Elektryczne stacje przekształcające stanowią kluczowe części sieci dystrybucji energii, działając jako węzły do transmisji i dystrybucji prądu. Te złożone obiekty wymagają rygorystycznego planowania, projektowania i realizacji, aby zapewnić ciągłe i efektywne zaopatrzenie w energię.
W tym artykule przyjrzymy się podstawom projektowania elektrycznych stacji przekształcających, w tym różnym komponentom, kwestiom układu i czynnikom środowiskowym.
Maksymalny poziom uszkodzenia na nowej szynie stacji przekształcającej nie może przekraczać 80% nominalnej zdolności rozdzierania wyłącznika.
Bufor 20% ma na celu uwzględnienie wzrostu poziomów zwarć krótkich w miarę rozwoju systemu.
Prąd zrywający i generujący, a także możliwości czasu usuwania uszkodzeń przez sprzęty przełączające na różnych poziomach napięcia, mogą być obliczone jako:
| Czas usuwania uszkodzenia | Poziom napięcia | Czas pracy | Prąd przerywany | Prąd zatwierdzający |
| 150 ms | 33 kV | 60-80 ms | 25 KA | 62,5 KA |
| 120 ms | 132 kV | 50 ms | 25/31,5 KA | 70 KA |
| 100 ms | 220 kV | 50 ms | 31,5/40 KA | 100 KA |
| 100 ms | 400 kV | 40 ms | 40 KA | 100 KA |
Pojemność jakiejkolwiek pojedynczej podstacji na różnych poziomach napięcia nie powinna zazwyczaj przekraczać.
| Podstacja | Poziom napięcia |
| 765 kV | 2500 MVA |
| 400 kV | 1000 MVA |
| 220 kV | 320 MVA |
| 110 kV | 150 MVA |
Rozmiar i liczba transformatorów łączących (ICTs) musi być zaplanowana w taki sposób, aby awaria jednego urządzenia nie przeciążyła pozostałych ICTs lub podstawowego systemu.
Utknięty wyłącznik nie może przerwać więcej niż 4 linii dla systemu 220 kV, dwóch dla systemu 400 kV i jednej dla systemu 765 kV.
| S.No | Technical Parameter Description | Units | System | |||||
| 1 | System Nominal Voltage | kVrms | 400 kV | 220 kV | 132 kV | 33 kV | ||
| 2 | System Maximum Voltage | kVrms | 420 kV | 245 kV | 145 kV | 36 kV | ||
| 3 | Power frequency withstand voltage | kVrms | 630 kV | 460 kV | 275 kV | 70 kV | ||
| 520 kV | ||||||||
| 4 | Switching surge withstand voltage | kVp | ||||||
| (for 250/2500ms) | ||||||||
| 1). Line-to-Earth | 1050 kVp | Not | Not | Not | ||||
| 2). Across Isolating Gap | 900kVp+345kVrms | applicable | applicable | applicable | ||||
| 5 | Lightning Impulse Withstand Voltage | kVp for 1.2/50(ms) | ||||||
| 1). Line-to-Earth | 1425 kVp | 1050 kVp | 650 kVp | 170 kVp | ||||
| 2). Across isolating gap | 1425 kVp+ 240kVrms | 1200 kVp | 750 kVp | 195 kVp | ||||
| 6 | One minute power frequency withstand value | |||||||
| Dry | ||||||||
| Wet | kVrms | 520 | 460 | 275 | 70 | |||
| kVrms | 610 | 530 | 315 | 80 | ||||
| 7 | System frequency | Hz | 50 | |||||
| 8 | Variation in frequency | % | 2.5 | |||||
| 9 | Corona extinction voltage | 320 kV | 156 kV | 84 kV | ||||
| 10 | Radio interference voltage | 1000 mV at | 1000 mV | 1000 mV at | ||||
| 266 kV | at 167 kV | 93 kV | ||||||
| 11 | System Neutral rating | Solidly earthed | ||||||
