Сохрани и опубликуйсвоё исследование
О проекте | Cоглашение | Партнёры
Исследование Московского энергетического кольца 500 кВ. Подключение подстанции 500/110/6,3 кВ к узлу Загорская гидроаккумулирующая электростанция.
Московский физико-технический институт (государственный университет) (МФТИ)
Комментировать 0
Рецензировать 0
Скачать - 2,4 МБ
Enter the password to open this PDF file:
-
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «ЮЖНО-УРАЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» (Национальный исследовательский университет) Политехнический институт. Энергетический факультет Кафедра «Электрические станции, сети и системы электроснабжения» РАБОТА ПРОВЕРЕНА Рецензент, __________________ ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ Заведующий кафедрой (должность) __________ / _______________ / (подпись и печать) __________ / И.М. Кирпичникова / (И.О. Фамилия) « ___ » ____________ 2020 г. « ___ » _____________ 2020 г. «Проектирование районной подстанции 500/110/6,3 кВ» ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА ЮУрГУ – 13.03.02.2020.309-05-116 ПЗ ВКР Консультант, доцент __________ / И.О. Фамилия / « ___ » ____________ 2020 г. Руководитель, доцент __________ / Р.В. Гайсаров / « ___ » ____________ 2020 г. Автор работы студент группы П-472 __________ / Д.А. Хакулов / « ___ » ____________ 2020 г. Нормоконтролёр, доцент __________ / Р.В. Гайсаров / « ___ » ____________ 2020 г. Челябинск 2020
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «ЮЖНО-УРАЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» (Национальный исследовательский университет) Политехнический институт. Энергетический факультет Кафедра «Электрические станции, сети и системы электроснабжения» Направление 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника» УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой __________ / И.М. Кирпичникова / « ___ » _____________ 2020 г. ЗАДАНИЕ на выпускную квалификационную работу бакалавра Хакулов Денис Альбертович Группа П-472 1. Тема выпускной квалификационной работы «Проектирование районной подстанции 500/110/6,3 кВ» утверждена приказом по университету от « ___ » ____________ 2020 г. № __________ 2. Срок сдачи студентом законченной работы « ___ » __________ 2020 г. 3. Исходные данные к работе Объектом для проектирования является районная подстанция. Исходные данные для проектирования подстанции представлены в таблице 1. Районную подстанцию необходимо подключить к Московскому энергетическому кольцу (ЗаГАЭС) через двухцепную линию. Исходные данные рассматриваемой сети представлены в Приложении 1. Таблица 1 – Исходные данные проектируемой подстанции Обозначение Наименование Размерность Величина Uвн Напряжение энергосистемы кВ 500 nвв Число вводов – 2 Uсн Напряжение РЭС кВ 110 2
Sнаг.сн Uнн Sнаг.нн Нагрузка РЭС Напряжение потребителя Мощность потребителя nн Число линий потребителя – Реактанс системы при Sб = 100 МВ·А МВ·А 130 кВ 6,3 МВ·А 44 – 12 о.е 0,0063 4. Перечень вопросов, подлежащих разработке 1) Анализ энергосистемы Московского энергетического кольца; 2) Разработка структурной схемы районной подстанции; 3) Разработка главной схемы районной подстанции; 4) Разработка схемы питания собственных нужд районной подстанции; 5) Выбор аккумуляторной батареи районной подстанции; 6) Релейная защита и автоматика районной подстанции; 7) Безопасность жизнедеятельности. 5. Перечень графического материала 1) Схема энергосистемы 500 кВ - 1 лист формата А1; 2) Карты режимов – 1 лист формата А1; 3) Главная схема электрических соединений районной подстанции – 1 лист формата А1; 4) План и размер районной ПС – 1 лист формата А1; 5) Экранная страница отображения телеметрии – 1 лист формата А1. 6) Презентация «Проектирование районной подстанции 500/110/6,3 кВ» 6. Консультанты по работе, с указанием относящихся к ним разделов Раздел Консультант Подпись Задание выдал Задание принял (консультант) (студент)
7. Дата выдачи задания « ___ » ____________ 2020 г. Руководитель работы __________________ (подпись) Задание принял к исполнению __________________ (подпись студента) КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН Дата завершения этапа Наименование этапов выпускной квалификационной работы Отметка руководителя о выполнении Построение модели сети в программном комплексе RastrWin Анализ режимов сети Московского энергетического кольца Разработка главной схемы районной подстанции Выбор оборудования районной подстанции Выбор схемы питания собственных нужд и выбор аккумуляторной батареи районной подстанции Выбор видов РЗА на районной подстанции Безопасность жизнедеятельности Оформление пояснительной записки Разработка чертежей Заведующий кафедрой __________ / И.М. Кирпичникова / Руководитель работы __________ / Р.В. Гайсаров / Студент __________ / Д.А. Хакулов /
АННОТАЦИЯ Хакулов Д.А. Проектирование районной подстанции 500/110/6,3 кВ. – Челябинск: ЮУрГУ, ЭФ, П-472, 2020 г., с. 103, ил. литературы 22, – табл. 11 33. Список наименований. Чертежей – 5 листов формата А1. В выпускной квалификационной работе содержится расчетная часть по проектированию районной подстанции 500/110/6,3 кВ. По исходным данным были определены потоки мощности, исходя из которых были выбраны силовые трансформаторы, линии электропередачи. Также были выбраны выключатели, разъединители, средства контроля, измерений и учёта электроэнергии, а также была выбрана схема собственных нужд подстанции и аккумуляторная батарея. Графическая часть проекта – главная схема электрических соединений районной подстанции – выполнена на листе формата А1 и представлена в приложении А. Изм Лист № докум Разраб. Хакулов Пров. Гайсаров Н. контр. Утв. Гайсаров Кирпичникова Подпис Дат ьь а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ ВКР Проектирование районной подстанции 500/110/6,3 кВ Лит. Лист 5 Листов 103 ЮУрГУ Кафедра ЭССиСЭ
ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ 10 1 АНАЛИЗ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 11 1.1 Баланс активных и реактивных мощностей 11 1.1.1 Баланс активных мощностей 11 1.1.2 Баланс реактивных мощностей 12 1.2 Анализ режимов работы сети 15 1.2.1 Максимальный режим работы 15 1.2.2 Минимальный режим работы 17 1.2.3 Послеаварийный режим работы 19 2 РАЗРАБОТКА СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ РАЙОННОЙ ПОДСТАНЦИИ 21 2.1 Выбор соединения основного оборудования и определение потоков мощности 21 2.2 Выбор трансформаторов 23 2.3 Выбор линий электропередач 25 3 РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ РАЙОННОЙ ПОДСТАНЦИИ 28 3.1 Выбор схемы распределительных устройств 28 3.2 Расчет токов в нормальном и продолжительном режиме 30 3.3 Расчет токов короткого замыкания 31 3.3.1 Расчёт токов короткого замыкания на стороне высокого напряжения 3.3.2 Расчёт токов короткого замыкания на стороне низкого напряжения (6,3 кВ) 3.3.3 33 34 Расчет токов короткого замыкания на стороне низкого напряжения (35 кВ) 35 Трансформаторы работают раздельно. Согласно данному условию преобразуем схему (рисунок 11): Изм. Лис т № докум. Подпис Дат а ь П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ 35 Лист 6
3.4 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, изоляторов, средств контроля и измерений на стороне РУ ВН 36 3.4.1 Выбор выключателей и разъединителей на РУ ВН 36 3.4.2 Выбор средств измерения и контроля для РУ ВН 42 3.4.3 Выбор трансформаторов тока для РУ ВН 43 3.4.4 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке в цепи питающих 3.4.5 46 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке на стороне ВН силового трансформатора 48 3.4.6 Выбор трансформаторов напряжения для РУ ВН 49 3.4.7 Выбор токоведущих частей РУ ВН 51 3.5 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, изоляторов, средств контроля и измерений на стороне РУ НН 3.5.1 52 Выбор ячеек комплектного распределительного устройства 3.5.2 52 Выбор выключателей и разъединителей РУ НН (6,3 кВ) 3.5.3 53 Выбор выключателей и разъединителей на РУ НН (35 кВ) 57 3.5.4 Выбор средств измерения и контроля на НН 61 3.5.5 Выбор трансформаторов тока на НН 62 3.5.6 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке на стороне НН силового трансформатора 3.5.7 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке в цепи секционного выключателя 3.5.8 3.5.9 Изм.. Лис тт № докум. 64 65 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке в цепи потребительских линий 67 Выбор трансформаторов напряжения на РУ НН 69 Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 7
3.5.10 Выбор токоведущих частей РУ НН 70 3.5.11 Выбор изоляторов 72 4 РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД РАЙОННОЙ ПОДСТАНЦИИ 74 4.1 Определение потребителей собственных нужд 74 4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 75 4.3 Выбор схемы питания собственных нужд 76 5 ВЫБОР АККУМУЛЯТОРНОЙ БАТАРЕИ РАЙОННОЙ ПОДСТАНЦИИ 77 5.1 Расчет аккумуляторной батареи 77 5.2 Определение мощности зарядно-подзарядного устройства 79 6 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА РАЙОННОЙ ПОДСТАНЦИИ 81 6.1 Выбор видов РЗА энергообъектов 500 кВ 81 6.1.1 Автотрансформатор АТДЦТН-250000/500/110 81 6.1.2 Защита линий 500 кВ 82 6.1.3 Шины 500 кВ 82 5 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ Изм.. Лис тт 83 5. 1 Краткая характеристика проектируемого объекта 83 5.2 Вредные и опасные факторы на подстанции 84 5.2.1 Шум 84 5.2.2 Электромагнитное поел промышленной частоты 84 5.2.3 Вибрация 86 5.3 Основы электробезопасности 88 5.3.1 Общие электротравмы 88 5.3.2 Местные электротравмы 88 5.3.3 Факторы, влияющие на исход электропоражения 89 5.3.4 Методы и средства обеспечения электробезопасности 89 № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 8
