Пояснительная Записка (1232782), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

2.2 Описание ПС 500 кВ Хехцир 2

В настоящее время на ПС 500 кВ Хехцир 2 в эксплуатации находятся:

• Трёхфазная группа автотрансформаторов 500 кВ с резервной фазой мощностью 501000 кВА типа 3хАОДЦТН-167000/500/220+1хАОДЦТН- 167000/500/220;

• Открытое распределительное устройство 500 кВ по схеме «Треугольник» (№ 500-6Н), включающее три присоединения (две линии и один автотрансформатор);

• Открытое распределительное устройство 220 кВ по схеме «Одна рабочая секционированная система шин» № 220-9, включающее девять присоединений (семь линий, один автотрансформатор, один управляемый реактор);

• Комплектное распределительное устройство 10 кВ внутренней установки, подключенное через токоограничивающие реакторы к обмотке низкого напряжения автотрансформатора 500 кВ;

• КТПН 630-10/0,4 кВ УХЛ1 с трансформатором ТМЗ-630/10 У1 мощностью 630 кВА для обеспечения явного резерва щита хозяйственных нужд;

• КТПН 630-6/0,4 кВ УХЛ1 с трансформатором ТМЗ-630/6 У1 мощностью 630 кВА для обеспечения явного резерва щита собственных нужд.

На ОРУ 500 кВ установлено: три трёхфазных комплекта элегазовых выключателей типа HPL-550B2, разъединители 500 кВ горизонтально-поворотного исполнения.

На ОРУ 220 кВ установлено: девять элегазовых выключателей 3AP1F1-245 - EK УХЛ1, один выключатель 3AP1FG-245-EK У1 в ячейке № 3, разъединители горизонтально-поворотного исполнения.

Оперативный ток на ПС - постоянный, от двух аккумуляторных батарей типа PowerSafe-V на 102 элемента каждая. Емкость аккумуляторных батарей по 400 Ач. Для каждой АБ имеется отдельный щит постоянного тока IMB поставки ООО «Энергетическое оборудование и инжиниринг». Питание АБ предусматривается от трех ЗПУ (два рабочих и одно резервное).

Питание нагрузок собственных нужд обеспечивается от четырёх трансформаторов собственных нужд по 630 кВА, работающих по схеме с явным резервом. Для обеспечения явного резерва на ПС установлены две КТПН с трансформаторами по 630 кВА, подключенные к КРУН 6 и 10 кВ ПС 220 кВ Хехцир. Панели управления, защиты, щитов собственных нужд постоянного и переменного тока размещены в помещениях ОПУ и ЗРП. Панели щита хозяйственных нужд размещены в помещении РУ 0,4 кВ.

1. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

В связи с принятыми решением по реконструкции, все оборудование подстанции 220 кВ Хехцир подлежит полному демонтажу. Существующие линии 220 и 110 кВ и потребителей 6-10 кВ необходимо перезавести на территорию подстанции 500 кВ Хехцир 2, расширить на 2 новых ячейки ОРУ 220 и произвести монтаж КРУЭ 110 кВ, сблокированного с ЗРУ 10 кВ, схема главных электрических соединений после реконструкции приведена в приложении А.

Для подключения КРУЭ 110 кВ необходимо установить два новых автотрансформатора 220/110/10 подключенных к разным секциям 220 кВ. Заходы в сооружаемое здания КРУЭ 110 кВ предусматривается с кабельными и воздушными вводами. При проектировки собственных нужд предлагается установка шести трансформаторов собственных нужд мощностью 630 кВА.

В связи со строительством нового распределительного устройства КРУЭ 110 кВ, предусматривается расширение ОРУ 220 кВ. Автотрансформаторы 220 кВ устанавливаются на существующей территории подстанции. Связь с КРУЭ-110 кВ и ЗРУ-10 кВ предусматриваются кабелем из сшитого полиэтилена, проложенного по металлическим конструкциям эстакады.

Производится перезаводка существующих линий 220 кВ (ВЛ 220 кВ Хехцир - Дормидонтовка/т с отпайкой на ПС Кругликово/т (Л-228), ВЛ 220 кВ Хехцир - Гидролизная с отпайкой на ПС Кругликово/т (Л-227)).

