Дипломная (вкр): Реконструкция системы электроснабжения и релейной защиты подстанции

АО «KEGOC», как Системный оператор ЕЭС Казахстана, выполняет следующие основные функции:

· обеспечивает надежность работы ЕЭС РК;

· взаимодействует с энергосистемами сопредельных государств по управлению и обеспечению устойчивости режимов параллельной работы;

· оказывает системные услуги по передаче электрической энергии по Национальной электрической сети, обеспечивает ее техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности;

· оказывает системные услуги по технической диспетчеризации и регулированию электрической мощности, осуществляя централизованное оперативно-диспетчерское управление режимами работы ЕЭС РК;

· осуществляет организацию функционирования балансирующего рынка электроэнергии.

В настоящее время АО "KEGOC" делегированы права по представительству Республики Казахстан в международных интеграционных объединениях, осуществляющих сотрудничество в электроэнергетической сфере.

В частности, АО "KEGOC" является представителем от Казахстана в Электроэнергетическом Совете СНГ, главном координационном органе электроэнергетической сферы в Содружестве Независимых Государств.

Рисунок 2.2 - Международное сотрудничество единого энергетического проекта

Компаниями Холдинга «Самрук» рассматривается вопрос участия в международных проектах по развитию электроэнергетики. Одним из них является проект строительства в Кыргызстане Камбаратинских ГЭС-1 и ГЭС-2 мощностью 1900 МВт и 360 МВт соответственно. Для реализации данного проекта создано товарищество с равнодолевым участием Казахстана (АО «КазКуат»), России, Кыргызстана.

Северный и Центральный регион. В него входят Акмолинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Костанайская и Павлодарская области. Энергетическое хозяйство этих областей объединено в единую сеть и имеет тесную, развитую связь с энергосистемой Российской Федерации. На территории данного региона расположены крупнейшие энергопроизводящие мощности страны: Экибастузкая ГРЭС-1 и ГРЭС-2, Аксуская ГРЭС, Карагандинская ТЭЦ-3, Усть-Каменогорская ТЭЦ, Шульбинская ГЭС. Львиная доля производства электроэнергии приходится на электростанции Экисбастуза (до 4000 МВт). В связи с наличием значительных месторождений угля в регионе преобладает угольная электроэнергетика. Он не только самообеспечен электроэнергией, но и имеет потенциал для ее экспорта.

Электроэнергетика является одним из важнейших элементов топливно-энергетического комплекса, обеспечивая более 7% всего объема промышленного производства республики. Только в 2012 году отечественные энергетики произвели 88,7 млрд кВт/ч электроэнергии, из которых 8,3 млрд кВт/ч было поставлено в другие страны (на 22% больше, чем за предыдущий год). Показательно, что около 86-88% всей электроэнергии в Казахстане вырабатывается на теплоэлектростанциях.

Говоря об основных характеристиках казахстанской энергосистемы, необходимо отметить, что она отличается неравномерностью расположения ее объектов по всей территории страны. Условно отечественный энергокомплекс можно разделить на три крупных региона:

Северный и Центральный регион. В него входят Акмолинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Костанайская и Павлодарская области. Энергетическое хозяйство этих областей объединено в единую сеть и имеет тесную, развитую связь с энергосистемой Российской Федерации. На территории данного региона расположены крупнейшие энергопроизводящие мощности страны: Экибастузкая ГРЭС-1 и ГРЭС-2, Аксуская ГРЭС, Карагандинская ТЭЦ-3, Усть-Каменогорская ТЭЦ, Шульбинская ГЭС. Львиная доля производства электроэнергии приходится на электростанции Экисбастуза (до 4000 МВт). В связи с наличием значительных месторождений угля в регионе преобладает угольная электроэнергетика. Он не только самообеспечен электроэнергией, но и имеет потенциал для ее экспорта[2].

Южный регион. Объединяя общей сетью Алматинскую, Жамбылскую, Кызылординскую и Южно-Казахстанскую области, этот регион имеет развитую связь с энергетическими системами Кыргызстана и Узбекистана. Не имея собственных источников топлива и, соответственно, крупных электростанций, он зависит от импорта электроэнергии из соседних государств. Для решения этой проблемы в 1998 году была введена в строй транзитная электрическая линия "Экибастуз - Нура - Агадырь - ЮКГРЭС - Алматы" мощностью 500 кВ. Она связала Южный регион с энергоисточниками Северного и Центрального Казахстана. Тем самым была обеспечена относительная независимость от импорта энергии из центральноазиатских государств. Следующим шагом стало начало строительства второй магистральной линии "Север - Юг" в конце 2004 года.

В настоящее время большинство фирм-производителей устройств релейной защиты и электроавтоматики (РЗА) прекращает выпуск электромеханических реле и переходит на микропроцессорную элементную базу. Это объясняется следующими достоинствами микропроцессорных устройств.