5.3.5 Классификация помещений по степени опасности поражения электрическим током 5.4 Защитное заземление 90 91 5.4.1 Выносное заземляющее устройство 91 5.4.2 Контурное заземляющее устройство 92 5.4.3 Явления при стекании тока в землю 93 5.5 Пожарная безопасность 94 5.5.1 Определение и классификация пожара 94 5.5.2 Сопутствующие опасные факторы пожара 94 5.5.3 Классификация помещений по взрывопожарной и пожарной опасности 5.5.4 Огнетушащие вещества и составы 5.6 Чрезвычайная ситуация 95 96 97 5.6.1 Понятие и классификация ЧС 97 5.6.2 Чрезвычайные ситуации на подстанции 97 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 99 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 10 0 ПРИЛОЖЕНИЯ 10 2 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 10 2 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 9
ВВЕДЕНИЕ В данном выпускной квалификационной работе проектируется районная подстанция 500/110/6,3 кВ. Производится разработка структурной схемы и расчет её параметров. Исходя из расчетных параметров схемы выбирается основное и вспомогательное оборудование подстанции. Проектируемая подстанция необходима для обеспечения электроэнергией электроприемников I-ой и II-ой категории, так как сбой в его электроснабжении может привести к нарушению сложного технологического процесса, а также серьезным экономическим потерям, поэтому проектируемая подстанция должна отвечать требованиям надежности электроснабжения потребителей I категории. Кроме того, необходимо подключить данную районную подстанцию к энергетической системе. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 10
1 АНАЛИЗ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 1.1 Баланс активных и реактивных мощностей 1.1.1 Баланс активных мощностей Баланс по активным мощностям для нагрузок записывается как: (1) ∑ Рг = ∑ Рп . Суммарная генерируемая активная мощность электростанций равна суммарному потреблению мощности и равна: ∑ Рг = 𝑃АЭС−1 + 𝑃ТЭЦ №26 + 𝑃ЗаГАЭС . (2) Подставим числовые значения в формулу (2), получим: ∑ Рг = 2100 + 1800 + 1200 = 5100 МВт. Потребление активной мощности в системе: ∑ Рп = ∑ 𝑃н + ∑ 𝑃сн + ∑ ∆𝑃л + ∑ ∆𝑃т . (3) Активная мощность нагрузок потребителей: ∑ Рн = 𝑃1 +𝑃2 + 𝑃3 + 𝑃4 + 𝑃5 + 𝑃6 + 𝑃7 + 𝑃9 + 𝑃10 + 𝑃11 . (4) Подставим числовые значения ф формулу (4), получим: ∑ Рн = 800 + 740 + 400 + 400 + 600 + 520 + 400 + 820 + 800 + 145 = 5625 МВт. Мощности собственных нужд электрических станций: ∑ Рсн = 0,06 ∙ ∑ Рг . (5) Подставим числовые знания в формулу (5), получим: ∑ Рсн = 0,06 ∙ 5100 = 306 МВт. Потери в линиях: ∑ ∆Рл = 0,01 ∙ ∑ Рн . Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ (6) Лист 11
Подставим числовые знания в формулу (6), получим: ∑ ∆Рл = 0,02 ∙ 5625 = 112,5 МВт. Потери в трансформаторах: (7) ∑ ∆Рт = 0,015 ∙ ∑ Рн . Подставим числовые значения в формулу (7), получим: ∑ ∆Рт = 0,015 ∙ 5625 = 84,38 МВт. Подставим числовые значения в формулу (3), получим: ∑ Рп = 5625 + 306 + 112,5 + 84,38 = 6127,88 МВт. Итогом расчета баланса активной мощности является определение необходимой обменной мощности: Рс = ∑ Рг − ∑ Рп . (8) Подставим числовые значения в формулу (8), получим: 𝑃с = ∑ Рг − ∑ Рп = 5100 − 6127,88 = −1027,88 МВт. Сеть дефицитна по активной мощности. 1.1.2 Баланс реактивных мощностей Балансу реактивной мощности в системе соответствует равенство: ∑ 𝑄г + ∑ 𝑄з ± ∑ 𝑄ку ± ∑ 𝑄с = ∑ 𝑄п , (9) где Qг – суммарная реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанции при коэффициенте мощности не ниже номинального; Qз – мощность, генерируемая линиями (зарядная); Qку – реактивная мощность компенсирующих устройств; 𝑄с – величина обменной реактивной мощности. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 12
Потребление реактивной мощности в системе: ∑ Q п = ∑ Q н + ∑ Q сн + ∑ ∆Q л + ∑ ∆Q т , (10) где мощность нагрузок потребителей: ∑ Q н = Q1 +Q 2 + Q 3 + Q 4 + Q 5 + Q 6 + Q 7 + Q 9 + Q10 + Q11 . (11) Подставим числовые значения в формулу (11), получим: ∑ Q н = 400 + 440 + 210 + 230 + 400 + 300 + 180 + 430 + 480 + 130 = 3200 Мвар. Мощность собственных нужд электрических станций: ∑ Q сн = 0,7 ∙ ∑ Pсн . (12) Подставим числовые значения в формулу (12), получим: ∑ Q сн = 0,7 ∙ 306 = 214,2 Мвар. Потери мощности в линиях: ∑ ∆Q л = 0,1 ∙ ∑ Q н . (13) Подставим числовые значения в формулу (13), получим: ∑ ∆Q л = 0,05 ∙ 3200 = 160 Мвар. Потери мощности в трансформаторах: ∑ ∆Q т = 0,09 ∙ ∑ Q н . (14) Подставим числовые значения в формулу (14), получим: ∑ ∆Q т = 0,09 ∙ 3200 = 288 Мвар. Подставим числовые значения в формулу (10), получим: ∑ Q п = 3200 + 214,2 + 320 + 288 = 3862,2 Мвар. Величина реактивной мощности, поступающей от электростанций: Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 13
(15) ∑ Q г = Q АЭС−1 + Q ТЭЦ №26 + Q ЗаГАЭС . Подставим числовые значения в формулу (15), получим: ∑ Q г = 700 + 600 + 425 = 1725 Мвар. Реактивную мощность, генерируемую воздушными линиями, приблизительно возьмем для одноцепных линий 500 кВ – 500 квар/км: ∑ Q з = 0,5 ∙ l500 . (16) Подставим числовые значения в формулу (16), получим: ∑ Q з = 0,7 ∙ (30 + 2 ∙ 63 + 87,2 + 2 ∙ 46,5 + 2 ∙ 83 + 2 ∙ 31,3 + 2 ∙ 26,9 + 2 ∙ 17 + 52,1 + 36,4 + 77,8 + 87 + 37,7 + 2 ∙ 86,4 + 37,7 + 2 ∙ 86,4 + 37,4 + 26 + 2 ∙ 26,6) = 1080,1 Мвар. Обменная реактивная мощность с соседней энергосистемой: Q c = 0,35 ∙ Pc . (17) Подставим числовые значения в формулу (17), получим: Q c = −850,89 ∙ 0,35 = −297,81 Мвар. Мощность компенсирующих устройств определяется из равенства: Q ку = ∑ Q п − ∑ Q г − ∑ Q з + ∑ Q с . (18) Подставим числовые значения в формулу (18), получим: Q ку = 3862,2 − 1725 − 1080,1 − 297,81 = 759,29 Мвар. Мощность компенсирующих устройств, работающих в режиме генерации реактивной мощности – 759,29 Мвар. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 14
1.2 Анализ режимов работы сети 1.2.1 Максимальный режим работы Максимальный режим – это режим, в котором работают все линии, электростанции и потребляется мощность в режиме наибольших нагрузок. Построим таблицу по току в максимальном режиме с помощью программы RastrWin. Рисунок 1 – Карта максимального режима Существующая сеть дефицитна (Рисунок 1), что и было получено при расчете баланса мощностей. В рассматриваемом максимальном режиме напряжение в узлах лежит в допустимых пределах. Проведем проверку по короне, сечение проводов линий 500 кВ должно быть не менее 3×300 мм 2. Для проверки по допустимому току построим таблицу 1. Таблица 1 – Токи в линиях сети Подстанция Подстанция конца № начала линии линии 1 АЭС-1 Опытная Марка провода I, А Iдоп, А АС-3×300/39 1028 2070 2 АЭС-1 Белый Раст 2×АС-3×300/39 1072 2070 3 Опытная Белый Раст АС-3×300/39 35 2070 4 Белый Раст Бескудниково 2×АС-3×300/39 204 2070 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 15
5 Западная Белый Раст 2×АС-3×300/39 53 2070 6 Очаково Западная 2×АС-3×300/39 562 2070 7 ТЭЦ №26 Очаково 2×АС-3×300/39 1333 2070 8 ТЭЦ №26 Пахра 2×АС-3×300/39 919 2070 9 Ногинск Чагино 2×АС-3×300/39 298 2070 10 Пахра Чагино АС-3×300/39 274 2070 11 Ногинск Бескудниково АС-3×300/39 315 2070 12 АЭС-1 Трубино АС-3×300/39 426 2070 13 Трубино Бескудниково АС-3×300/39 50 2070 14 Ногинск Владимирская 2×АС-3×300/39 328 2070 15 ЗаГАЭС Трубино АС-3×300/39 687 2070 16 ЗаГАЭС Владимирская АС-3×300/39 659 2070 17 ЗаГАЭС ПС 500/110/6,3 2×АС-3×300/39 199 2070 Из таблицы видно, что все линии в максимальном режиме проходят по допустимому току. Линии 3, 5 и 13недогружены, но по короне сечение 3×300 мм 2 – минимальное. Рассмотрим рабочее напряжение в максимальном режиме (Таблица 2). Таблица 2 – Напряжение в узлах в максимальном режиме Название узла Uном, кВ U, кВ АЭС-1 500 518,46 1,14 Опытная 500 495,98 0,13 Белый Раст 500 493,62 0,10 Бескудниково 500 Западная 500 494,94 0,29 Очаково 500 501,40 0,56 ТЭЦ №26 500 514,80 1,05 Пахра 500 509,15 0,78 Чагино 500 503,98 0,10 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а ∆U, % П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 16
Ногинск 500 510 0 Трубино 500 492,17 -0,26 Владимирская 500 499,64 -0,46 ЗаГАЭС 500 512,02 0,13 ПС 500/110/6,3 500 510,28 0,10 Отклонение напряжения в узлах в максимальном режиме не превышает 5%. 1.2.2 Минимальный режим работы Минимальный режим – это режим, в котором работают все линии, электростанции, но потребляется мощность, равная 80% режима наибольших нагрузок (Таблица 3) и напряжение балансирующего узла поднялось до 520 кВ. Таблица 3 – Активная и реактивная нагрузки узлов в минимальном режиме п/п Название Нагрузка P+Q, МВА 1 Опытная 640+j240 2 Белый Раст 592+j280 3 Бескудниково 320+j168 4 Западная 320+j160 5 Очаково 480+j240 6 Пахра 416+j240 7 Чагино 320+j144 8 Ногинск – 9 Трубино 656+j312 10 Владимирская 640+j240 11 ПС 500/110/6,3 116+j79 В минимальном режиме мы меняем ток возбуждения на генераторах электростанций АЭС-1, ТЭЦ №26 и ЗаГАЭС. На рисунке 2 видно, что удалось снизить напряжение до допустимого уровня. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 17
Рисунок 2 – Карта минимального режима Рассмотрим рабочее напряжение в минимальном режиме (Таблица 4). Таблица 4 – Напряжение в узлах в минимальном режиме режиме Название узла Uном, кВ U, кВ ∆U, % АЭС-1 500 522,88 5,65 Опытная 500 504,97 4,63 Белый Раст 500 502,53 3,90 Бескудниково 500 500,16 2,81 Западная 500 502,63 3,97 Очаково 500 507,47 4,15 ТЭЦ №26 500 517,81 4,51 Пахра 500 512,88 3,87 Чагино 500 507,70 1,43 Ногинск 500 512 0 Трубино 500 502,92 2,81 Владимирская 500 508,16 1,09 ЗаГАЭС 500 520,66 2,41 ПС 500/110/6,3 500 519,29 2,38 Отклонение напряжения в узлах в максимальном режиме не превышает 5%. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 18
1.2.3 Послеаварийный режим работы Наиболее тяжелый режим работы сети возникает при отключении линии АЭС-1 – Белый Раст. Эта линия связывает крупную электростанцию с мощными потребителями. При отключении данной линии возникает самый тяжелый режим по напряжению (рисунок 3). Рисунок 3 – Карта послеаварийного режима Для проверки по допустимому току построим таблицу 5. Таблица 5 – Токи в линиях сети в послеаварийном режиме № Подстанция начала линии Подстанция конца Марка провода линии 1 АЭС-1 Опытная 2 АЭС-1 3 I, А Iдоп, А АС-3×300/39 1518 2070 Белый Раст 2×АС-3×300/39 – 2070 Опытная Белый Раст АС-3×300/39 568 2070 4 Белый Раст Бескудниково 2×АС-3×300/39 272 2070 5 Западная Белый Раст 2×АС-3×300/39 154 2070 6 Очаково Западная 2×АС-3×300/39 680 2070 7 ТЭЦ №26 Очаково 2×АС-3×300/39 1460 2070 8 ТЭЦ №26 Пахра 2×АС-3×300/39 811 2070 9 Ногинск Чагино 2×АС-3×300/39 403 2070 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 19