| 12 | Continuous Current Rating | 1600 A (or) 2000 A | 1600 A | 800 A | 600 A | |||
| 13 | Symmetrical fault current (ISC) | kA | 40 | 40 | 31.5 | 25 | ||
| 14 | Short circuit fault current duration | Second | 1 | 1 | 1 | 3 | ||
| 15 | Dynamic short circuit (ISC) current rating | kAp | 100 kA | 100 kA | 79 kA | 62.5kA | ||
| 16 | Conductor spacing for AIS layouts (Phase-to-Ground) | meter | ||||||
| Phase-to-Phase | meter | 6.5 | 4.5 | 3 | 1.5 | |||
| 7 | 4.5 | 3 | 1.5 | |||||
| 17 | Design ambient temperatures | oC | 50 | |||||
| 18 | Pollution level as per IEC-815 & 71 | III | ||||||
| 19 | Creepage -Distance | mm | 10500 mm | 6125 mm | 3625 mm | 900 mm | ||
| 20 | Maximum fault clearing time | ms | <100 | <100ms | <150ms | |||
| 21 | Bay Width | meter | 27 | 16.4-18 | 10.4.12.0 | 5.5 | ||
| 22 | Bus equipment interconnection height from ground | meter | 8 | 5.5 | 5 | 4 | ||
| 23 | Strung busbar height | meter | >15 | 10 | 8 | 5.5 | ||
Zawodność: Zawodność systemu zasilania to nieprzerwane dostarczanie energii w wymaganej napięciu i częstotliwości. Magistrale, wyłączniki, transformatory, izolatory i urządzenia regulujące wpływają na zawodność podstacji.
Współczynnik awarii: To średnia roczna liczba awarii.
Czas przestojów: Czas przestojów odnosi się do czasu niezbędnego do naprawy usterki lub przełączenia na inny źródło zasilania.
Czas przełączania: Czas od początku przestoju do przywrócenia usługi poprzez operację przełączania.
Schemat przełączania: Rozmieszczenie magistral i sprzętu uwzględnia koszt, elastyczność i niezawodność systemu.
Przestrzeń fazowo-ziemiowa: Przestrzeń fazowo-ziemiowa podstacji to
Odległość między przewodem a konstrukcją.
Odległość między aktywnym sprzętem a konstrukcjami &
Odległość między aktywnym przewodem a ziemią.
Przestrzeń fazowo-fazowa: Przestrzenie fazowo-fazowe podstacji to
Odległość między aktywnymi przewodami.
Odległość między aktywnymi przewodami i urządzeniami oraz
Odległość między aktywnymi zaciskami w wyłącznikach, izolatorach itp.
Przestrzeń nadziemna: To minimalna przestrzeń od dowolnego miejsca, gdzie człowiek może stać, do najbliższej części izolatora o potencjale innym niż ziemia, wspierającego aktywny przewód.
Przestrzeń sekcji: To minimalna przestrzeń od dowolnego miejsca stania do najbliższego nieosłoniętego aktywnego przewodu. Aby obliczyć przestrzeń sekcji, należy wziąć pod uwagę wysokość człowieka z wyciągniętymi rękami oraz przestrzeń fazowo-ziemiową.
Przerwa bezpieczeństwa: Obejmuje to przerwę od ziemi i przekrojową.
Pole elektrostatyczne stacji transformatorowej: Napędzane przewody lub części metalowe tworzą pola elektrostatyczne. Stacje transformatorowe EHV (powyżej 400 kV) mają pola elektrostatyczne, które różnią się w zależności od geometrii napędzonego przewodu/części metalowej i sąsiedniego uziemionego obiektu lub gruntu.
Linie przesyłowe,
Linie podprzesyłowe,
Obwody generacyjne, oraz
Transformatory wzmacniające i osłabiające napięcie
łączą się ze stacjami transformatorowymi lub przełącznikowymi.
