции с двумя питающими линиями, к сборным шинам которых присоединено еще несколько линий, питающих

подстанции того же напряжения. Такие подстанции также принято относить к числу узловых. Число узловых подстанций в системе относительно невелико. Узловые и проходные подстанции являются транзитными, поскольку мощность, передаваемая по линии, проходит через сборные шины этих подстанций.

Изучение схем РУ высшего напряжения подстанций удобно начать с рассмотрения схем узловых подстанций большой мощности. Согласно рекомендациям Норм технологического проектирования подстанций РУ 330-750 кВ следует выполнять но схемам кольцевого типа в соответствий с числом присоединений, а именно: при трех и четырех присоединениях - соответственно по схемам треугольника или квадрата; при пяти-шести присоединениях- по схеме трансформаторы - шины с присоединением линий через два выключателя; при семи - восьми присоединениях- по схеме трансформаторы - шины с присоединением линий по схеме 3/2; при числе присоединений свыше восьми - по полной полуторной схеме. Перечисленные схемы относятся к одному виду и позволяют постепенно преобразовать РУ от простого к сложному по мере развития подстанции.

Распределительные устройства высшего напряжения 220 кВ при трех-четырех линиях рекомендуется также выполнять по схемам кольцевого типа. При этом линии и трансформаторы подлежат присоединению к углам треугольника или квадрата через разъединители и отделители (рис. 1.2.1).В таких схемах число выключателей получается минимальным. Недостаток их заключается в том, что линия и соответствующий трансформатор в случае повреждения в одной из этих ветвей отключаются вместе. Работа неповрежденной ветви (линии, трансформатора) может быть быстро восстановлена путем отключения соответствующего отделителя и повторного включения выключателей. Эти операции целесообразно автоматизировать.

Для РУ высшего напряжения НО-220 кВ при числе присоединений, равном семи и более, НТП рекомендуют схему с двумя системами сборных шин и обходной системой. Распределительные устройства высшего напряжения 110-220 кВ с числом присоединений до 10 и преобладанием парных линий или линий, резервированных от других подстанций, могут быть выполнены с одной секционированной системой сборных шин и обходной системой. При числе линий до четырех и трансформаторах мощностью до 63 MB-А допускается присоединение последних к сборным шинам через отделители.

. Распределительные устройства высшего напряжения проходных подстанций ПО-220 кВ на линиях с двусторонним питанием следует выполнять с одним выключателем и ремонтной перемычкой из двух нормально отключенных разъединителей. При этом трансформаторы подлежат присоединению к линии по обе стороны выключателя через разъединители и отделители (рис. 1.2.2). При такой схеме в случае повреждения линии слева или справа от рассматриваемой подстанции отключению подлежит поврежденный участок вместе с трансформатором. Работа последнего может быть быстро восстановлена после отключения разъединителя поврежденной линии и повторного включения выключателя. В случае повреждения трансформатора и отключения соответствующего участка линии поврежденный трансформатор должен быть отсоединен, а линия включена вновь.

В схемах с трансформаторами, присоединенными через отделители (рис. 1.2.1, 1.2.2), трансформаторы подлежат отключению линейными выключателями, отстоящими часто на значительном расстоянии. Передача отключающего импульса от защиты трансформатора к соответствующему выключателю может быть осуществлена по специальным линиям связи. Применение получили также схемы-с короткозамыкателями, включение которых равносильно искусственному к.з. у зажимов трансформатора.

Рис. 1.2.1 - Схема РУ высшего напряжения узловой подстанции 220 кВ с присоединением трансформаторов вместе с линиями к углам квадрата

Рис. 1.2.2 - Схема РУ высшего напряжения 110-220 кВ проходной подстанции с одним выключателем

При этом ток в линии резко увеличивается и срабатывает линейная защита, отключающая линию вместе с поврежденным трансформатором. Полное время отключения линии и трансформатора составляет 0,5-0,8 с. Оно слагается из времени срабатывания защиты трансформатора, короткозамыкателя, линейной защиты и линейных выключателей. После отключения трансформатора наступает пауза (необходимая для проверки отсутствия тока). Затем отключается отделитель, действующий относительно медленно, и повторно включается линия. Для проверки работы отделителей и короткозамыкателей при отключенном трансформаторе предусматривают разъединители с ручным управлением.

