Презентація магістерської дисертації на тему:�«Реконструкція підстанції 110/10 кВ аналіз навантажувальних режимів суміжної електричної мережі»�на здобуття ступеня магістра за освітньо-професійною програмою�«Електричні системи і мережі»�Спеціальність 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»

виконав: студент групи ЕС-31мп

Рій Ігор Вікторович

Науковий керівник: В.о. завідувача кафедри, к.т.н

Кацадзе Теймураз Луарсабович

Київський національний університет України�«Київський політехнічний інститут імені Ігоря Сікорського»�Факультет електроенерготехніки та автоматики�Кафедра електричних мереж та систем

КИЇВ – 2024 р.

Актуальність теми

• Проєктування районної електричної мережі відіграє ключову роль у забезпеченні безперебійного постачання та якість електроенергії різних категорій споживачів. Оскільки реалізація енергетичних проєктів потребує значних фінансових вкладень, важливо ретельно аналізувати та прораховувати всі можливі варіанти конфігурації мережі. Такий підхід дозволяє мінімізувати витрати при будуванні та капітальні витрати в подальшій експлуатації обладнання, та звести до мінімальних втрат потужності в мережі та трансформаторах. Ще обною з головних особливостей встановлення нового обладнання є його довговічність та безпека в використанні, що дає змогу мінімізувати працівників із операціями з роз’єднувачами, відокремлювачами, що може призвести до нещасних випаднів.

2

Мета та завдання до проєкту

Метою магістерської дисертації є вирішення, за даним ситуаційним планом актуальності та якість проведеної реконструкції підстанції, прорахунок їх різних режимів роботи (аварійних, максимальних навантажень, та нормального режиму) та аналіз перспектив довговічності обладнання яке проєктується, та доцільність його встановлення.

Завданням дипломного проєкту є:

1. Розрахунок та аналіз режимів роботи існуючої електричної мережі 110 кВ;

2. Проєкт електричної мережі в якокій розміщена в якому розміщена проєктована ПС, порівняльна характеристика обладнання до реконструкції та після її завершення;

3. Діагностування обладнання на ПС

3

Розрахунок та аналіз параметрів режиму роботи існуючої електричної мережі 110 кВ

Для виконання розрахунку режимів роботи електинчної мережі 110 кВ необхідно:

1. Виконати розрахунок доцільності та типу потужності СТ, виконати прозрахунки L-схеми, виконати розрахунки параметрів схем заміщення,

4

Результати прибедених навантажень на підстанціях

Результати комплексні значення опору та провідності

Розрахунок та аналіз параметрів режиму роботи існуючої електричної мережі 110 кВ

Для виконання розрахунку режимів роботи електинчної мережі 110 кВ необхідно:

2. Виконати розрахунок режиму максимального навантаження ітераційним методом.

5

Результат розрахунків струмових навантажень на ділянках

Результати ітераційного розрахунку режиму максимальних навантажень

Розрахунок та аналіз параметрів режиму роботи існуючої електричної мережі 110 кВ

Для виконання розрахунку режимів роботи електинчної мережі 110 кВ необхідно:

3. Виконати розрахунок після аварійного режиму максимального навантаження ітераційним методом.

В післяаварійному режимі, найбільш завантажену ділянку 0-2 відключаємо. Так як лінія 0-2 дволанцюгова, внаслідок відключення одного ланцюга, буде збільшення опору ділянки 0-2.

6

Режим роботи мережі в післяаварійному режимі

Результати обчислень струмового навантаження ділянок

ПРОЕКТ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЧАСТИНИ РАЙОННОЇ підстанції 110/10 кВ у вузлі «Стальна»

7

Схематичне зображення електромережі

Проектована підстанція 110/10 кВ (надалі ПС) розміщена у вузлі елетричного фрагменту замкненої електричної мережі 110 кВ. До вузла (1) підходять повітряні лінії електропередавання: двох ланцюгова ділянка лінії 0-2 з проводом АС-185/25 довжиною 72 км та одно ланцюгова ділянка 1-2 з перепізом проводу АС-150/24 довжиною 11 км.

