Реконструкция ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Белогорск ПЗ(Колмаков) (Реконструкция ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Белогорск), страница 2

В результате реконструкции планируется осуществить замену морально и физически устаревшего оборудования, тем самым повысив уровень диспетчерско-технологического управления ПС.

1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ПС 220 кВ

« БЕЛОГОРСК» И ПРИЛЕГАЮЩЕЙ СЕТИ

1. Общее описание существующей подстанции

Подстанция Белогорск расположена в г. Белогорск Амурской области. Энергообъект введен в эксплуатацию в 1972 году. Диспетчерское наименование – ПС 220/110/35/10 кВ «Белогорск».

Подстанция является основным центром питания крупного транспортного узла Транссибирской магистрали - Белогорска и Белогорского района.

Рисунок 1.1 - Территориальное расположение подстанции 220 кВ

«Белогорск»

Рисунок 1.2 – Электрическая схема прилегающей сети

Тип распределительного устройства (конструктивное исполнение распределительных устройств (ОРУ, ЗРУ, КРУЭ)) - ОРУ-220, ОРУ-110, ОРУ-35, ЗРУ-10.

- ОРУ 220кВ – по схеме «Одна рабочая, секционированная выключателем система шин без обходной»;

- ОРУ 110кВ – по схеме «Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная система шин»;

- ОРУ 35кВ – по схеме «Одна рабочая секционированная выключателем система шин»;

- ЗРУ 10кВ – по схеме «Одна, секционированная выключателями, система шин».

Рисунок 1.3 - ОРУ 220кВ – по схеме «Одна рабочая, секционированная выключателем система шин без обходной»

Рисунок 1.4 - ОРУ 110кВ – по схеме «Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная система шин»

Рисунок 1.5 - ОРУ 35кВ – по схеме «Одна рабочая секционированная выключателем система шин»

Рисунок 1.6 - ЗРУ 10кВ – по схеме «Одна, секционированная выключателями, система шин»

Рисунок 1.7 - Схема СН ПС 220 кВ «Белогорск»

Сводный перечень оборудования подстанции

Трансформаторы силовые: АТДЦТН-63000/220/110/10 – 2 шт.; ТДТН-40000/220/35/10 – 2 шт.

Суммарная установленная мощность ПС 220/110/35/10 кВ «Белогорск» - 206 МВА.

Линейные вводы количество по напряжениям:

- воздушных: 220 кВ – 2 шт.; 110 кВ – 3 шт.; 35 кВ – 10 шт.

- кабельных: 10 кВ – 9 шт.

Высоковольтные выключатели: У-220М-1000-2000-25У1 – 3 шт.; МКП-110М-1000/630-20У1 – 7 шт.; С-35М-630-10 – 9 шт.; ВМД-35 – 1 шт.; МКП-35-1000-25АУ1 – 3 шт.; ВМПЭ-10-630-20УЗ – 3 шт.; ВВВ-10-4/400У2 – 2 шт.; ВМП-10 – 1 шт.; МГГ-10-1000-45ТЗ – 1 шт.; ВМГ-133 – 6 шт.; ВМГ-10-630-20УЗ – 4 шт.

Разъединители: РНДЗ-1б-220/1000 – 12 шт.; ОД-220 – 4 шт.; РНДЗ-1б-110/1000 – 14 шт.; РНДЗ-2б-110/1000 – 8 шт.; РНД(З)-1-35б/1000У1 – 19 шт.; РНД(З)-2-35б/1000У1 – 7 шт.

Компенсирующие устройства (ШР, БСК, СК, СТК…): ЗДР – 2шт.

Трансформаторы напряжения: НКФ-220-58У1 – 2 шт.; НКФ-110-57 – 2 шт.; НАМИ-35 – 2 шт.; НТМИ-10 – 3 шт.

Трансформаторы тока: ТФЗМ-35 600/5 – 2 шт.; ТФЗМ-35 А – 5 шт.

Грозозащита: контур заземления и молниезащита.

Аккумуляторная батарея: ОР – 25.

Собственные нужды (схема, источники): ТМ-630/10У1 – 4 шт.

1.2 Анализ существующей схемы ОРУ 220 кВ ПС « Белогорск»

Открытое распределительное устройство 220 кВ ПС 220/110/35/10 кВ «Белогорск» выполнено по схеме № 220-9, «Одна рабочая секционированная выключателем система шин».

В ОРУ установлены масляные баковые выключатели типа У-220М-1000-2000-25У1 с приводами ШПЭ-44II и со встроенными трансформаторами тока, трансформаторы напряжения НКФ, разъединители типа РНДЗ-1 220/1000 с ручными приводами на главных и заземляющих ножах, а также отделители типа ОД-220/1000У1.

К преимуществам существующей схемы ОРУ-220 кВ можно отнести ряд решений:

1. Связь секций через секционный выключатель обеспечивает разделение схемы при повреждении одной из секций и не требует полного обесточивания подстанции при ремонте секции.

2. Схема обеспечивает более надежную связь между отдельными узлами энергосистемы в нормальных, ремонтных и аварийных режимах.

3. Схема проста и наглядна в обслуживании, что практически исключает ошибочные операции с разъединителями.

Относительно низкая стоимость.