10 Пахра Чагино АС-3×300/39 189 2070 11 Ногинск Бескудниково АС-3×300/39 402 2070 12 АЭС-1 Трубино АС-3×300/39 852 2070 13 Трубино Бескудниково АС-3×300/39 403 2070 14 Ногинск Владимирская 2×АС-3×300/39 260 2070 15 ЗаГАЭС Трубино АС-3×300/39 619 2070 16 ЗаГАЭС Владимирская АС-3×300/39 721 2070 17 ЗаГАЭС ПС 500/110/6,3 кВ 2×АС-3×300/39 197 2070 Из данной таблицы видно, что токи в линиях проходят по допустимому току. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 20
2 РАЗРАБОТКА СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ РАЙОННОЙ ПОДСТАНЦИИ 2.1 Выбор соединения основного оборудования и определение потоков мощности Структурная схема проектируемой подстанции будет содержать распределительные устройства (РУ) высшего, среднего и низшего напряжения, а также понизительные трансформаторы. Проектируемая подстанция должна отвечать требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категории, таким образом целесообразно установить на подстанции два трансформатора. В случае отказа или вывода в ремонт одного трансформатора, другой должен полностью передавать мощность нагрузки в течение определенного времени. Исходя из всего вышеперечисленного, структурная схема проектируемой подстанции будет иметь вид, представленный на рисунке 4. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 21
Рисунок 4 – Структурная схема районной подстанции Мощность, поступающая на районную подстанцию равномерно распределяется между потребителями НН и СН. Примем, что коэффициент мощности нагрузки cosφ одинаков для всех линий, поступающий на подстанцию поток мощности определится как: Sвв = Sнаг.сн + Sнаг.нн (19) Sвв = 130 + 44 = 174 МВА Покажем на структурной распределение потоков мощности на подстанции, учитывая, что мощность, которая передается через трансформаторы, равна мощности нагрузки (рисунок 5). Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 22
Рисунок 5 – Распределение потоков мощности 2.2 Выбор трансформаторов Количество трансформаторов на подстанции определяется необходимостью надёжного электроснабжения потребителя и их суммарной стоимостью. Из условий надежности электроснабжения районной подстанции, необходима установка двух трансформаторов на подстанции. Номинальная мощность трансформатора определяется как: Sном.т ≥ Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а Sт.расч k ав.п (nт − 1) П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ (20) Лист 23
где nт – количество трансформаторов, kав.п – коэффициент аварийной перегрузки трансформатора. Подставив числовые значения в формулы (20), номинальную мощность трансформатора при nт = 2 и kав.п = 1,4. Sном.т = Учитывая полученное 174 = 124 МВА 1,4 ∙ (2 − 1) значение номинальной мощности одного трансформатора, выбираются два АТДЦТН-250000/500/110. Таблица 6 – Каталожные данные трансформатора АТДЦТН-250000/500/110 Обозначение Sт.ном Наименование Номинальная мощность Номинальное напряжение обмоток ВН Номинальное напряжение обмоток СН Номинальное напряжение обмоток НН Uт.вн Uт.сн Uт.нн – Регулирование напряжения ±8 Размерность Величина МВ·А 250 кВ 500 кВ 121 кВ 38,5 % 0-11,8 ВН-СН ВН-НН uк 13 Напряжение короткого замыкания % СН-НН ΔPк ВН-СН ΔP0 18,5 Потери короткого замыкания кВт 640 Потери холостого хода кВт 230 % 0,45 Ток холостого хода I0 ВН Rт СН 2,28 Активное сопротивление Ом НН Xт Изм.. Лис тт ВН 33 0,28 5,22 Реактивное сопротивление № докум. Подпис Дат а Ом 137,5 П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 24
СН 0 НН 192,5 Для того чтобы обеспечить электроэнергией РУ НН необходимо подобрать трансформатор 35/6,3 кВ. По формуле (20) найдем мощность трансформатора при nт = 2 и kав.п = 1,4: Sном.т = Учитывая полученное 44 = 31,4 МВА 1,4 ∙ (2 − 1) значение номинальной мощности одного трансформатора, выбираются два ТРДНС-32000/35. Таблица 7 – Каталожные данные трансформатора ТРДНС -32000/35 Обозначение Sт.ном Uт.вн Uт.нн Наименование Номинальная мощность Номинальное напряжение обмоток ВН Номинальное напряжение обмоток НН Размерность Величина МВ·А 32 кВ 36,75 кВ 6,3-6,3 uк Напряжение короткого замыкания % 12,7 I0 Ток холостого хода % 0,6 2.3 Выбор линий электропередач Выбор числа линий, их типа и сечения проводов необходимо начать с расчёта токов продолжительного режима работы линии. Продолжительным режимом работы называется такой режим работы электротехнического устройства, продолжающийся не менее чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды. Продолжительный режим имеет место, когда электроустановка находится в одном из режимов: нормальном, ремонтном, послеаварийном. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 25
Iнорм.реж = Imax.реж = Si (21) ni ∙ √3 ∙ Ui Si (22) (ni − 1) ∙ √3 ∙ Ui где ni – количество параллельных линий; Si – наибольшая мощность потребителей, присоединенных к линиям. Рассчитаем ток нормального режима для одной линии электропередачи, питающей подстанцию (ток 1-го ввода): Iвв.норм = 174 ∙ 106 2 ∙ √3 ∙ 500 ∙ 103 = 100 А Ток аварийного режима, который будет протекать по одной питающей линии в случае отключения другой: Iвв.max = 174 ∙ 106 (2 − 1) ∙ √3 ∙ 500 ∙ 103 = 200 А Ток нормального режима для одной линии электропередачи цепи потребителей на стороне НН, считая, что мощность распределена равномерно: Iн = 44 ∙ 106 12 ∙ √3 ∙ 6,3 ∙ 103 = 336 А Примем, что потребитель питается от двух проводов, тогда в аварийном режиме через один из проводов будет протекать двойной ток: Iн.max = 2 ∙ Iн (23) Iн.max = 2 ∙ 336 = 672 А При выборе сечения провода нужно учитывать, что при увеличении площади сечения, уменьшаются потери в проводе, но происходит увеличение стоимости провода. Поэтому выбор сечения нормированным обобщённым показателям. используются нормированное значение проводов производится по В качестве таких показателей экономической плотности тока и экономическое сечение проводов, которое определяется по следующей формуле: Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 26
Fэ = Ii jэ (24) где Ii – расчётный ток в линии, экономическая плотность тока jэ = 1 А/мм2 Зная токи, протекающие по проводам, и экономическую плотность тока найдем сечение проводника. Сечение для ввода: Fэ.вв = 100 = 100 мм2 1 Ближайшее стандартное сечение – 100 мм2 – сталеалюминевый провод типа 3×АС300/39. Провода меньшим сечением не подходят по условию возникновения короны. Сечение для НН: Fэ.нн = 336 = 336 мм2 1 Примем кабель АПвБВнг(A)-LS 3х240/70 (2 кабеля в параллель). Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 27
3 РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ РАЙОННОЙ ПОДСТАНЦИИ 3.1 Выбор схемы распределительных устройств Выбор главной схемы подстанции зависит от назначения, роли и местоположения объекта в энергосистеме. Функциональное назначение распределительного устройства (РУ) как элемента электрической системы заключается в непрерывном приёме и распределении потоков электрической энергии в работоспособных режимах и локализации места повреждения при авариях. Выбранная схема распределительного устройства должна обеспечивать требуемую степень надежности питания всех потребителей, перспективу развития и возможность расширения, возможность производства ремонтных работ, простоту и наглядность, экономическую целесообразность. Согласно перечисленным в п. 3.1 критериям, выбираем схему РУ ВН – четырехугольник (рисунок 6). Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 28
Рисунок 6 – Схема РУ ВН Согласно перечисленным в п. 3.1 критериям, выбираем схему РУ НН – две секционированные системы сборных шин (рисунок 7). Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 29
Рисунок 7 – Схема РУ НН Схема четырехугольника применяется в РУ напряжением 110-750 кВ для двухтрансформаторных ПС, питаемых по две ВЛ. Данная схема относится к классу схем с двухкратным принципом подключения присоединения. Каждое присоединение коммутируется двумя выключателями. В то же время схема четырехугольник очень экономична. 3.2 Расчет токов в нормальном и продолжительном режиме Выполним расчёт токов в цепи АТДЦТН-250000/500/110 и ТРДНС-40000/35. Для ТРДНС-40000/35: Iнорм = (0,6 … 0,7) ∙ Iмакс = (1,3 … 1,4) ∙ Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а ′ Sном.т (25) √3 ∙ Uном.т ′ Sном.т (26) √3 ∙ Uном.т П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 30
′ где Sном.т – номинальная мощность трансформатора по шкале ГОСТ. Iнорм.вн = (0,6 … 0,7) ∙ Iмакс.вн = (1,3 … 1,4) ∙ Iнорм.нн = (0,6 … 0,7) ∙ Iмакс.нн = (1,3 … 1,4) ∙ 63 ∙ 106 √3 ∙ 35 63 ∙ 106 √3 ∙ 35 63 ∙ 106 √3 ∙ 6,3 63 ∙ 106 √3 ∙ 6,3 = (623,5 … 727,4)А = (1350,9 … 1454,9)А = (3464,1 … 4041,4)А = (7505,5,… 8082,9)А Для АТДЦТН-250000/500/110: Iнорм = Sн′ 2√3 ∙ Uном.т Iмакс = 2 ∙ Iнорм (27) (28) где Sн′ − перспективная нагрузка на стороне НН на 10-летний период Sн′ =63 МВА. Iнорм.вн.ат = 63 ∙ 106 2√3 ∙ 500 ∙ 103 = 36,3 А Iмакс.вн.ат = 2 ∙ 26,5 = 72,6 А Iнорм.нн.ат = 63 ∙ 106 2√3 ∙ 35 ∙ 103 = 519,6 Iмакс.нн.ат = 2 ∙ 519,6 = 1039,2 А 3.3 Расчет токов короткого замыкания Расчёт токов короткого замыкания (КЗ) проводится при возможном КЗ на стороне ВН АТДЦТН-250000/500/110 и НН ТРДНС-40000/35 трансформатора. Составляем схему замещения для начального момента КЗ и найдем сопротивления элементов. Для АТДЦТН-250000/500/110 (АТ1): Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 31
xТi = Uк ∙ Sб 100 ∙ SТi xАТ1.В−С 13 ∙ 100 ∙ 106 = = 0,052 100 ∙ 250 ∙ 106 xАТ1.В−Н 33 ∙ 100 ∙ 106 = = 0,132 100 ∙ 250 ∙ 106 xАТ1.С−Н 18,5 ∙ 100 ∙ 106 = = 0,074 100 ∙ 250 ∙ 106 xАТ1.В = 0,5 ∙ (xАТ1.В−С + xАТ1.В−Н − xАТ1.С−Н) (29) (30) xАТ1.В = 0,5 ∙ (0,052 + 0,132 − 0,074) = 0,055 xАТ1.С = 0,5 ∙ (xАТ1.В−С − xАТ1.В−Н + xАТ1.С−Н ) (31) xАТ1.С = 0,5 ∙ (0,052 − 0,132 + 0,074) = −0,003 xАТ1.Н = 0,5 ∙ (−xАТ1.В−С + xАТ1.В−Н + xАТ1.С−Н ) (32) xАТ1.Н = 0,5 ∙ (−0,052 + 0,132 + 0,074) = 0,077 Для АТДЦТН-250000/500/110/35 (АТ2): xАТ1.В = xАТ2.В = 0,055 xАТ1.С = xАТ2.С = −0,003 xАТ1.Н = xАТ2.Н = 0,077 Для ТРДНС-32000/35/6,3 (Т1): xТ1.В = 0,125 ∙ xТ1.В xТ1.Н Uк ∙ Sб 100 ∙ SТi 12,7 ∙ 100 ∙ 106 = 0,125 ∙ = 0,049 100 ∙ 32 ∙ 106 Uк ∙ Sб xТ1.Н = 0,175 ∙ 100 ∙ SТi (33) (34) 12,7 ∙ 100 ∙ 106 = 1,75 ∙ = 0,695 100 ∙ 32 ∙ 106 Для ТРДНС-32000/35/6,3 (Т2): xТ1.В = xТ2.В = 0,049 xТ1.Н = xТ2.Н = 0,695 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 32