Stacje transformatorowe od 66 do 40 kV nazywane są EHV. Powyżej 500 kV nazywane są UHV.
Zagadnienia i metody projektowania stacji transformatorowych EHV są podobne, jednak niektóre elementy dominują na różnych poziomach napięcia. Do 220 kV, impulsy przełącznikowe można zignorować, ale powyżej 345 kV, są one niezbędne.
Wymagania projektowe stacji transformatorowej zostaną określone przez następujące badania.
Badania przepływu obciążenia
Badania krótkiego spięcia
Badania stabilności przejściowej
Badania przejściowego nadciśnienia
Stacja transformatorowa zapewnia niezawodną transmisję energii elektrycznej do obciążeń systemu.
Potrzeby przeprowadzania prądu nowej stacji transformatorowej (lub) stacji przełączniczej są określane poprzez badania przepływu obciążenia, gdy wszystkie linie są włączone i gdy wybrane linie są wyłączone do konserwacji.
Po ocenie wielu warunków przepływu obciążenia, mogą być obliczone ciągłe i awaryjne parametry sprzętu.
Oprócz ciągłych prądów nominalnych, urządzenia stacji potrzebują również krótkoterminowych charakterystyk.
Muszą one być wystarczające, aby umożliwić urządzeniom wytrzymanie ciepła i mechanicznego nacisku spowodowanego przez prąd zwarciowy bez uszkodzeń.
Aby zapewnić odpowiednią zdolność przerywania w przełącznikach, wytrzymałość w izolatorach postowych i odpowiednie ustawienia dla relé ochronnych, które wykrywają uszkodzenie.
Należy ustalić maksymalne i minimalne prądy zwarciowe dla różnych typów i lokalizacji zwarć oraz konfiguracji systemu.
Normalna mechaniczna podaż generatora równa się wydajności elektrycznej z uwzględnieniem strat generatora.
Generatory obrotowe pracują przy 50 Hz, dopóki to trwa. Jakiekolwiek zakłócenie w przepływie mechanicznym lub elektrycznym powoduje odchylenie prędkości obrotowej generatora od 50 Hz i oscylację wokół nowego punktu równowagi.
Bardzo powszechnym zakłóceniem jest zwarcie. Zwarcia w pobliżu generatora obniżają napięcie na dolnym złączu i przyspieszają maszynę.
Po usunięciu błędu urządzenie wprowadzi nadmiar energii do systemu energetycznego, aby przywrócić jego pierwotny stan.
Gdy połączenia elektryczne są silne, maszyna szybko spowalnia i stabilizuje się. Słabe połączenia spowodują niestabilność maszyny.
Czynniki wpływające na stabilność obejmują:
Ciężar uszkodzenia,
Szybkość usuwania uszkodzenia,
Połączenia między maszyną a systemem po rozwiązywaniu uszkodzenia.
Stabilność przejściowa stacji zależy od
Typu i szybkości relé ochrony linii i magistrali,
Czasu przerwania przełącznika, oraz
Konfiguracji magistrali po usunięciu uszkodzenia.
Ostatni punkt wpływa na układ magistrali.
Tylko jedna linia będzie dotknięta, jeśli uszkodzenie zostanie rozwiązane podczas pierwszego etapu relé.
Zablokowany przełącznik może spowodować utratę wielu linii podczas relé awaryjnego, osłabiając połączenie systemu.
Nadprądy przejściowe mogą wynikać z piorunów lub przełączania obwodów.
Studia analizatora sieci przejściowej (TNA) są najdokładniejszym sposobem określania nadprądów przełączania.