Подключение к шинам КРУЭ 110 кВ линий Хехцир 2 - Сита и Хехцир 2 - Южная № 1 выполняется в кабельно-воздушном исполнении.

Заходы линий Хехцир 2 - Сита и Хехцир 2 - Южная № 1 по территории ПС предусматриваются кабелем 110 кВ из сшитого полиэтилена по кабельной эстакаде с прокладкой одной резервной фазы для каждой КЛ. Переход воздух- кабель осуществляется за территорией ПС с помощью кабельных муфт наружной установки. Для резервных фаз кабельных заходах так же предусматриваются муфты в КРУЭ 110кВ и в местах переходов воздух- кабель. Линии Хехцир 2 - Корфовская и Хехцир 2 - Южная № 2 предусмотрена в воздушном исполнении. Заходы линий в здание КРУЭ 110 кВ выполняются с помощью элегазовых вводов. Кабельный заход проектируемого КРУЭ 110 предполагается выполнить при помощи сухих муфт.

После реконструкции на ОРУ 500 кВ сохранится схема «Треугольник» (№ 500-6Н). На ОРУ 220 кВ схема «Одна рабочая, секционированная система шин с подключением автотрансформатора 500 кВ через развилку выключателей». В КРУЭ 110 кВ принята схема «одна рабочая, секционированная выключателем система шин» (№ 110-9), а в ЗРУ 10 кВ «одна, секционированная выключателями, система шин» (№ 10­1). Компоновочные решения разработаны в соответствии с «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ», СТО 56947007-29.240.10.028-2009. РУ 110 кВ предусматривается на базе КРУЭ, согласно положению о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» и с целью уменьшения площади расширения подстанции [4].

1. ВЫБОР УСТАНАВЛИВАЕМОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3. 1. Определение исходных данных

Существующая сеть 220-500 кВ, прилегающая к ПС 500 кВ Хехцир 2, характеризуется сложной структурой: наличием параллельных линий электропередач, близостью генерации (Хабаровская ТЭЦ-3); повышенными требованиями к сохранению надежности транзита 500 кВ Бурейская ГЭС – ПС 500 кВ Хабаровская – ПС 500 кВ Хехцир 2 – Приморская ГРЭС.

Параметры режимы при трехфазном коротком замыкании на шинах 500 кВ ПС 500 кВ Хехцир 2:

I_кз = 7491 А, U = 514,3 кВ,

Z₁ = 2,723+j⋅39,548 Ом.

Параметры режимы при трехфазном коротком замыкании на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Хехцир 2:

I_кз = 15871 А, U = 227,4 кВ,

Z₁ = 0,608+j⋅8,249 Ом.

Установленные на подстанции 500 кВ Хехцир 2 автотрансформаторы:

3хАОДЦТН – 167000 / 500 / 220 – У1:

Sном = 3х167 МВА, u_{кз ВН-СН} = 11,6 %, u_{кз ВН-НН} = 36,8 %, u_{кз СН-НН} = 21,9 %, ∆Р_{кз ВН-СН} = 11,6 кВт, ∆Р_{кз ВН-НН} = 36,8 кВт, ∆Р_{кз СН-НН} = 21,9 кВт, ∆Р_ХХ = 99,2 кВт, I_ХХ=0,37 %.

Максимальные токи нагрузки, протекающие по линиям 110-220-500 кВ (согласно дням контрольных замеров 2011-2015 гг.):

• ВЛ 500 кВ Хабаровская – Хехцир 2 (Л-513): I = 680 A,

• ВЛ 500 кВ Хехцир 2 – Приморская ГРЭС (Л-516): I = 650 А,

• ВЛ 220 кВ ХТЭЦ-3 – Хехцир 2 с отп. Князе - Волконка (Л-223): I = 110 А,

• ВЛ 220 кВ ХТЭЦ-3 – Хехцир 2 №2 (Л-224): I = 120 A,

• ВЛ 220 кВ ХТЭЦ-3 – Хехцир 2 №3 (Л-225): I = 160 A,

• ВЛ 220 кВ ХТЭЦ-3 – Хехцир 2 №4 (Л-226): I = 160 A,

• ВЛ 220 кВ Хехцир 2 – Хехцир I цепь (Л-233): I = 200 A,

• ВЛ 220 кВ Хехцир 2 – Хехцир II цепь (Л-234): I = 240 А,

• ВЛ 220 кВ Хехцир 2 – НПС-36 (Л-235): I = 190 А,

• ВЛ 220 кВ Хехцир – Гидролизная с отпайкой на ПС Кругликово/т (Л-227): I = 190 A,