Розрахунок струмів короткого замикання�

8

Результати значень параметрів КЗ та значення струмів на стороні НН

Наявність струму короткого замикання (КЗ) призводить до зниження коефіцієнту корисної дії системи електропередавання, додаткового зниження напруги у суміжних з точкою к.з. пунктах, підвищеного термічного та динамічного впливу на обладнання системи. Значення струму КЗ є визначальним для вибору обладнання підстанції, а сам струм має бути відключений якомога швидше.

​

Результати значень параметрів КЗ та значення струмів на стороні НН

9

Діюче обладнання, що встановлене на рекунстройованій ПС, та проведення порівняльної характеристики з обладнанням до та після реконструкції�

Обладнання та його тип 110 кВ після реконструкції

Обладнання та його тип 110 кВ до реконструкції

Обладнання та його тип 10 кВ після реконструкції

Обладнання та його тип 10 кВ до реконструкції

ДІАГНОСТУВАННЯ ОБЛАДНАННЯ НА ПС СТАЛЬНА

10

Існує багато методів визначення технічного стану електрообладнання, які можна адаптувати до різних вимог. Деякі діагностичні параметри містяться в технічних паспортах обладнання, що спрощує процес аналізу його стану. Особливі вимоги пред'являються до надійності всіх компонентів електричних мереж. Сьогодні більшість технічних параметрів обладнання можна моніторити через комп'ютер, однак аналіз його технічного стану залишається складним завданням. Важливу роль у роботі мережі відіграють потужні масляні силові трансформатори, від яких залежить стабільність електропостачання.

Ці трансформатори повинні працювати надійно, навіть у режимі короткочасного перевантаження, яке часто виникає через стрибки навантаження в певні періоди доби. Хоча існують методи для визначення зносу при нормальній експлуатації, підходів для оцінки зносу ізоляції обмоток при короткочасних перевантаженнях розроблено недостатньо.

​

​

Алгоритм діагностування трансформатора

11

Методи та засоби оцінки технічного стану та продовження строку експлуатації обладнання

Алгоритм діагностування трансформатора

Фактори впливу на обладнання

ЗАГАЛЬНІ ВИСНОВКИ�

12

В даній роботі було проведення аналіз реконструкції ПС та вплив її на загальну електричну мережу, та проведення порівняльної характеристики ново-встановленого обладнання.

Для проєктованої електричної мережі було проведено ключові режими роботи – це режим максимальних навантажень, та відповідно післяаварійний режим роботи.

1. Після проведення розрахунків для вибору та типу потужності силових трансформаторів, бачимо що для діючої електричної мережі СТ були вибрані вірно.

2. Проведення розрахунку L – схеми дає можливісь виконати перевірку для доцільності встановленого нового обладнання на ПС. Відповідно до загальної перевірки бачимо що обладнання було вибрано вірною

3. Підтвердження вибору існуючих перерізів проводів, для ділянки 0-1 було проведено розрахунки перерізу та порівняльні розрахунки, що між діючою ЛЕП з проводом типу АС-185 та типу АС-240, що дало змогу підтвердити наступне: Діюча лінія задовільняє всі вимоги, а навантаження яке сягає 136,641 А, цілком підходить для даного проводу, адже його допустимий струм сягає 510А, Тому будувати нову ЛЕП є повністю не доцільно

4. Після проведення даного розрахунку визначили, що найбільш завантаженою ділянкою є ділянка 0-2 (Живильна мережа – ГПВ), яка має струмове навантаження 336,608 А,

Для режиму максимальних навантажень було проведено 4 ітерації, в результаті яких було досягнено точності менше 2%.

5. Післяаварійний режим, відключаємо один ланцюг ділянки 0-2, так як лінія двоколова то було проведено вимкнення одного ладнюга, відповідно до цього опір лінії збільшився в двічі. Для оптимізації розрахунку після-аварійний режим було розраховано в програмному середовищі PawerFactory, що дало більш точно розрахувати та наближено до реальних умов розрахувати даний режим роботи. Після проведення розрахунків бачимо, що найбільше навантаження зараз на ділянці лінії 0-1, та становить 373,64 А, що не перевищує допустимі значення 510 А.