Для РУ высшего напряжения 35 кВ при числе присоединений до десяти включительно НТП рекомендуют одиночную систему сборных шин. При большем числе присоединений допускается схема с двумя системами сборных шин.

Особое место занимают двухтрансформаторные подстанции 35 - 220 кВ, подлежащие присоединению к параллельным линиям на ответвлениях или в качестве концевых подстанций. Число таких подстанций очень велико.

Нормы технологического проектирования подстанций рекомендуют для них ряд типовых схем без выключателей:

а) блочную схему с присоединением трансформаторов к линиям через разъединители, отделители и установкой короткозамыкателей;

б) блочную схему с разъединителями, отделителями и короткозамыкателями у трансформаторов и ремонтной перемычкой из двух нормально отключенных разъединителей со стороны линий;

в) блочную схему с разъединителями, отделителями и короткозамыкателями на линиях и перемычкой с отделителем двустороннего действия у трансформаторов.

Блочная схема без перемычки целесообразна при небольшой длине линий, поскольку при этом вероятность отключения линии вместе с трансформатором относительно мала. Недостаток этой схемы заключается в том, что при повреждении и ремонте линии в работе остается один трансформатор. Электроснабжение не прерывается, но оставшийся в работе трансформатор может оказаться сильно перегруженным.

Схема с ремонтной перемычкой из разъединителей (рис. 1.2.3) обеспечивает возможность присоединения обоих трансформаторов к одной линии при ремонте второй.

Рис. 1.2.3 - Схема присоединения подстанции с перемычкой из разъединителей

Схемы распределительных устройств низшего напряжения. Для РУ 6-10 кВ рекомендуют схему с одной секционированной системой сборных шин (рис. 1.2.4,). Для ограничения тока к. з. секционный выключатель при нормальной работе должен быть разомкнут. В случае отключения трансформатора секционный выключатель включается автоматически устройством АВР. При необходимости дальнейшего ограничения тока к. з. применяют трансформаторы с расщепленными обмотками низшего напряжения или токоограничивающие реакторы (простые или сдвоенные) у трансформаторов.

Рис. 1.2.4 - Схема РУ 6-10 кВ – одиночная схема сборных шин, секционированная через разомкнутый выключатель

1.3 Показатели и критерии надежности

Мерой надежности объекта является всякий алгоритм вывода суждения о наличии свойства надежности или о наличии уверенности в выполнении заданных функций в прошедшем, настоящем и будущем времени. На множестве объектов какого-либо класса мерой надежности будут алгоритмы вывода суждений о более или менее высоком уровне надежности одного объекта по сравнению с другим и определения объекта с оптимальным уровнем надежности. Мера надежности включает в себя показатели надежности и критерии (логические или аналитические выражения, связанные с алгоритмом вывода).

В качестве показателей надежности используются следующие:

время безотказной работы Ti и время восстановления п, измеряемое в часах или годах (ч или год);

среднее время безотказной работы Т и среднее время восстановления х, ч или год;

среднее значение параметра потока отказов ю и средняя интенсивность отказов К, измеряемые в годах в минус первой степени (год-1);

частота аварий и отказов определенного, k-то, вида A(k), год-1;"

вероятность отказов Q(t) и вероятность безотказной работы P(t) в заданный промежуток времени;

Q(t)+P(t) = l;

условная вероятность отказов Q(s/i) при возникновении какого-либо события (требования на срабатывание, например);

вероятность застать объект в любой момент определенного периода в работоспособном (kr - коэффициент готовности) или неработоспособном (q - коэффициент простоя) состоянии;

число конъюнкций (наложений отказов на состояния) N, C(k), квалифицированных как аварии;

условный недоотпуск энергии в течение года AW, коэффициент обеспеченности продукцией п и средний народнохозяйственный ущерб У от нарушения функционирования.