Рисунок 8 – Схема замещения 3.3.1 Расчёт токов короткого замыкания на стороне высокого напряжения Рисунок 9 – КЗ на ВН Зададимся базисными величинами на основной ступени: Uб.К1 = 500 кВ Iб.К1 = Iб.К1 = Sб √3Uб.К1 100 ∙ 106 √3 ∙ 500 ∙ 103 (35) = 115,5 А Определяем действующие значения периодической составляющей токов КЗ ветвей для начального момента времени: Е′′ qс IПК1 |0| = ∙I хс б.К1 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ (36) Лист 33
1 ∙ 115,470 = 25,7 кА 0,0045 IПК1 |0| = Расчет ударного тока КЗ: (37) iуК1 = k уК1 ∙ √2 ∙ IПК1|0| где kуК1 = 1,85 – ударный коэффициент. iуК1 = 1,85 ∙ √2 ∙ 25,7 = 67,2 кА 3.3.2 Расчёт токов короткого замыкания на стороне низкого напряжения (6,3 кВ) Так как секционные выключателе на шинах 6…10 кВ понизительных подстанций принят нормально отключенным для ограничения токов короткого замыкания и включается автоматически при отключении одного из трансформаторов. Трансформаторы работают раздельно. Согласно данному условию преобразуем схему (рисунок 10): xэкв′ = хс + xАТ2.В + xАТ2.Н + xТ1.В∙ xТ1.Н xТ1.В + xТ1.Н (38) 𝑥экв = 0,0045 + 0,055 + 0,077 + 0,049 + 0,695 = 0,881 Рисунок 10 – КЗ на стороне НН Зададимся базисными величинами на основной ступени: Uб.К1 = 6,3 кВ Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 34
Iб.К2 = Iб.К2 = Sб √3Uб.К2 100 ∙ 106 √3 ∙ 6,3 ∙ 103 (39) = 9,2 кА Определяем действующие значения периодической составляющей токов КЗ ветвей для начального момента времени: IПК3|0| IПК2|0| = Е′′ qс = ∙I хэкв б.К3 (40) 1 ∙ 9,2 = 10,4 кА 0,881 Расчет ударного тока КЗ: iуК2 = k уК2 ∙ √2 ∙ IПК2|0| (41) где kуК2 = 1,82 – ударный коэффициент. iуК2 = 1,82 ∙ √2 ∙ 10,4 = 26,8 кА 3.3.3 Расчет токов короткого замыкания на стороне низкого напряжения (35 кВ) Трансформаторы работают раздельно. Согласно данному условию преобразуем схему (рисунок 11): Рисунок 11 – КЗ на НН (35 кВ) Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 35
xэкв′ = хс + xАТ2.В + xАТ2.Н 𝑥экв = 0,0045 + 0,055 + 0,077 = 0,137 Зададимся базисными величинами: Uб.К3=35 кВ Iб.К3 = Iб.К3 = Определяем Sб √3Uб.К3 100 ∙ 106 √3 ∙ 35 ∙ 103 действующие = 1649,6 А значения периодической составляющей токов КЗ ветвей для начального момента времени: Е′′ qс IПК3 |0| = ∙I хэкв б.К3 IПК3 |0| = (42) 1 ∙ 1,649 = 12,0 кА 0,137 Расчет ударного тока КЗ: iуК3 = k уК3 ∙ √2 ∙ IПК3 |0| (43) где kуК2 = 1,60 – ударный коэффициент. iуК3 = 1,60 ∙ √2 ∙ 12,0 = 27,2 кА 3.4 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, изоляторов, средств контроля и измерений на стороне РУ ВН 3.4.1 Выбор выключателей и разъединителей на РУ ВН Выключатели выбираются по следующим условиям: — по номинальному напряжению Uуст ≤ Uном; — по длительному току Iнорм ≤ Iном, Imax ≤ Iном; — по отключающей способности. Разъединители выбираются по следующим условиям: Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 36
— по номинальному напряжению Uуст ≤ Uном; — по длительному току Iнорм ≤ Iном, Imax ≤ Iном; — по конструкции, роду установки; — по электродинамической стойкости iуд ≤ iдин, Iп0 ≤ Iдин. Наметим к установке элегазовый баковый выключатель типа ВГБ-500. Каталожные данные выключателя представлены в таблице. Таблица 8 – Каталожные данные элегазовых выключателей типа ВГБ-500 Наименование Размерность Величина Номинальное напряжение кВ 500 Наибольшее рабочее напряжение кВ 525 Номинальный ток А 3,15 Номинальный ток отключения кА 40 Наибольший пик кА Начальное действующее значение периодической кА составляющей Сквозной ток короткого замыкания 102 Наибольший пик Начальное действующее значение периодической составляющей Ток термической стойкости кА 102 кА 40 кА 40 Время протекания тока термической стойкости с 3 Собственное время отключения с 0,028 Полное время отключения с 0,005 Ток включения 40 Произведём проверку выключателя по расчётным условиям. Расчётное время отключения (от начала КЗ до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов) определяется по формуле: τ = t з min + t c.в Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ (44) Лист 37
где tз min = 0,01 – минимальное время действия релейной защиты, tз min = 0,028 – собственное время отключения выключателя. Подставив числовые значения, получим: τ = 0,01 + 0,028 = 0,038 с Проверка на симметричный ток отключения: Iп.τ ≤ Iотк.ном (45) где Iп.τ – действующее значение периодической составляющей тока КЗ по расчёту п. 3.3; I откл.ном 40 кА – номинальный ток отключения. Подставив числовые значения, получим: Iп.τ = 25,7 кА ≤ Iотк.ном = 40 кА Проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ в момент расхождения контактов: ia.τ ≤ ia.ном (46) где ia.τ – апериодическая составляющая тока КЗ, кА; ia.ном – номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключающем токе, кА. Апериодическая составляющая тока КЗ определяется по формуле: −τ Tа ia.τ = √2 ∙ Iп.τ ∙ e (47) где Tа = 0,06 с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. −0,038 0,06 ia.τ = √2 ∙ 25,7 ∙ e Номинальное = 19,2 кА допустимое значение апериодической составляющей в отключающем токе определится по формуле: ia.ном = √2 ∙ Iотк.ном ∙ βн , 100 (48) где βн = 41 % – допустимое относительное содержание апериодической составляющей. ia.ном = √2 ∙ 40 ∙ Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а 41 = 23,2 кА 100 П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 38
ia.τ = 19,2 кА ≤ ia.ном = 23,2 кА Проверка включающей способности: IПК1 |0| ≤ Iвкл (49) iудК1 ≤ iвкл (50) iвкл = √2 ∙ k уд ∙ Iвкл (51) где IПК1|0| – начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания по расчёту п. 3.3; Iвкл = 40000 А номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей); iвкл наибольший пик тока включения, кА; kуд = 1,8 ударный коэффициент, нормированный для выключателей. IПК1|0| = 25,7 кА ≤ Iвкл = 40 кА iвкл = √2 ∙ 1,8 ∙ 40 = 101,8 кА iудК1 = 67,2 кА ≤ iвкл = 101,8 кА Проверка на электродинамическую стойкость выключателя: IПК1|0| ≤ Iдин (52) iудК1 ≤ iдин (53) где iуд = 67,134 кА – ударный ток короткого замыкания по расчёту п. 3.3; Iдин, iдин – нормативные токи, электродинамическая составляющая. IПК1 |0| = 25,7 А ≤ Iдин = 40 кА iудК1 = 67,2 А ≤ iдин = 102 кА Проверка на термическую стойкость выключателя: расч Вк расч Вк = IПК1|0|2 ∙ (t откл + Ta) (54) = 25,72 ∙ (0,038 + 0,06) = 64,6 кА2 ∙ с Вк = Iтер2 ∙ t тер.в (55) Вк = 402 ∙ 3 = 4800 кА2 ∙ с расч Вк Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а ≤ Вк П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 39
расч Вк = 64,6 кА2 ∙ с ≤ Вк = 4800 кА2 ∙ с Таблица 9 – Расчётные и каталожные данные выключателей типа ВГБ-500 Каталожные Параметры Расчетные данные данные Условия выбора ВГБ-500 Uуст, кВ 500 Iнорм, кА 0,097 Uуст ≤ Uном 500 Iвв.норм.реж ≤ Iном 3,15 Imax, кА 0,194 Iпτ, кА 25,7 40 Iп.τ ≤ Iотк.ном iаτ, кА 19,2 19,2 ia.τ ≤ ia.ном Iп0, кА 40 25,7 IПК1|0| ≤ Iвкл 40 IПК1|0| ≤ Iдин 101,8 iуд ≤ iвкл 102 iуд ≤ iдин 4800 Вк iуд, кА Iвв.max.реж ≤ Iном 67,2 Вк, кА2с 64,6 расч ≤ Вк Намечаем к установке разъединитель РПД–500/3150 УХЛ1. Каталожные данные разъединителей представлены в таблице 10. Таблица 10 – Каталожные данные разъединителей типа РПД–500/3150 УХЛ1 Наименование Размерность Величина Номинальное напряжение кВ 500 Наибольшее рабочее напряжение кВ 525 Номинальный ток Наибольший пик номинального кратковременного выдерживаемого тока (ток электродинамической стойкости) Номинальный кратковременный выдерживаемый ток (ток термической стойкости) Время протекания тока термической стойкости А 3150 кА 160 кА 63 с 2 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 40
Произведём проверку разъединителя по расчётным условиям. Проверка на электродинамическую стойкость разъединителя: IПК1|0| ≤ Iдин (56) iудК1 ≤ iдин (57) где IПК1|0| = 25,66 кА – начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи разъединителя; iудК1 = 67,134 кА – ударный ток короткого замыкания по расчёту п. 3.3; Iдин, iдин – нормативные токи, электродинамическая составляющая. IПК1|0| = 25,66 кА ≤ Iдин = 63 кА iудК1 = 67,134 кА ≤ iдин = 160 кА Проверка на термическую стойкость разъединителя: расч Вк расч Вк = IПК1|0|2 ∙ (t откл + Ta) (58) = 25,662 ∙ (0,038 + 0,06) = 64,526 кА2 ∙ с Вк = Iтер 2 ∙ t тер.р (59) Вк = 632 ∙ 2 = 7938 кА2 ∙ с расч Вк расч Вк Выбранный ≤ Вк = 64,526 кА2 ∙ с ≤ Вк = 7938 кА2 ∙ с разъединитель типа РПД–500/3150 (60) удовлетворяет всем предъявляемым требованиям. Таблица 11 – Каталожные и расчетные данные разъединителей типа РПД–500/3150 Каталожные Параметры Расчетные данные данные Условия выбора РПД-500/3150 Uуст, кВ 500 Iнорм, кА 97 500 3,15 Uуст ≤ Uном Iвв.норм.реж ≤ Iном Imax, кА 194 Iпτ, кА 25,7 - Iп.τ ≤ Iотк.ном iаτ, кА 19,2 - ia.τ ≤ ia.ном Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а Iвв.max.реж ≤ Iном П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 41
Iп0, кА - IПК1|0| ≤ Iвкл 63 IПК1|0| ≤ Iдин - iудК1 ≤ iвкл 160 iудК1 ≤ iдин 7938 Вк 25,7 iуд, кА 67,2 Вк, кА2с 64,6 расч ≤ Вк 3.4.2 Выбор средств измерения и контроля для РУ ВН Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. В схему проектируемой подстанции на стороне ВН необходимо установить следующие приборы: — в цепь шин 500 кВ: вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений и регистрирующий вольтметр; осциллограф на транзитных подстанциях; — в цепь питающих линий 500 кВ: амперметр в каждой фазе, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, осциллограф, фиксирующий прибор для определения места КЗ, датчики активной и реактивной мощности — в цепь автотрансформатора: ВН – амперметр; СН - амперметр, ваттметр, ваттметр, счетчики активной и реактивной энергии; НН - амперметр, ваттметр, ваттметр, счетчики активной и реактивной энергии. На рисунке 12 показано расположение контрольно-измерительных приборов в цепи РУ ВН. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 42