• ВЛ 220 кВ Хехцир – Дормидонтовка/т с отпайкой на ПС Кругликово/т (Л-228): I = 210 А,

• ВЛ 110 кВ Хехцир – Южная (С-13): I = 50 A,

• ВЛ 110 кВ Хехцир – Южная (С-14): I = 50 A,

• ВЛ 110 кВ Хехцир – Корфовская (С-23): I = 140 A,

• ВЛ 110 кВ Хехцир – Сита (С-24): I = 50 А.

4.2 Определение параметров схемы замещения

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей в проекте предполагается установка двух силовых трансформаторов с номинальным напряжением 220/110/10 кВ.

Выбираем силовые трансформаторы типа АТДЦТН-125000/220/110/10.

Параметры автотрансформатора:

• Номинальная мощность: S_НОМ =125000 кВА,

• Номинальное напряжение: U_ВН = 230 кВ,

U_СН = 121 кВ,

U_НН = 10,5 кВ,

• Схема и группа соединения обмоток: Y_н-авто / Y_н – 0 – 11,

• Потери холостого хода: ∆Р_ХХ = 34 кВт,

• Потери короткого замыкания: ∆Р_{КЗ ВН-СН} = 277 кВт,

∆Р_{КЗ ВН-НН} = 210 кВт,

∆Р_{КЗ СН-НН} = 220 кВт,

• Напряжение короткого замыкания: u_{КЗ ВН-СН} = 10,96 %,

u_{КЗ ВН-НН} = 42,33 %,

u_{КЗ СН-НН} = 27,68 %,

• Ток холостого хода: I_ХХ = 0,045 %,

• РПН ±8х1,5 %.

Нагрузка обусловлена главным образом нагрузкой линий 110 кВ, перезаводимых на ПС 500 кВ Хехцир 2. Поэтому номинальный ток обмотки 110 кВ должен превышать суммарный ток нагрузки, протекающий по четырем отходящим линиям электропередач 110 кВ.

Суммарный ток, протекающий по линиям (согласно данным дней контрольных замеров 2011-2015 гг.):

(4.1)

Номинальные токи сторон выбранного типа автотрансформаторов:

(4.2)

Номинальный ток автотрансформатора 596 А превышает нагрузку линий более чем в 2 раза, следовательно выбранный тип автотрансформатора подходит.

Схема для расчета токов короткого замыкания на шинах 110/10 кВ представлена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 – Расчетная схема

Автотрансформатор представляется реактивным сопротивлением обмоток, активным сопротивлением и проводимостью ветви намагничивания принебрегаем из-за их малых значений (r_т=0, Y_μ=0).

(4.3)

где u_КЗ – напряжение короткого замыкания, рассчитываемое по формулам (4.4) – (4.5).

(4.4)

(4.5)

(4.6)

Составим схему замещения (рисунок 4.2), обозначив на ней значения сопротивления системы, обмоток автотрансформатора, расчетные точки короткого замыкания (К₁, К₂, К₃).

Рисунок 4.2 – Схема замещения

1. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания выполним для случая параллельной работы автотрансформаторов, так как в этом случае токи короткого замыкания наибольшие.

а) Расчет тока короткого замыкания на шинах 110 кВ (точка К₂)

Приводим значения сопротивления системы и стороны ВН автотрансформатора к ступени напряжения 110 кВ по формуле (4.7):

(4.7)

Результирующее сопротивление до точки КЗ:

(4.8)

Ток короткого замыкания на шинах 110 кВ:

(4.9)

Характеристики

Список файлов ВКР