1. Элементная база (промежуточные трансформаторы, электронная часть, выходные устройства) у большинства устройств РЗА получается практически одинаковой. Отличие заключается в программном обеспечении.

2. В силу идентичности устройства комплектов различного назначения, достигается высокая степень автоматизации производства с минимальной долей ручного труда.

3. Микропроцессорные устройства РЗА органически входят в автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) электрической части сетей и систем и обеспечивают высокую степень информатизации электроэнергетических процессов. В конечном счете это (со временем) должно повысить надежность электроэнергетических сетей и систем.

4. Микропроцессорные устройства являются интеллектуальными системами, обладающими возможностью совершенствования путем изменения программного обеспечения и использования более перспективных принципов выполнения (алгоритмов) защиты. Изменение алгоритмов и программ возможно осуществлять в ходе эксплуатации.

5. Эти устройства не требуют использования мощных ТТ и ТН, т. к. их потребление по цепям тока и напряжения крайне мало (единицы вольт и миллиамперы).

Широкое внедрение микропроцессорных устройств сдерживается их высокой стоимостью и практически отсутствием в России производства микропроцессорной техники. Однако это явление временное и в перспективе микропроцессорная техника в РЗА альтернативы не имеет (другие устройства с нею со временем будут неконкурентоспособны).

Центральным элементом рассматриваемых устройств является микропроцессор - однокристальная электронно-вычислительная машина (ЭВМ) с оперативным (ОЗУ) и постоянным (ПЗУ) запоминающими устройствами, таймером, устройствами ввода и вывода.

Структурная схема устройств защиты линии приведена на рис.2.3

В проекте предоставлена главная схема подстанции, на которой указаны основные параметры подстанции, длинны линий, связь подстанции с энергетической системой, а также количество силовых трансформаторов. Данная схема показана на рисунке 2.4.

Рисунок 2.3. Упрощенная структура микропроцессорного устройства релейной защиты линии 6-10 кВ

Рисунок 2.4 - Схема подстанции - 110/10/10кВ

Устройство подразделяется на аналоговую и цифровую части. В состав аналоговой части входят преобразователи «ток - напряжение» (промежуточные трансформаторы тока i/u), «напряжение - напряжение» (промежуточные трансформаторы напряжения u/u) и коммутатор аналоговых сигналов (мультиплексор МПл). Входным элементом цифровой части является аналогово-цифровой преобразователь (АЦП). Выходные сигналы (в цифровой форме) АЦП подаются на входы портов ввода-вывода (ПВВ) микропроцессора. Благодаря мультиплексору удается с помощью одного достаточно дорогостоящего АЦП последовательно осуществлять преобразование нескольких аналоговых сигналов в цифровую форму.

Арифметико-логическое устройство (АЛУ) микропроцессора по программе, заложенной в постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), с участием оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) производит обработку информации и принимает решение о необходимости отключения защищаемой линии.

Если такая необходимость есть, то срабатывают одно или несколько выходных реле из их комплекта (КВР), через контакты которых подается сигнал на отключение выключателя Q. Данные о срабатывании выходных реле, параметрах срабатывания устройства защиты и др. могут быть выданы для персонала на жидкокристаллический индикатор (ЖКИ). Требуемая информация может быть передана в АСУ ТП с помощью интерфейса RS232 или RS485. Коррекция программ, заложенных в ПЗУ, и настройка устройства может производиться с помощью клавиатуры (КЛ). Электропитание устройства осуществляется с помощью блока питания (БП).

Характеристики микропроцессорных устройств релейной защиты во многом повторяют характеристики аналогичных устройств, выполненных на электромеханической или электронной элементной базе.

2.2 Устройство защиты трансформатора Siprotek

Типы устройств релейной защиты трансформато¬ров. Для защиты понижающих трансформаторов мощностью 1 MB-А и более от повреждений и не¬нормальных режимов предусматриваются сле¬дующие основные типы релейной защиты. Продольная дифференциальная защита - от КЗ всех видов в обмотках и на их выводах; применяется на трансформаторах начиная с мощности 6,3 MB-А, но может устанавливаться и на трансформаторах меньшей мощности (но не менее 1 MB-А). Токовая отсечка без выдержки времени - от КЗ всех видов на выводах трансформатора со сто¬роны питания; применяется на трансформаторах, не оборудованных продольной дифференциальной за-щитой.

Устройство дифференциальной защиты SIPROTEC 7UT612 используется для быстрого и селективного отключения оротких замыканий в двухобмоточных трансформаторах всех классов напряжения, а также во вращающихся электрических машинах, например, генераторах и двигателях, на коротких двухконцевых линиях и сборных шинах с числом присоединений не более 7.