Рисунок 12 – Расположение контрольно-измерительных приборов в цепи РУ ВН 3.4.3 Выбор трансформаторов тока для РУ ВН Трансформаторы тока (ТТ) предназначенные для питания измерительных приборов, выбираются по следующим условиям: — по номинальному напряжению Uуст ≤ Uном; — по длительному току Iнорм ≤ Iном, Imax ≤ Iном; причём, номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей; — по конструкции и классу точности; — по электродинамической стойкости. Поскольку в выключателях типа ВГБ-500 есть встроенные трансформаторы тока типа ТВ-500, установка отдельных дополнительных трансформаторов тока необходимо на: стороне ВН автотрансформатора и в цепи питающих линий (вводных). В цепи питающих линий и ВН автотрансформатора установим ТТ типа ТОПГ-500. Каталожные данные выбранных ТТ представлены в таблице 12. Таблица 12 – Каталожные данные ТТ типа ТВ-500 Наименование Изм.. Лис тт № докум. Размерность Подпис Дат а Величина П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 43
Номинальное напряжение кВ 500 Наибольшее рабочее напряжение кВ 525 Номинальный первичный ток для ТТ: – в цепи выключателей А 1000 А 5 В·А 10 кА 60 с 3 кА 60 кА 160 Номинальный вторичный ток Номинальная вторичная нагрузка точности 0,5 Ток термической стойкости для класса Время протекания тока термической стойкости Начальное действующее значение периодической составляющей Ток электродинамической стойкости Произведём проверку ТТ в цепи выключателей по расчётным условиям. Проверка на электродинамическую стойкость ТВ-500: Iвв.норм.реж ≤ Iном (61) Iвв.max.реж ≤ Iном (62) где Iвв.норм.реж – наибольший ток нормального режима, А; Iвв.max.реж – наибольший ток послеаварийного (ремонтного) режима, А; Iном – номинальный первичный ток трансформатора тока, А. Iвв.норм.реж = 100 А ≤ Iном = 1000 А Iвв.max.реж = 200 А ≤ Iном = 1000 А Проверка на электродинамическую стойкость ТВ-500: iудК1 ≤ iдин (63) где iудК1 = 67,134 кА – ударный ток короткого замыкания по расчёту п. 3.3; iдин – ток электродинамической стойкости. iудК1 = 67,2 кА ≤ iдин = 160 кА Проверка на термическую стойкость разъединителя: расч Вк Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а = IПК1|0|2 ∙ (t откл + Ta) П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ (64) Лист 44
расч Вк = 25,72 ∙ (0,038 + 0,06) = 64,6 кА2 ∙ с Вк = Iтер 2 ∙ t тер.р (65) Вк = 602 ∙ 3 = 10800 кА2 ∙ с расч Вк расч Вк Данный тип ≤ Вк = 64,6 кА2 ∙ с ≤ Вк = 10800 кА2 ∙ с ТТ ТВ-500 для цепи выключателей удовлетворяет предъявляемым требованиям. Произведём проверку ТОПГ-500 на ВН стороне трансформатора АТДЦТН250000/500/110 по расчётным условиям. Таблица 13 – Каталожные данные ТТ типа ТОГП-500 Наименование Размерность Величина Номинальное напряжение кВ 500 Наибольшее рабочее напряжение кВ 525 Номинальный первичный ток для ТТ: – в цепи питающих линий – на стороне ВН трансформатора А 200 Номинальный вторичный ток Номинальная вторичная нагрузка точности 0,5 Ток термической стойкости для класса Время протекания тока термической стойкости Начальное действующее значение периодической составляющей Ток электродинамической стойкости А 200 5 В·А 30 кА 60 с 3 кА 60 кА 160 Проверка на электродинамическую стойкость ТОГП-500: Iнорм.вн.ат = 26,5 А ≤ Iном = 200 А Imax.вн.ат = 53 А ≤ Iном = 200 А Проверка на электродинамическую стойкость ТОГП-500: Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 45
iудК1 = 67,2 кА ≤ iдин = 160 кА Проверка на термическую стойкость ТОГП-500: расч Вк = 25,72 ∙ (0,038 + 0,06) = 64,6 кА2 ∙ с Вк = 602 ∙ 3 = 10800 кА2 ∙ с расч Вк = 64,6 кА2 ∙ с ≤ Вк = 10800 кА2 ∙ с Выбранный ТТ типа ТОПГ-500 на стороне ВН автотрансформатора удовлетворяет всем предъявляемым требованиям. 3.4.4 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке в цепи питающих Размещение приборов в цепи питающих линий. Рисунок 13 – Размещение приборов в цепи питающих линий Таблица 14 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока в цепи питающих и транзитных линий Прибор Тип Нагрузка фазы, В·А Класс точности A B C Амперметр Э-335 1,0 0,5 0,5 0,5 Ваттметр Д-335 1,5 0,5 – 0,5 1,5 0,5 – 0,5 0,5 2,0 – 2,0 0,5 0,5 – 0,5 4 0,5 4 Варметр Д-335 Счётчик активной и EA05 реактивной энергии Фиксирующий Сириусприбор 2-ОМП Итого Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 46
По таблице 14 видим, что наиболее загружены ТТ фаз А и С. Общее сопротивление приборов определяется по формуле: rприб = Sприб I22 (66) где Sприб – мощность, потребляемая приборами, В·А; I2 = 5 A – номинальный вторичный ток. rприб = 4 = 0,16 Ом 52 Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо чтобы выполнялось условие: rприб + rпр + rк ≤ Z2ном (67) где rпр – сопротивление соединительных проводов, Ом; rк = 0,1 – переходное сопротивление контактов, Ом; Z2ном = 3 – номинальная нагрузка ТТ для класса точности 0,5. Из формулы (57) найдём сопротивление соединительных проводов: rпр ≤ 3 − 0,16 − 0,1 = 2,74 Тогда допустимое сечение соединительных проводов определится как: q= ρ ∙ lрасч rпр (68) где ρ = 0,0283 – удельное сопротивление материала провода; lрасч– расчётная длина соединительных проводов, учитывающая схемы включения приборов и трансформаторов тока. Для цепи РУ 500 кВ и при включении ТТ в звезду (рис. 8), расчётная длина соединительных проводов lрасч = 120 м (для подстанций на 20% меньше). q= По условиям 0,0283 ∙ 120 = 1,23 мм2 2,74 прочности выбираем контрольный АКРВГ кабель с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм2. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 47
3.4.5 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке на стороне ВН силового трансформатора На стороне ВН автотрансформатора устанавливается только амперметр приборы. A B C A Рисунок 14 – Размещение приборов на ВН автотрансформатора Таблица 15 – Вторичная автотрансформатора нагрузка трансформаторов тока в цепи Нагрузка фазы, В·А Класс точности A B C 1,0 – 0,5 – Итого – 0,5 Общее сопротивление приборов определяется по формуле: – Прибор Амперметр Тип Э-335 rприб = ВН Sприб I22 (69) где Sприб – мощность, потребляемая приборами, В·А; I2 = 5 A – номинальный вторичный ток. rприб = 0,5 = 0,02 Ом 52 Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо чтобы выполнялось условие: rприб + rпр + rк ≤ Z2ном Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ (70) Лист 48
где rпр – сопротивление соединительных проводов, Ом; rк = 0,05 – переходное сопротивление контактов, Ом; Z2ном = 3 – номинальная нагрузка ТТ для класса точности 0,5. rпр ≤ 3 − 0,02 − 0,05 = 2,93 Тогда допустимое сечение соединительных проводов определится как: q= ρ ∙ lрасч rпр (71) где ρ = 0,0283 – удельное сопротивление материала провода; lрасч– расчётная длина соединительных проводов, учитывающая схемы включения приборов и АКРВГ с трансформаторов тока. Расчётная длина соединительных проводов lрасч = 240 м. q= По условиям 0,0283 ∙ 240 = 2,31 мм2 2,93 прочности выбираем контрольный кабель алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм2. 3.4.6 Выбор трансформаторов напряжения для РУ ВН Трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для питания катушек электроизмерительных приборов. Трансформатор устанавливается на каждую секцию сборных шин. К нему подключаются измерительные приборы всех присоединений данной секции и сборных шин. Выбираются трансформаторы напряжения аналогично трансформатору тока: Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям: — по номинальному напряжению Uуст ≤ Uном; — по конструкции и схеме соединения обмоток; — по классу точности; — по вторичной нагрузке S2Σ ≤ S2ном, Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 49
номинальная мощность вторичной обмотки в выбранном классе где S2ном точности; S2Σ нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, ВА. Каталожные данные ТТ представлены в таблице 16. Таблица 16 – Каталожные данные трансформаторов напряжения РУ ВН типа НОГ 123-II-II Наименование Размерность Величина Номинальное напряжение обмотки: – первичной – вторичной основной №1 – вторичной дополнительной №2 – вторичной основной №3 кВ Наибольшее рабочее первичное напряжение кВ 525 – 2 1 В·А 200 В·А 1200 Количество вторичных обмоток – основная – дополнительная Номинальная мощность вторичной обмотки для класса точности 0,5 Предельная мощность вне класса точности 500√3 0,1√3 0,1 0,1√3 Произведём проверку ТН по вторичной нагрузке (рис. 7). Вторичная нагрузка трансформатора напряжения представлена в таблице 17. cosф Д-335 1,5 2 1 0 Варметр Д-335 1,5 2 1 0 Изм.. Лис тт № докум. Тип Подпис Дат а Число приборов Число обмоток Ваттметр Прибор sinф Мощность одной обмотки, ВА Таблица 17 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения РУ ВН Общая потребляемая мощность Р, Вт 3 3 3 Q, ВАр 9 - 9 - П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 50
Счётчик активной и реактивной энергии Фиксирующий прибор Вольтметр Вольтметр регистрирующий ЕА05 Сириус2-ОМП Э-335 Н-344 2 2 0,38 0,925 3 5 11 0,5 1 1 0 6 3 - 2,0 1 1 0 3 6 - 10 1 1 0 3 30 - 62 11 Итого Для упрощения расчётов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда 2 2 (72) S2Σ = √(ΣРприб ) + (ΣQ приб ) где S2Σ нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, ВА; ΣPприб общая потребляемая приборами активная мощность, Вт; ΣQприб общая потребляемая приборами реактивная мощность, ВАр. Подставив числовые значения в формулу (66), получим: S2Σ = √(62)2 + (11)2 = 63 В ∙ А Сравнивая полученное значение с каталожным (табл. 12), видим, что номинальная мощность вторичной обмотки для класса точности 0,5 значительно превышает мощность нагрузки. S2Σ = 63 В ∙ А ≤ S2ном = 200 В ∙ А Выбранный трансформатор напряжения удовлетворяет всем предъявляемым требованиям. 3.4.7 Выбор токоведущих частей РУ ВН Сборные шины РУ всех напряжений выбору по экономической плотности тока не подлежат, поэтому произведём выбор сечения по допустимому току. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 51