Логические критерии надежности записываются в виде условий безотказной работы или условий отказа объекта (системы) с помощью функций алгебры логики и логических диаграмм и относятся ко всем объектам данного класса.

Аналитические критерии надежности записываются как неравенства оценок временных, частотных и вероятностных показателей надежности и их нормативных значений. Например,

Ti>tp; Q(tP)<Qu(tP); Л(к)<Ли(к),

где tP - расчетное время работы.

При сравнении различных объектов (или вариантов) из множества возможных в данном классе аналитические критерии надежности записываются как условие максимума или минимума показателя надежности у лучшего объекта (варианта). Аналитический критерий оптимальности решения записывается как условие экстремума целевой функции в виде приведенных затрат с учетом ущерба или в виде комплексной оценки эффективности. Судить о наличии свойства конкретного объекта выполнять данные функции можно только в конкретные моменты и периоды времени в прошлом.

Временной мерой надежности будет совокупность наработок на отказ 7"J. Усредняя оценку наработок по множеству реализации и оценивая разброс и тенденцию к изменению, можно говорить о вероятности выполнения заданных функций в ближайшем будущем P(Ti>tp). Но эта вероятность будет мерой уверенности в существовании свойства только при условии стабильности обстоятельств функционирования, состояния объекта, однородности наблюдения, достаточности объема наблюдений, справедливости гипотез о законе распределения.

Для множества объектов сравнение их по уровню надежности возможно на основе временных и частотных мер Т, Я, со, х, Л. Но оценки этих показателей по результатам эксплуатации получаются с очень большим интервалом неопределенности (например, для частоты отказов различие в оценке составляет 2-3 порядка). Прогнозирование этих показателей дает весьма условные оценки по тем же причинам, что и применение вероятностных мер. Условность временных, частотных и вероятностных мер является причиной неопределенности в оценках показателей надежности оборудования.

Говоря о надежности класса объектов, не имеют в виду ни конкретный момент времени, ни конкретный объект данного класса. Речь идет о степени уверенности в том, что при некоторых определенных условиях Z и X объект данного класса выполнит У или не выполнит У заданных функций с известной вероятностью (через Z обозначаются условия функционирования, а через X - условия работоспособности). Если эта вероятность равна нулю или единице, то мера надежности является логической, если эта вероятность находится в интервале {0; 1}, то мера надежности будет вероятностной.

Логическая мера надежности записывается в виде функции алгебры логики (ФАЛ) как условие достаточной работоспособности (безотказности) - ФР или условие отказа - ФО с помощью знаков конъюнкции Д или дизъюнкции V/ • Формирование массива ФО (или ФР) и составляет содержание первого этапа расчета надежности системы.

Переход от логической меры надежности к вероятностной -(уверенности в выполнении или невыполнении функций) возможен только при введении условных оценок вероятностей событий или состояний. Вероятностные, частотные и временные меры получаются на основе логической меры. Вследствие этого они условны, а оценки их показателей имеют большой интервал неопределенности.

Исходные данные о надежности элементов системы могут быть представлены точечными оценками средних значений показателей. В таких случаях результаты расчета надежности системы также представляются в виде точечных оценок средних значений показателей. Использование статистических оценок средних значений и среднеквадратических отклонений дает основу для применения формул теории точности при измерении неопределенности результата с помощью среднеквадратической погрешности.

При прогнозировании на экспертной основе показателей надежности нового оборудования оценки могут быть представлены верхней и нижней границей интервала неопределенности. Аналогично верхняя и нижняя границы определяются для доверительного интервала при использовании статистических данных испытаний и эксплуатации. В этих условиях неопределенность показателей надежности системы оценивается с помощью пессимистических и оптимистических оценок, полученных при подстановке соответствующих граничных значений исходных данных в полученные расчетные формулы для системы. Экспертнофакторный подход позволяет оценивать интервал неопределенности с помощью уравнения регрессии.