Конкретное применение устройства может быть определено при его конфигурации. Это позволяет максимально адаптировать реле к защищаемому объекту. Кроме функции дифференциальной защиты устройство включает резервную максимальную токовую защиту для 1 обмотки/нейтральной точки звезды. Дополнительно возможно использовать ограниченную защиту от низко- или высокоомными замыканий на землю, защиту обратной последовательности и защиту при отказе выключателя. Устройство позволяет выполнять измерение и контроль до 12 различных температур с помощью внешних термо датчиков (RTD-boxes), поэтому возможно полностью контролировать термическое состояние трансформатора. Устройство защиты может применяться для трехфазных и однофазных трансформаторов. Кроме этого, встроенная тепловая модель позволяет контролировать уровень оммических потерь в установке.

Газовая защита - от всех видов повреждений внутри бака (кожуха) трансформатора, сопровождаю¬щихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла в баке; в соот¬ветствии с ГОСТ 11677-85 газовое реле устанавли¬вается на всех масляных трансформаторах с расши¬рителем начиная с мощности 1 MB-А, в связи с чем для таких трансформаторов должны быть выполнены и электрические цепи газовой защиты. Для сухих трансформаторов выполняется манометрическая за¬щита. Максимальная токовая защита со стороны пи¬тания- от КЗ всех видов на выводах и внутри транс¬форматора, а также от внешних КЗ, т. е. повреждений на шинах щита НН и на отходящих линиях НН (на случай отказа их собственных защитных и коммута¬ционных аппаратов).Специальная токовая защита нулевой последо¬вательности- от КЗ на землю в сети НН, работаю¬щей с глухозаземленной нейтралью.

Рисунок 2.5 - Перечень защитных функций.

Основные защиты - дифференциальная, газовая, токовые максимальные защиты, и в том числе отсечка, действуют на отключение трансформатора как со сто¬роны высшего напряжения (выключателем), так и со стороны низшего напряжения (автоматом).

Газовая защита силового трансформатора.

В каждом силовом трансформаторе мощностью 6,3 МВА и более устанавливается газовая защита, цель которой защищать трансформатор от внутренних повреждений, к которым можно отнести межвитковые короткие замыкания, утечку масла из бака, а также его возгорание. Газовая защита трансформаторов является наиболее чувствительной и универсальной защитой от внутренних повреждений. Она устанавливается на трансформаторах с масляным охлаждением, имеющих расширитель для масла. Этот вид защиты основан на том, что любые повреждения в трансформаторе, включая повышенный нагрев масла, приводят к химическому разложению трансформаторного масла, а также органических материалов изоляции обмотки, в результате чего внутри трансформатора происходит выделение газа. Этот газ воздействует на специальные приборы газовой защиты, которые подают сигнал предупреждения или производят отключение трансформатора. Газовая защита реагирует на такие повреждения, как междувитковое замыкание в обмотках трансформатора, на которые дифференциальная и максимально-токовая защита не реагирует; так как в подобных случаях величина тока замыкания оказывается недостаточной для срабатывания защиты.

Характер повреждения в трансформаторе и размеры повреждения сказываются на интенсивности образования газа. Если повреждение развивается медленно, чему соответствует медленное газообразование, то защита дает предупреждающий сигнал, но отключение трансформатора не производит.

Интенсивное и даже бурное газообразование, свидетельствующее о коротком замыкании, создает в системе газовой защиты сигнал такой величины, который помимо предупреждения вызывает отключение неисправного трансформатора. Газовая защита трансформаторов вызывает предупреждающий сигнал и в том случае, когда понижается уровень масла в баке. Газовая защита трансформаторов осуществляется при помощи специальных газовых реле, монтируемых в металлический кожух, врезанных в маслопровод между баком и расширителем.

Рисунок 2.6 - Газовое реле поплавкового типа

- корпус, 2,5 - контакты, 3 - стержень, 4 - изоляция выводов, 6 - крышка, 7 - рамка, 8 - ось, 9 - верхний поплавок, 10 - нижний поплавок.

Конструкция и установка наиболее распространенного газового реле типа ПГ-22 показана на рисунке 4.3 У газовых реле этого типа внутри кожуха на шарнирах укреплены два поплавка, представляющие собой полые металлические цилиндры, а на них - ртутные контакты, соединенные гибкими проводниками с выводными зажимами на крышке реле. Верхний поплавок является сигнальным элементом защиты. В нормальном состоянии, когда реле полностью заполнено маслом, поплавок всплывает и его контакт при этом разомкнут. При медленном газообразовании газы, поднимающиеся к расширителю, постепенно заполняют реле и вытесняют масло. С понижением уровня масла поплавок, опускаясь, поворачивается на своей оси, при этом происходит замыкание ртутных контактов и посылается предупреждающий сигнал.