Максимальный длительный ток послеаварийного режима Iвв.max.реж = 194 А (рассчитан в п. 2.4). Выбирается сталеалюминевый провод типа 2×АС700/86. Сравним допустимый длительный ток и ток послеаварийного режима: Iвв.max.реж ≤ Iдоп (73) Iвв.max.реж = 200 А ≤ Iдоп = 1180 А Проверка на термическое воздействие тока КЗ не производится, поскольку сборные шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе. По условия короны и длительно допустимого тока выбираем 2×АС700/86. Для токоведущих частей от выводов трансформатора связи до сборных шин и для ошиновки линий выберем тот же сталеалюминевый провод типа 2×АС700/86. 3.5 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, изоляторов, средств контроля и измерений на стороне РУ НН Сторону РУ НН выполним в виде комплектного распределительного устройства (КРУ). Ячейки КРУ изготавливаются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Помимо этого, применение КРУ значительно уменьшает трудозатраты и длительность сооружения РУ, а также сокращает и упрощает проектные работы. 3.5.1 Выбор ячеек комплектного распределительного устройства Выберем к установке комплектное распределительное устройство серии ZETO. Каталожные данные КРУ ZETO-6 представлены в таблице 18. Таблица 18 – Каталожные данные ячейки КРУ серии ZETO Наименование Изм.. Лис тт № докум. Размерность Подпис Дат а Величина П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 52
Номинальное напряжение КРУ кВ 6 Наибольшее рабочее напряжение Номинальный ток главных цепей ячейки и сборных шин КРУ Ток термической стойкости КРУ для промежутка времени 3 с Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей ячейки КРУ Ток холостого хода, отключаемый разъединяющими контактами выдвижных элементов кВ 7,2 А 3150 кА 31,5 кА 81 А 0,4 Выбранные ячейки КРУ должны удовлетворять следующему условию: Iн.max ≤ Iном (74) Iн.max = 672 А ≤ Iдоп = 3150 А где Iн.max – наибольший ток послеаварийного режима на стороне НН трансформатора по расчёту; Iн.max – номинальный ток главных цепей ячеек и сборных шин КРУ. 3.5.2 Выбор выключателей и разъединителей РУ НН (6,3 кВ) Разъединители в КРУ встроенные, втычного типа. Завод-изготовитель гарантирует необходимые параметры разъединителей для нормальной работы совместно с выключателем, поэтому выбор и проверку разъединителей проводить не будем. Таблица 19 – Каталожные данные выключателей типа ВВУ-6/3150 Наименование Размерность ВВУ-6/3150 Номинальное напряжение кВ 6 Наибольшее рабочее напряжения кВ 7,2 Номинальный ток А 3150 Номинальный ток отключения кА 40 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 53
Ток включения Наибольший пик кА Начальное действующее значение кА периодической составляющей Сквозной ток короткого замыкания 128 Наибольший пик Начальное действующее значение периодической составляющей Ток термической стойкости Время протекания тока термической стойкости Собственное время отключения, не более Полное время отключения кА 128 кА 40 кА 40 с 3 с 0,035 с 0,07 40 Произведём проверку выключателя по расчётным условиям. Расчётное время отключения (от начала КЗ до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов) определяется по формуле: τ = t з min + t c.в где tз min = 0,01 – минимальное время действия релейной защиты, tз (75) min = 0,035 – собственное время отключения выключателя. Подставив числовые значения, получим: τ = 0,01 + 0,035 = 0,045 с Проверка на симметричный ток отключения: Iп.τ ≤ Iотк.ном (76) где Iп.τ – действующее значение периодической составляющей тока КЗ по расчёту п. 3.3; Iном.откл– номинальный ток отключения. Подставив числовые значения, получим: Iп.τ = 11.9 кА ≤ Iотк.ном = 40 кА Проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ в момент расхождения контактов: Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 54
ia.τ ≤ ia.ном (77) где ia.τ – апериодическая составляющая тока КЗ, кА; ia.ном – номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключающем токе, кА. Апериодическая составляющая тока КЗ определяется по формуле: −τ ia.τ = √2 ∙ Iп.τ ∙ e Tа (78) где Tа = 0,06 с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. ia.τ = √2 ∙ 11,9 ∙ e Номинальное −0,045 0,06 = 7,9 кА допустимое значение апериодической составляющей в отключающем токе определится по формуле: ia.ном = √2 ∙ Iотк.ном ∙ βн , 100 (79) где βн = 50 % – допустимое относительное содержание апериодической составляющей. ia.ном = √2 ∙ 40 ∙ 40 = 22,6 кА 100 ia.τ = 7,9 кА ≤ ia.ном = 22,6 кА Проверка включающей способности: IПК2 |0| ≤ Iвкл (80) iуд ≤ iвкл (81) iвкл = √2 ∙ k уд ∙ Iвкл (82) где IПК2|0| – начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания по расчёту п. 3.3; Iвкл = 31,5 кА номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей); iвкл наибольший пик тока включения, кА; kуд = 1,8 ударный коэффициент, нормированный для выключателей. IПК2|0| = 11,9 кА ≤ Iвкл = 40 кА Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 55
iвкл = √2 ∙ 1,8 ∙ 40 = 101,8 кА iудК2 = 55,9 кА ≤ iвкл = 80,2 кА Проверка на электродинамическую стойкость выключателя: IПК2|0| ≤ Iдин (83) iудК2 ≤ iдин (84) где iуд = 67,134 кА – ударный ток короткого замыкания по расчёту п. 3.3; Iдин, iдин – нормативные токи, электродинамическая составляющая. IПК2 |0| = 25,7 А ≤ Iдин = 40 кА iудК2 = 35,0 А ≤ iдин = 128 кА Проверка на термическую стойкость выключателя: расч Вк расч Вк = IПК2|0|2 ∙ (t откл + Ta) (85) = 11,92 ∙ (0,045 + 0,06) = 14,8 кА2 ∙ с Вк = Iтер2 ∙ t тер.в (86) Вк = 402 ∙ 3 = 4800 кА2 ∙ с расч Вк расч Вк Выбранный ≤ Вк = 14,8 кА2 ∙ с ≤ Вк = 4800 кА2 ∙ с выключатель типа ВВУ-6/3150 (87) удовлетворяет всем предъявляемым требованиям. Таблица 20 – Расчётные и каталожные данные выключателей типа ВВУ-6/3150. Расчетные Параметры данные Каталожные данные Условия выбора ВРС-6/3150 Uуст, кВ 6,3 Iнорм, кА 0,3513 Imax, кА 0,7026 Iпτ, кА 11,9 40 Iп.τ ≤ Iотк.ном iаτ, кА 19,9 22,6 ia.τ ≤ ia.ном Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а 6,3 3,15 Uуст ≤ Uном Iвв.норм.реж ≤ Iном Iвв.max.реж ≤ Iном П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 56
Iп0, кА 40 IПК2|0| ≤ Iвкл 40 IПК2|0| ≤ Iдин 101,8 iудК2 ≤ iвкл 128 iудК2 ≤ iдин 4800 Вк 11.9 iуд, кА 35,0 Вк, кА2с 14,8 расч ≤ Вк 3.5.3 Выбор выключателей и разъединителей на РУ НН (35 кВ) Выключатели выбираются по следующим условиям: — по номинальному напряжению Uуст ≤ Uном; — по длительному току I норм ≤ Iном, Imax ≤ Iном; — по отключающей способности. Разъединители выбираются по следующим условиям: — по номинальному напряжению Uуст ≤ Uном; — по длительному току I норм ≤ Iном, Imax ≤ Iном; — по конструкции, роду установки; — по электродинамической стойкости iуд ≤ iдин, Iп0 ≤ Iдин. Наметим к установке элегазовый баковый выключатель типа ВГБ-35. Каталожные данные выключателя представлены в таблице. Таблица 21 – Каталожные данные элегазовых выключателей типа ВГБ-35 Наименование Размерность Величина Номинальное напряжение кВ 35 Наибольшее рабочее напряжение кВ 40,5 Номинальный ток А 1000 Номинальный ток отключения кА 12,5 Сквозной ток короткого замыкания Наибольший пик кА 35 Ток термической стойкости кА 12,5 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 57
Время протекания тока термической стойкости с 3 Собственное время отключения с 0,04 Полное время отключения с 0,06 Произведем проверку выключателя по расчетным условиям. Расчетное время отключения (от начала КЗ до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов) определяется по формуле: τ = τз min + τс.в где τз min=0,01 – минимальное время действия релейной защиты, τв=0,04 – собственное время отключения выключателя. Подставим числовые значения, получим: τ=0,01+0,04=0,05 с Проверка на симметричный ток отключения: Iп.τ ≤ Iотк.ном где Iп.τ – действующее значение периодической составляющей тока КЗ по расчету п.3.3; Iоткл.ном=12,5 – номинальный ток отключения. Подставим числовые значения, получим: Iп.τ = 12 кА ≤ Iотк.ном = 12,5 кА Проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ в момент расхождения контактов: iа.τ ≤ iа.ном где iа.τ – апериодическая составляющая тока КЗ, кА; iа.ном – номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключающем токе, кА. Апериодическая составляющая тока КЗ определяется по формуле: −τ Ta iа.τ = √2 ∙ Iп.τ ∙ e где Та=0,02 с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. −0,05 0,02 iа.τ = √2 ∙ 12 ∙ e Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а = 1,4 кА П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 58
Номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключающем токе определяется по формуле: iа.ном = √2 ∙ Iотк.ном ∙ где βн=32% – допустимое βн , 100 относительное содержание апериодической составляющей. iа.ном = √2 ∙ 12,5 ∙ 32 = 5,7 кА 100 iа.τ = 1,4 кА ≤ iа.ном = 5,7 кА Проверка включающей способности: IПК3|0| ≤ Iвкл iудК3 ≤ iвкл iвкл = √2 ∙ k уд ∙ Iвкл где Iпк1[0] – начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания по расчету п. 3.3; Iвкл=12500 А – номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей); iвкл – наибольший пик тока включения, кА; kуд=1,6 – ударный коэффициент, нормированный для выключателей. IПК3|0| = 12 кА ≤ Iвкл = 12,5 кА iвкл = √2 ∙ 1,6 ∙ 12,5 = 28,3 кА iудК3 = 27,2 ≤ iвкл = 28,3 кА Проверка на электродинамическую стойкость выключателя: IПК3|0| ≤ Iдин iудК1 ≤ iдин где iуд=27,2 кА – ударный ток короткого замыкания по расчёту п. 3.3; Iдин, iдин – нормативные токи, электродинамическая составляющая. IПК3|0| = 12 ≤ Iдин = 12,5 кА iудК3 = 27,2 ≤ iдин = 28,3 кА Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 59
Проверка на термическую стойкость выключателя: расч Bк расч Bк 2 = IПК3 |0| ∙ (t откл + Tа ) = 122 ∙ (0,05 + 0,02) = 10,1 кА2 ∙ с 2 Bк = Iтер ∙ t тер.в Bк = 12,52 ∙ 3 = 468,6 кА2 ∙ с расч Bк расч Bк ≤ Bк = 10,1кА2 ∙ с ≤ Bк = 468,6 кА2 ∙ с Таблица 22 – Расчетные и каталожные данные выключателей типа ВГБ-35 Параметры Расчетные данные Каталожные данные Условия выбора ВГБ-35 Uуст, кВ 35 Iнорм, кА 363 Imax, кА 726 Iпτ, кА 12 12,5 Iп.τ ≤ Iотк.ном Iаτ, кА 1,4 1,4 iа.τ ≤ iа.ном Iп0, кА 12 12,5 Iпк3|0| ≤ Iвкл 12,5 Iпк3|0| ≤ Iдин 28,3 iуд ≤ iвкл 28,3 iуд ≤ iдин Iуд, кА 27,2 Bк, кА2·с 10,1 Uус ≤ Uном 35 Iвв.норм.реж ≤ Iном 1000 Iвв.max.реж ≤ Iном расч Bк 468,6 ≤ Bк Намечаем к установке разъединитель РДЗ-35 Каталожные данные разъединителей представлены в таблице 23. Таблица 23 – Каталожные данные разъединителей типа РДЗ-35/1000 УХЛ1 Наименование Номинальное напряжение Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а Размерность Величина кВ 35 П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 60