Наличие погрешности или интервала неопределенности в оценках показателей надежности и целевых функций приводит к ситуациям, когда вследствие малого различия в показателях сравниваемых объектов (вариантов) невозможно с уверенностью определить, какой из объектов лучше. В зону неопределенности по показателям надежности попадают наиболее надежные варианты, в зону неопределенности по приведенным затратам - наиболее экономичные.

Оценки показателей надежности элементов электроэнергетических установок и систем, а именно среднего параметра потока отказов К или со (год-1), среднего времени восстановления т (год) или Тв. ср (ч), частоты вывода в плановый ремонт τп. р (год-1), среднего времени планового простоя тгп.Р (год), средней Длительности планового простоя в течение года /„.р (ч/год), условной вероятности отказа срабатывания устройств защиты и автоматики Q (г0. с), приводятся в широко распространенных изданиях [15, 41, 47, 61].

Иногда приводятся другие показатели надежности элементов: средняя наработка между отказами 7"(ч), интенсивность восстановления ц (ч-1), коэффициент простоя q (%), средняя наработка на отказ N0.c (цикл).

Связь между этими показателями и указанными выше выражается следующими формулами:

А = 8760/Т;Т = (8760μ)-1;

Интервал неопределенности в оценках показателей может быть установлен для каждого элемента в виде максимальных и минимальных значений Amax, Amin.

В источниках приводятся доверительные верхние и нижние границы Ав, Ан, тв, тн и так далее с доверительной вероятностью а=0,9. Однако для некоторых элементов таких оценок нет.

2. Расчет токов короткого замыкания

Разработка главной схемы Подстанции

Главная схема ПС разрабатывается на основании схемы развития энергосистемы и должна:

1.                обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей и перетоков мощностей по межсистемной связи в нормальном и послеаварийном режимах;

2.                учитывать перспективу развития;

3.                допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;

4.                обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплутационных работ без отключения смежных присоединений.

Подстанция предназначенная для приема и распределения электрической энергии (ЭЭ) потребителям, расположенным в РТ.

ПС подключена к энергосистеме по 110кВ ВЛ. С шин 6 кВ отходит

Для обеспечения надежного питания потребителей во всех режимах работы на проектируемой ПС выбраны 2 трансформатора типа ТДН 16000/110/6,6 – 76У1.

В соответствии с нормами технологического проектирования на стороне 6 кВ принята раздельная работа трансформаторов. Все силовые трансформаторы должны иметь устройство автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН)

Расчет нагрузок на ПС

Максимальная нагрузка на всех уровнях напряжения определяется по выражениям:

 МВА

где: n- количество линий;

Pн.max- максимальная нагрузка одной линии;

Kодн- коэффициент одновременности, принимаем Kодн=0.8;

сosφ- коэффициент мощности.

Произведем расчет нагрузки:

 МВА

 МВА

Выбор Силовых Трансформаторов.

Мощность Т выбирается так, чтобы при отключении одного из них на время ремонта или замены второго, оставшийся в работе, с учетом допустимой перегрузки резерва по сетям среднего напряжения (СН) и низкого напряжения (НН), обеспечил питание нагрузки, т. е. исходя из условия:

, МВА.

Выбираем ТС:

 16000 МВА

Выбираем трансформатор типа ТДН 16000/110/6,6 Данные приводим в табл.

Тип автотрансформатора:

Данные о типах выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Производим проверку выбранных Т в нормальном и аварийном режимах (при отключении одного Т) по условию:

-в нормальном режиме

-в аварийном режиме

,

где Кз - коэффициент загрузки.

Для Т: 15,06/2*10,54=0,7

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9