Układ stacji
Układ stacji jest określany przez fizyczne i elektryczne kwestie, w tym:
Bezpieczeństwo systemów
Elastyczność operacyjna
Łatwe układy ochronne
Ograniczanie poziomów zwarć
Obiekty serwisowe
Łatwa rozbudowa
Czynniki lokalizacji
Ekonomia
Idealne podstacje zawierają osobne przełączniki dla każdego obwodu i pozwalają na wymianę szyn lub przełączników podczas konserwacji lub uszkodzeń.
Bezpieczeństwo systemu można określić, umożliwiając 100% zależność od integralności stacji lub dopuszczając pewien procent czasu nieaktywności ze względu na okresowe uszkodzenia (lub) konserwację.
Chociaż system z podwójnymi szynami i podwójnymi przełącznikami jest idealny, to jest to droga stacja.
Kontrolowanie obciążenia MVA i MVAR w wszystkich warunkach połączeń obwodów jest kluczowe dla efektywności obciążenia generatora.
Obwody obciążeniowe muszą być grupowane, aby zapewnić optymalną kontrolę zarówno w normalnych, jak i awaryjnych warunkach.
Jeśli jeden przełącznik steruje wieloma obwodami lub więcej przełączników jest uszkodzonych. To można zminimalizować poprzez sekcjonowanie szyn.
Nawet jeśli przestawienie ochronne jest proste, system jednoszynowy jest sztywny dla skomplikowanych układów ochronnych.
Stacja może być podzielona na dwie części, całkowicie lub poprzez połączenie reaktora, aby zmniejszyć poziomy zwarć.
Prawidłowe użycie przełączników w systemach pierścieniowych może zapewnić podobne możliwości.
Konserwacja jest wymagana podczas eksploatacji stacji, zarówno planowana, jak i nagła.
Wydajność stacji podczas konserwacji zależy od przepisów ochronnych.
Układ stacji powinien umożliwiać rozszerzenie baysu na nowe linie zasilające.
Z czasem może być konieczne przejście od układu jednoszynowego do układu dwuszybowego lub powiększenie stacji siatkowej do stacji dwuszybowej.
Będą dostępne przestrzeń i udogodnienia rozszerzeniowe.
Dostępność lokalizacji jest kluczowa dla planowania stacji. W ograniczonych miejscach może być konieczne budowanie stacji z mniejszą elastycznością.
Stacja z mniejszą liczbą przełączników i prostszym schematem zajmuje mniej miejsca.
Jeśli ekonomia jest opłacalna, można stworzyć poprawiony układ przełączania dla wymagań technologicznych.
Układ stacji i układ przełączania muszą być starannie zaprojektowane na podstawie IEEE 141 aby zapewnić efektywność i bezpieczeństwo systemu dystrybucji elektrycznej.
Transformery,
Przełączniki i
Wyłączniki
muszą być wybierane na podstawie wymagań napięcia i obciążenia.
Aby maksymalizować przestrzeń, ułatwić konserwację i umożliwić rozszerzenie, układ musi być starannie zaplanowany. Magistrale powinny efektywnie łączyć urządzenia, a obwody powinny poprawiać przepływ energii i niezawodność.
Do szybkiego wykrywania i izolowania awarii potrzebne są solidne systemy ochrony i sterowania. Standardy regulacyjne i kwestie środowiskowe określają projekt stacji, aby zapewnić bezpieczeństwo, niezawodność i zgodność środowiskową.
Przy projektowaniu układu EHV i konfiguracji przełączania należy wziąć pod uwagę kilka aspektów:
Powinien być niezawodny, bezpieczny i zapewniać doskonałą ciągłość usługi.
Typowe schematy magistral i ochrony stacji są wyjaśnione szczegółowo w:
Co to jest elektryczna magistrala? Typy, zalety, wady &
Schematy ochrony magistral
Różne konfiguracje magistral zapewniają różne korzyści w zakresie redundancji, elastyczności działania i dostępności do konserwacji.
Efektywny układ magistral gwarantuje efektywny przepływ energii i ułatwia przyszłe rozszerzenia.