1.Для діючої ПС маємо схему двох одноколових ліній та потужністю трансформаторів до 63 МВА – 110-3 – місток з вимикачами на стороні ліній та ремонтною перемичкою на стороні ліній. Дана схема використовується для прохідних підстанцій за необхідності виконання секціонування ліній та за наявності трансформаторів, потужністю не вище 63 МВА.

2. Можемо зробити висновок після проведення розрахунків для параметрів блисковкозахисту, на підстанціях встановлено чотири блискавковідводи. Два на лінійних ввідних порталах, та два біля силових трансформаторів. Дані розрахунків параметрів блискавкозахисту показують, що при двох блискавковідводах на силових трансформаторах, повна стандартна висота блисковковідводу становить 14м, відповідно висота блискавковідвідів на лінійних порталів становить 18 м. Показник грозостійкості становить понад 14310 років, що дає надійність більше ніж 95%, тому проведені розрахунки проведено вірно та використано на ПС.

​

Продовження висновку

3. Після проведення розрахунків заземлення підстанції було обрано 52 мінімальних вертикальних стрижнів. Проводимо розрахунок захисного заземлення підстанції 110/10. Еквівалентний опір заземлювача становитиму 0,197 Ом, що менше 0,5 Ом.

4. Під час розрахунків вибрано стальний стрижень для вертикальних електродів, який діаметр якого становить Ø 0,016м, та відповідно стальний стрижень для горизонтальних електродів, діаметр якого становить Ø 0,01м, відповідно. На

5. Порівняння обладнання до та після реконструкції, після опису та порівняння, відповідно до вище наданої інформації бачимо наступне: після реконструкції на ПС було змінено обладнання, яке на порядок безпечніше, для використання та надійніше, для оперативного обслуговування, та простіше в обслуговуванні, що в подальшому терміні експлуатації будуть мінімальні витрати на обслуговування та ремонт. Основною перевагою обладнання є саме те, що ним можна керувати в дистанційному режимі, що дає можливість унеможливити допущення попадання людини під дію електричного струму, або отримати механічні пошкодження що виникли під час комутації певним обладнанням. Кожне обладнання має свій ресурс, обладнання до реконструкції вже вичерпало свій термін експлуатації та потребувало заміни.

6. Стосовно оперативного струму на обладнані, після реконструкції була змінена схема живлення, яка дозволяє забезпечити більший захист обладнання, та допоможе унеможливити аварії. Але в разі повного знеструмлення, кола оперативного струму будуть ще працювати до 8 годин.

3. Аналізуючи вищесказане бачимо, що навантажувальні режими трансформатораподіляються на декілька, в яких трансформатор працює при різних значеннях навантаження. Вони характеризуються рівнем переданої електричної потужності і впливають на стан трансформатора, зокрема на нагрівання обмоток, старіння ізоляції та інші експлуатаційні параметри.

1. Визначені причини можливих пошкоджень також аналіз можливих відмов СТ.

2. Виходячи із вище сказаного бачимо, що ХАРГ трансформаторної оливи сьогодні є одним з найбільш важливих і ефективних діагностичних методів, що виявляє широке коло проблем устаткування, в тому числі і на ранніх стадіях розвитку. Необхідність контролю за зміною складу оливи в процесі експлуатації трансформаторів ставить питання про вибір такого аналітичного методу, який зміг би забезпечити надійне якісне і кількісне визначення з'єднань, що містяться в трансформаторної оливи. Хроматографія відповідає вимогам, що представляє собою комплексний метод, який об'єднав стадію поділу складних сумішей на окремі компоненти і стадію їх кількісного визначення. За результатами цих аналізів проводиться швидка і якісна оцінка стану оливо-наповненого обладнання.

​

13

Наукова публікація

• Рій І.В. Навантажувальні режими трансформатора/ Міжнародний науково-технічний журнал «Сучасні проблеми електроенерготехніки та автоматики». - Прийнято до публікації.

14

Дякую за увагу!

15