К недостаткам схемы соответственно можно отнести, следующие замечания:

1. На все время проведения контроля или ремонта секции сборных шин один источник питания отключается;

2. Возможность полного погашения подстанции при повреждении секционного выключателя, являющегося общим элементом для обеих секций;

3. Применение отделителей: низкая надёжность - поскольку отделители располагаются в основном в ОРУ, то осадки могут привести к отказу срабатывания отделителя (в целях обеспечения надежного отключения повреждений, уменьшения времени включения и отключения действием защит электросетевых элементов рекомендуется произвести замену ОД и КЗ на выключатели).

Из недостатков следует выделить основные, а именно:

отсутствие выключателя в цепи автотрансформаторов и трансформаторов на напряжении 220 кВ при использовании баковых масляных выключателей в качестве линейных и секционного;

- подключение двух автотрансформаторов на одну секцию 220 кВ приводит к отключению от сети 220 кВ обоих трансформаторов на время отключения секции (планового или аварийного) и снижению надежности электроснабжения потребителей 110 кВ.

Анализ существующей схемы ОРУ 220 кВ подстанции «Белогорск» показывает, что она не отвечает современным требованиям и не позволяет обеспечить электроснабжение района с требуемой степенью надёжности.

Основной целью данной работы является повышение надежности электроснабжения потребителей посредством реконструкции схемы ОРУ 220 кВ ПС «Белогорск».

Данная реконструкция подстанции позволит повысить надежность электроснабжения и качество электроэнергии, получаемой потребителями рассматриваемого района.

2 ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ОРУ 220 кВ

Целью реконструкции схемы ОРУ 220 кВ является улучшение следующих её свойств:

- ремонтопригодности, за счет обеспечения возможности ремонта всех присоединений без их отключения;

- надежности, за счет уменьшения числа отключаемых присоединений при погашении системы шин из-за отказа оборудования;

- живучести, за счет исключения вероятности полного погашения станции.

Данный подход к реконструкции предполагает улучшение существующей схемы ОРУ 220 кВ, а именно:

- с целью предотвращения отключения от сети 220 кВ обоих автотрансформаторов на время отключения секции (планового или аварийного) необходимо подключение АТ на разные секции СШ 220 кВ;

- с целью предотвращения отключения от сети 220 кВ обоих трехобмоточных трансформаторов на время отключения секции (планового или аварийного) необходимо подключение трансформаторов на разные секции СШ 220 кВ.

Реконструкция ОРУ 220 кВ предусматривает, кроме оптимизации схемы РУ, установку современного высоконадежного электротехнического оборудования.

В ОРУ планируется замена морально и физически устаревшего оборудования на более современное. А именно будет произведена установка следующего оборудования:

- компактных коммутационных модульных ячеек HPL Compact с 3-х полюсными элегазовыми выключателями HPL 245 В1 и трансформаторами тока IMB 245;

- компактных модульных ячеек Module Compact LEM 245 с трансформатором напряжения СРВ 245, ограничителем перенапряжений PEXLIM Р 192-ХН 245М и заземлителем;

- разъединителей SGF 245 и заземлителей ТЕС 245.

Рисунок 2.1- Реконструированная принципиальная схема ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ «Белогорск»

3 ПРОВЕРКА КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ УСТАНОВЛЕННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ

Исходными данными для реконструкции проекта подстанции стали расчетные токи короткого замыкания на шинах подстанции. Ведомость контрольных замеров подстанции 220/110/35/10 кВ от 16 декабря 2015г.

Расчетные токи К.З. на шинах

Номинальное напряжение, U_ном=220 кВ

Ток короткого замыкания на шинах 220 кВ, I_к=5051 А.

Данные контрольного замера нагрузки по ПС 220 кВ «Белогорск» в декабре 2015 года

Значение нагрузки подстанции на СШ 220 кВ (220/35/10 кВ) ПС 220 кВ «Белогорск»

S_1с=45,3+j13 МВА.

Значение нагрузки подстанции на СШ 220 кВ (220/110/10 кВ) ПС 220 кВ «Белогорск»

S_2с=58,3+j22,3 МВА.

Максимальная полная мощность всех потребителей с учетом потерь в сетях выше 1000 В и понижающих трансформаторах потребителей, МВА,

,

где – максимальное значение суммарной нагрузки МВт, – сумма реактивных мощностей всех потребителей в час максимума суммарной нагрузки, МВАр; , – постоянные потери в стали трансформаторов и переменные потери в сетях и трансформаторах, принимаемые соответственно равными 1-2% и 6-10 %.

Наибольшая полная мощность нагрузки на шинах СН и НН (220/35/10 кВ) ПС «Белогорск»:

МВА,

где = 2%; = 6%.

Наибольшая полная мощность нагрузки на шинах СН и НН (220/110/10 кВ) ПС «Белогорск»:

МВА,

где = 2%; = 6%.

Как правило, на подстанциях оба трансформатора бывают включены. Мощность их целесообразно принять такой, чтобы при отключении одного из них электроснабжение обеспечивалось оставшимся в работе трансформатором. Мощность понижающего трансформатора рекомендуется определять исходя из условий аварийного режима:

,

где - суммарная максимальная нагрузка первичной обмотки трансформатора, кВА; - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности в аварийном режиме, равный 1,4; n - количество трансформаторов.