Konstrukcje są potrzebne do wspierania i montażu urządzeń elektrycznych magistral oraz zakończenia kabli linii przesyłowych.
Konstrukcje mogą być wykonane z żelaza, drewna, betonu zbrojonego (RCC) lub prefabrykatów betonowych (PSC). W zależności od gleby bocznej, wymagają one fundamentów.
Stacje używają spawanego żelaza ze względu na jego zalety.
The
Przestawy fazowe,
Przestawy do ziemi,
Izolatory,
Długość szyn, oraz
Waga sprzętu
wpływają na projekt strukturalny.
Zginanie,
Zgniatanie flanci,
Pionowe i poziome przycinanie, oraz
Zniszczenie wzdłużne
muszą zapobiegać awariom stali belkowej i dźwigarów.
Kratowe dźwigary pudełkowe powinny wynosić 1/10 do 1/15 długości przęsła. Zazwyczaj, ugięcie belki nie może przekraczać 1/250 długości przęsła.
Śruby i nakrętki konstrukcyjne muszą mieć średnicę 16 mm, z wyjątkiem lekko obciążonych sekcji, gdzie mogą być 12 mm.
Obciążenie projektowe kolumn i dźwigarów powinno obejmować
Napięcie przewodnika,
Napięcie drutu ziemnego,
Wagę izolatorów i sprzętu, oraz
Częściowe obciążenie (około 350 kg),
Wagę pracownika i narzędzi (200 kg)
Obciążenia wiatru i uderzeniowe
podczas operacji sprzętu.
Przęsło linii nadziemnej musi być zakończone przez konstrukcje rusztowania stacji. Może się ono wynosić do +15 stopni pionowo i +30 stopni poziomo.
Konstrukcje terenowe mogą być pomalowane lub ocynkowane metodą gorącą.
Konstrukcje wykonane ze stali ocynkowanej wymagają minimalnej konserwacji.
Jednak pomalowane konstrukcje zapewniają lepszą odporność na korozję w niektórych ekstremalnie zanieczyszczonych obszarach.
Zwykle stosowane odstępy fazowe jako:
| 11 kV | 1,3 m |
| 33 kV | 1,5 m |
| 66 kV | 2,0 do 2,2 m |
| 110 kV | 2,4 do 3 m |
| 220 kV | 4,5 m |
| 400 kV | 7,0 m |
Aby ułatwić połączenie między wieloma komponentami, które tworzą stację, szyny mocy to przewodzące pręty używane do transmisji energii elektrycznej w całym obiekcie.
Straty elektryczne są zmniejszane, dystrybucja energii jest bardziej spójna, a wydajność stacji poprawia się, gdy szyny mocy są prawidłowo zaprojektowane i wymiarowane.
Automatyzacja stacji optymalizuje działanie i efektywność poprzez połączenie systemów sterowania, inteligentnych urządzeń i sieci komunikacyjnych.
Monitorowanie w czasie rzeczywistym, zdalne sterowanie, analiza danych i predykcyjna konserwacja poprawiają niezawodność i zmniejszają czas przestoju dzięki automatyzacji.
Zaawansowane systemy sterowania, takie jak SCADA, poprawiają automatyzację stacji, zbieranie danych i zdalne sterowanie.
Automatyzacja stacji wykorzystuje systemy SCADA do centralnego sterowania i monitorowania.
Systemy SCADA zbierają dane z stacji, aby usprawnić przepływ energii, podejmować decyzje i szybko rozwiązywać awarie.
Architektura projektu podstacji wymaga niezawodnych protokołów komunikacyjnych takich jak IEC 61850, DNP3 lub Modbus, aby zapewnić wzajemną współpracę, integralność danych i bezpieczeństwo cybernetyczne.
Oświadczenie: Szacunek dla oryginału, dobre artykuły są warte udostępniania, jednak w przypadku naruszenia praw autorskich prosimy o kontakt w celu usunięcia.