Наибольшее рабочее напряжение кВ 40,5 Номинальный ток А 1000 кА 40 кА 16 с 3 Наибольший пик номинального кратковременного выдерживаемого тока (ток электродинамической стойкости) Номинальный кратковременный выдерживаемый ток (ток термической стойкости) Время протекания тока термической стойкости Произведем проверку разъединителей по расчетным условиям. Проверка на электродинамическую стойкость разъединителя: IПК3|0| ≤ Iдин iудК3 ≤ iдин где IПК3I0I=12,0 кА – начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи разъединителя; iудК3=27,2 кА – ударный ток короткого замыкания по расчету п. 3.3; Iдин, iдин – нормативные токи, электродинамическая составляющая. IПК3|0| = 12,0 кА ≤ Iдин = 16 кА iудК3 = 27,2 кА ≤ iдин = 40 кА Проверка на термическую стойкости разъединителя: расч Bк расч Bк 2 = IПК1 |0| ∙ (t откл + Tа ) = 12,02 ∙ (0,05 + 0,02) = 10,1 кА2 ∙ с 2 Bк = Iтер ∙ t тер.р Bк = 162 ∙ 3 = 768 кА2 ∙ с расч Bк расч Bк ≤ Bк = 10,1 кА2 ∙ с ≤ Bк = 768 кА2 ∙ с 3.5.4 Выбор средств измерения и контроля на НН В схему проектируемой подстанции на стороне НН необходимо установить следующие приборы: Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 61
— в цепь двухобмоточного трансформатора на стороне НН: амперметр, ваттметр, варметр, счётчики активной и реактивной энергии; — в цепь сборных шин 6,3 кВ: вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения линейных напряжений; — в цепь секционного выключателя РУ НН: амперметр; — в цепь потребительских линий 6,3 кВ: амперметр, расчётные счётчики активной и реактивной энергии. от трансформатора A VAr W ФИП Wh VArh A СВ V V A Wh VArh к потребителю Рисунок 15 – Расположение контрольно-измерительных приборов в цепи РУ НН 3.5.5 Выбор трансформаторов тока на НН Условия выбора изложены в пункте 4.1 Каталожные данные выбранных ТТ представлены в таблице 24. Таблица 24 – Каталожные данные ТТ типа ТЛШ-Э-7,2 Наименование Размерность Величина ТЛШ-Э-7,2 Номинальное напряжение кВ 6,3 Наибольшее рабочее напряжение кВ 7,2 Номинальный первичный ток А 1000 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 62
Номинальный вторичный ток А 5 Номинальная вторичная нагрузка для В·А 3 класса точности 0,5 Ток термической стойкости кА 20 Время протекания тока термической с 3 стойкости Начальное действующее значение кА 20 периодической составляющей Ток электродинамической стойкости кА 128 Произведём проверку ТТ на НН в линейных ячейках по расчётным условиям. Проверка на электродинамическую стойкость ТЛШ-Э-7,2: Iн ≤ Iном (88) Iн.max ≤ Iном (89) где Iн – наибольший ток нормального режима, А; Iн.мах – наибольший ток послеаварийного (ремонтного) режима, А; Iном – номинальный первичный ток трансформатора тока, А. Iн = 336 А ≤ Iном = 1000 А Iн.max = 672 А ≤ Iном = 1000 А Проверка на электродинамическую стойкость разъединителя ТЛШ-Э-7,2: iудК2 ≤ iдин (90) где iудК2 = 35,0 кА – ударный ток короткого замыкания по расчёту п. 3.3; iдин – ток электродинамической стойкости. iудК2 = 30,6 кА ≤ iдин = 40 кА Проверка на термическую стойкость ТЛШ-Э-7,2: расч Вк расч Вк = IПК2|0|2 ∙ (t откл + Ta) (91) = 11,92 ∙ (0,045 + 0,06) = 14,8 кА2 ∙ с Вк = Iтер 2 ∙ t тер.р (92) Вк = 402 ∙ 3 = 4800 кА2 ∙ с Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 63
расч Вк расч Вк ≤ Вк = 14,8 кА2 ∙ с ≤ Вк = 4800 кА2 ∙ с Выбранный трансформатор тока типа ТЛШ-Э-7,2 в линейных ячейках удовлетворяет всем предъявляемым требованиям. 3.5.6 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке на стороне НН силового трансформатора На рисунке 16 покажем размещение приборов на стороне НН силового трансформатора, в таблицу 22 сведём данные о приборах и нагрузку по фазам. Рисунок 16 – Размещение приборов в цепи питающих линий Таблица 25 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока на стороне НН силового трансформатора Прибор Тип Нагрузка фазы, В·А Класс точности A B C Амперметр Э-335 1,0 – 0,5 – Ваттметр Д-335 1,5 0,5 – 0,5 Варметр Д-335 Счётчик активной и EA05 реактивной энергии Итого 1,5 0,5 – 0,5 0,5 2,0 – 2,0 3 0,5 3 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 64
По таблице 18 видим, что наиболее загружены ТТ фаз А и С. Общее сопротивление приборов определяется по формуле: rприб = Sприб I22 (93) где Sприб – мощность, потребляемая приборами, В·А; I2 = 5 A – номинальный вторичный ток. rприб = 3 = 0,12 Ом 52 Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо чтобы выполнялось условие: rприб + rпр + rк ≤ Z2ном (94) где rпр – сопротивление соединительных проводов, Ом; rк = 0,1 – переходное сопротивление контактов, Ом; Z2ном = 3 – номинальная нагрузка ТТ для класса точности 0,5. rпр ≤ 3 − 0,12 − 0,1 = 2,78 Тогда допустимое сечение соединительных проводов определится как: q= ρ ∙ lрасч rпр (95) где ρ = 0,0283 – удельное сопротивление материала провода; lрасч– расчётная длина соединительных проводов, учитывающая схемы включения приборов и трансформаторов тока. Для цепи РУ 500 кВ и при включении ТТ в звезду (рис. 8), расчётная длина соединительных проводов lрасч = 120 м (для подстанций на 20% меньше). q= По условиям 0,0283 ∙ 120 = 1,22 мм2 2,78 прочности выбираем контрольный АКРВГ кабель с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм 2. 3.5.7 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке в цепи Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 65
секционного выключателя На стороне ВН автотрансформатора устанавливается только амперметр приборы. A B C A Рисунок 17 – Размещение приборов в цепи секционного выключателя Таблица 26 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока в цепи секционного выключателя Прибор Амперметр Тип Нагрузка фазы, В·А Класс точности A B C 1,0 – 0,5 – – 0,5 – Э-335 Итого Общее сопротивление приборов определяется по формуле: rприб = Sприб I22 (96) где Sприб – мощность, потребляемая приборами, В·А; I2 = 5 A – номинальный вторичный ток. rприб = 0,5 = 0,02 Ом 52 Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо чтобы выполнялось условие: rприб + rпр + rк ≤ Z2ном (97) где rпр – сопротивление соединительных проводов, Ом; rк = 0,05 – переходное сопротивление контактов, Ом; Z2ном = 3 – номинальная нагрузка ТТ для класса точности 0,5. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 66
rпр ≤ 3 − 0,02 − 0,05 = 2,93 Тогда допустимое сечение соединительных проводов определится как: q= ρ ∙ lрасч rпр (98) где ρ = 0,0283 – удельное сопротивление материала провода; lрасч– расчётная длина соединительных проводов, учитывающая схемы включения приборов и АКРВГ с трансформаторов тока. Расчётная длина соединительных проводов lрасч = 240 м. q= По условиям 0,0283 ∙ 240 = 2,31 мм2 2,93 прочности выбираем контрольный кабель алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм 2. 3.5.8 Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке в цепи потребительских линий На рисунке 18 покажем размещение приборов в цепи СВ, в таблицу 27 сведём данные о приборах и нагрузку по фазам. A B C A Wh VArh Рисунок 18 – Размещение приборов в цепи потребительских линий Таблица 27 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока в цепи секционного выключателя Прибор Амперметр Изм.. Лис тт № докум. Тип Э-335 Подпис Дат а Нагрузка фазы, В·А Класс точности A B C 1,0 0,5 0,5 – П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 67
Счётчик активной и EA05 реактивной энергии 0,5 – 2 2 Итого 2,5 0,5 Общее сопротивление приборов определяется по формуле: rприб = 2 Sприб I22 (99) где Sприб – мощность, потребляемая приборами, В·А; I2 = 5 A – номинальный вторичный ток. rприб = 2,5 = 0,1 Ом 52 Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо чтобы выполнялось условие: rприб + rпр + rк ≤ Z2ном (100) где rпр – сопротивление соединительных проводов, Ом; rк = 0,1 – переходное сопротивление контактов, Ом; Z2ном = 3 – номинальная нагрузка ТТ для класса точности 0,5. rпр ≤ 3 − 0,0,1 − 0,1 = 2,8 Тогда допустимое сечение соединительных проводов определится как: q= ρ ∙ lрасч rпр (101) где ρ = 0,0283 – удельное сопротивление материала провода; lрасч– расчётная длина соединительных проводов, учитывающая схемы включения приборов и АКРВГ с трансформаторов тока. Расчётная длина соединительных проводов lрасч = 8,31 м. q= По условиям 0,0283 ∙ 8,31 = 2,31 мм2 2,8 прочности выбираем контрольный кабель алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм 2. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 68
3.5.9 Выбор трансформаторов напряжения на РУ НН Условия выбора изложены в пункте 4.6. Наметим к установке ТН типа ЗНОЛ.06-10. Каталожные данные ТТ представлены в таблице 28. Таблица 28 – Каталожные данные трансформаторов напряжения РУ НН типа ЗНОЛ.06-6 Наименование Размерность Величина Номинальное напряжение обмотки: – первичной – вторичной основной №1 кВ 6√3 0,1√3 Наибольшее рабочее первичное напряжение кВ 7,2 – 1 1 В·А 30 В·А 250 Количество вторичных обмоток – основная – дополнительная Номинальная мощность вторичной обмотки для класса точности 0,5 Предельная мощность вне класса точности Произведём проверку ТН по вторичной нагрузке (рис. 7). Вторичная нагрузка трансформатора напряжения представлена в таблице 17. cosф Д-335 1,5 2 1 0 Варметр Счётчик активной и реактивной энергии Д-335 1,5 2 1 0 3 3 ЕА05 2 2 0,38 0,92 3 Изм.. Лис тт № докум. Тип Подпис Дат а Число приборов Число обмоток Ваттметр Прибор sinф Мощность одной обмотки, ВА Таблица 29 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения РУ НН Общая потребляемая мощность Р, Вт 3 Q, ВАр 3 – 3 – 9 22 П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 69
Вольтметр Вольтметр регистрирующий Э-335 2,0 1 1 0 3 2 – Н-344 10 1 1 0 3 10 – 27 11 Итого Для упрощения расчётов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда 2 2 (102) S2Σ = √(ΣРприб ) + (ΣQ приб ) где S2Σ нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, ВА; ΣPприб общая потребляемая приборами активная мощность, Вт; ΣQприб общая потребляемая приборами реактивная мощность, ВАр. Подставив числовые значения в формулу (66), получим: S2Σ = √(27)2 + (22)2 = 34,8 В ∙ А Сравнивая полученное значение с каталожным (табл. 12), видим, что номинальная мощность вторичной обмотки для класса точности 0,5 значительно превышает мощность нагрузки. S2Σ = 34,8 В ∙ А ≤ S2ном = 250 В ∙ А Выбранный трансформатор напряжения удовлетворяет всем предъявляемым требованиям. 3.5.10 Выбор токоведущих частей РУ НН Выбор соединения силового трансформатора с КРУ-6,3 кВ. Соединение силовых трансформаторов с КРУ выполним в виде шинного моста. Наметим к установке шины коробчатого сечения. Принимаем шины коробчатого сечения (АД31Т1). Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 70
Рисунок 19 – Шины коробчатого сечения Таблица 30 – Каталожные данные шин коробчатого сечения Размеры, мм Поперечное сечение одной шины, мм 2 a b c r 200 90 12 16 Ток на пакет шин, А Алюминий 4040 8830 Проверка по условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят: Imax.т ≤ Iдоп (103) Imax.т = 8082,9 А ≤ Iдоп = 4640 А Выполним проверку шин на термическую стойкость: q min = √ Вк ≤q С (104) где Вк = 19,4 кА2с– тепловой импульс тока КЗ, рассчитанный в п. 3.6.2; С– функция, значение которой для алюминиевых шин равно 91 Ас -2/мм2, q = 4040 мм2 – выбранное сечение. √19,4 ∙ 106 q min = = 48 мм2 ≤ q = 4040 мм2 91 Выполним проверку шин на механическую стойкость. Частота собственных колебаний для алюминиевых жестких шин: f0 = 173,2 J ∙ √ l2 q (105) где l – длина пролёта между изоляторами, м; Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 71
b ∙ h3 J= 12 (106) 0,9 ∙ 203 J= = 600 см4 12 Определим пролёт l при условии, что частота собственных колебаний шин будет больше 200 Гц: l≤√ 173,2 600 ∙√ ≤5м 200 20 Шины расположены плашмя, пролёт 2 м, расстояние между фазами a = 0,8. Шины механически устойчивы, если выполняется условие: σрас = √3 ∙ 10 где −3 ∙ i2удК2 l2 ∙ ≤ σдоп a∙W (107) расч – напряжение в материале шин от взаимодействия фаз, МПа; b ∙ h2 W= 6 (108) 0,9 ∙ 202 J= = 60 см3 6 𝜎рас = √3 ∙ 10 −3 22 ∙ 35000 ∙ = 1,8 МПа ≤ 𝜎доп = 136 МПА 0,8 ∙ 60 2 Выбранные шины удовлетворяют всем предъявляемым требованиям. 3.5.11 Выбор изоляторов Наметим к установке опорные изоляторы наружной установки типа ОНШ 10-6, рассчитанные на номинальное напряжение 10 кВ (Uуст ≤ Uном) и разрушающую силу при изгибе Fраз = 6,0 кН. Выполним проверку по допустимой нагрузке: Fдоп = 0,6 ∙ Fраз (109) Fдоп = 0,6 ∙ 6 = 3,6 кН Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 72
Fрасч = √3 ∙ Fрасч i2удК2 a ∙ l ∙ 10−7 ≤ Fдоп (110) 350002 = √3 ∙ ∙ 2 ∙ 10−7 = 530,4 Н ≤ Fдоп = 3,6 кН 0,8 В качестве проходных изоляторов выберем изоляторы типа ИП-10/1000042,5 УХЛ1, рассчитанные на номинальное напряжение 10 кВ (Uуст ≤ Uном ), номинальный ток Iном = 10000 А и разрушающую силу при изгибе F раз = 42,5 кН. Проверка по допустимому току: Imax.т ≤ Iдоп (111) Imax.т = 8082,9 А ≤ Iдоп = 10000 А Fдоп = 0,6 ∙ Fраз (112) Fдоп = 0,6 ∙ 42,5 = 25,5 кН Fрасч Fрасч Изм.. Лис тт № докум. √3 i2удК2 = ∙ ∙ l ∙ 10−7 ≤ Fдоп 2 a (113) √3 306002 = ∙ ∙ 2 ∙ 10−7 = 202,7 Н ≤ Fдоп = 25,5 кН 2 0,8 Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 73
4 РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД РАЙОННОЙ ПОДСТАНЦИИ 4.1 Определение потребителей собственных нужд Состав потребителей собственных нужд (С.Н.) зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования. Это могут быть оперативные цепи, электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, электродвигатели компрессоров, освещение, электроотопление помещений и т.д. Определим основные нагрузки собственных нужд проектируемой подстанции и составим таблицу 31. Таблица 31 – Нагрузка собственных нужд подстанции Установленная мощность Мощность на единицу, кВт Количество Всего, кВт Потребитель Нагрузка 44,4 4 2 2 88,8 8 0,85 0,62 88,8 8 72,8 6,56 0,8 18 14,4 1 0 14,4 0 0,6 48 28,8 1 0 28,8 0 80 – 0 1 0 80 0 1,0 18 18 1 0 18 0 7,0 – 7,0 1 0 5,0 0 5,0 – 5,0 1 0 5,0 0 Итого 248 79,36 Охлаждение: АТДЦТН-250000/500/110 ТРДНС-32000/35 Подогрев выключателей ВГУ-500 Подогрев приводов РПВ-1-500/3150 УХЛ1 Отопление и освещение ОПУ Подогрев ячеек КРУ Освещение, вентиляция КРУ Освещение ОРУ 500 кВ соsф sinф Pуст, кВт Qуст, кВАр Расчётная нагрузка собственных нужд определяется по формуле Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 74
2 + Q2 Sрасч = k c √Pуст уст (114) где kc – коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчётах можно принять kc = 0,8. Подставив числовые значения в формулу, получим: Sрасч = 0,8 ∙ √2482 + 79,362 = 260,4 кВА Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. 4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд По условиям надёжности электроснабжения потребителей собственных нужд установим два понижающих трансформатора СН Мощность одного трансформатора СН определяется по формуле: ST ≥ Sрасч kп (115) где kп – коэффициент допустимой аварийной перегрузки. ST ≥ 260,4 = 186 кВА 1,4 (116) Примем к установке силовые трансформаторы типа ТМ 250/10-04. Каталожные данные представлены в таблице 32. Таблица 32 – Каталожные данные трансформаторов типа ТМ–250/10-0 Обозначение Наименование Размерность Величина Sтсн.ном Номинальная мощность кВ·А 250 Uтсн.вн Номинальное напряжение обмоток ВН кВ 10 Uтсн.нн Номинальное напряжение обмоток НН кВ 0,4 uк Напряжение короткого замыкания % 4,5 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 75
– Схема и группа соединения обмоток – Y/YН-0 ΔРк Потери короткого замыкания кВт 3,7 ΔР0 Потери холостого хода кВт 0,74 I0 Ток холостого хода % 2,3 4.3 Выбор схемы питания собственных нужд На подстанциях с постоянным оперативным током трансформаторы собственных нужд присоединяются к шинам 6-35 кВ (в данном случае к шинам 10,5 кВ). Шины 0,4 кВ секционируются для увеличения надежности электроснабжения С.Н.; секционный разъединитель нормально разомкнут. Цепи и аппараты собственных нужд защищаются плавкими предохранителями. Схема питания собственных нужд проектируемой подстанции представлена на рисунке 20. от трансформатора от трансформатора 10,5 кВ ТСН- 1 0,4 кВ к потребителям С.Н. СВ 10,5 кВ ТСН- 2 0,4 кВ к потребителям С.Н. Рисунок 20 – Схема питания собственных нужд Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 76
ВЫБОР АККУМУЛЯТОРНОЙ БАТАРЕИ РАЙОННОЙ 5 ПОДСТАНЦИИ 5.1 Расчет аккумуляторной батареи На ПС 330 кВ и выше устанавливаются две АБ и четыре ЗПА. Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда: n0 = Uш.max Uпз (117) где n0 – число основных элементов в батарее; Uш.max = 230 В– максимальное напряжение на шинах батареи; Uпз = 2,23 В – напряжение на элементе в режиме подзаряда для аккумуляторов типа VARTA. n0 = 230 = 103 э 2,23 В режиме заряда при максимальном напряжении на элементе Uпз.max = 2,35 В к шинам присоединяется nmin = nmin = Uш.max Uпз.max (118) 230 = 98 элементов 2,35 В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе Uпз.min = 1,75 В, а на шинах не ниже номинального Uш.min = 220 к шинам подключается общее число элементов n= n= Uш.max Uпз.max (119) 220 = 125 элементов 1,75 К тиристорному зарядно-подзарядному агрегату присоединяется nзп = n − nmin Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ (120) Лист 77
nзп = 125 − 98 = 27 элементов При определении типа элемента аккумуляторной батареи необходимо знать нагрузку батареи в аварийном режиме Iав. Она складывается из нагрузки постоянно подключенных потребителей Iп и временной нагрузки Iвр потребителей, подключаемых в аварийном режиме. Для проектируемой подстанции 500 кВ примем следующие значения: постоянно включенные нагрузки – 25 А; временная нагрузка – 65 А. Для аккумуляторов типа VARTA типовой номер определяют по допустимом току разряда при получасовом режима разряда: Iразр ≥ 1,05Iав (121) где Iав = Iп+Iвр – нагрузка установившегося получасового аварийного разряда, А. Подставив числовые значения в формулу, получим: Iразр ≥ 1,05 ∙ (25 + 65) = 94,5 А По таблице характеристики элементов VARTA bloc выбираем тип аккумуляторной батареи – Vb 2305. Характеристика элементов выбранного типа батареи представлена в таблице 33. Таблица 33 – Характеристика элементов VARTA bloc 2305 Режим разряда, ч 1,0 0,5 30’’…0’’ Разрядный ток, А 145,0 222,5 650,0 Произведём проверку выбранной аккумуляторной батареи по наибольшему толчковому току: Iраз(30′′ ) ≥ Iт.max (122) где Iраз(30’’) = 650 А – разрядный ток в режиме тридцатисекундного разряда; Iт.max= Iав + Iпр – максимальный толчковый ток, А; Iпр = 4,6 А – ток, потребляемый электромагнитными приводами выключателей, включающихся в конце аварийного режима, А. Iраз(30′′) = 650 А ≥ Iт.max = 94,6 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 78
Выполним проверку батареи по допускаемому отклонению напряжения на шинах в условиях наибольшего толчкового тока: По току разряда, отнесенному к одной пластине аккумулятора Iр(k=1) = Iт.max k (123) где k = 5 – количество пластин в аккумуляторе типа Vb 2305; определим величину остаточного напряжения на шинах батареи Uост = Uр ∙ n (124) где Uр – напряжение на аккумуляторе с пластинами емкостью 50 А·ч при токе разряда в расчёте на одну пластину Iр(k=1), В. Подставив числовые значения в формулы: Iр(k=1) = 94,6 = 18,9 A 5 Uост = 1,7 ∙ 125 = 212,5 Тогда отклонение напряжения составит Uш Uном − Uр ∙ n = Uном Uном (125) где Uном = 220 В – номинальное напряжение на шинах батареи. Uш 220 − 212,5 = = 3,4% Uном 220 5.2 Определение мощности зарядно-подзарядного устройства Ток подзарядного устройства для аккумуляторов типа Varta с пластинами ёмкостью 50 А·ч определяется по формуле: Iпз = 1,05 ∙ k + Iп (126) Напряжение подзарядного устройства: Uпз = 2,23 ∙ n0 (127) Мощность подзарядного устройства: Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 79
Pпз = Uпз ∙ Iпз (128) Подставив числовые значения в формулы Iпз = 1,05 ∙ 5 + 25 = 30,25 А Uпз = 2,23 ∙ 103 = 229,9 В Pпз = 30,25 ∙ 229,9 = 6954,5 Вт Зарядное устройство рассчитывается на ток заряда: Iз = 5 ∙ k + Iп (129) Напряжение аккумуляторной батареи в конце заряда: Uз = 2,75 ∙ n (130) Мощность зарядного устройства: Pз = Uз ∙ Iз (131) Подставив числовые значения в формулы Iпз = 5 ∙ 5 + 25 = 50 А Uпз = 2,75 ∙ 125 = 343,8 В Pпз = 50 ∙ 343,8 = 17,2 кВт Выбираем зарядно-подзарядное устройство типа ВАЗП 380/260-40/80 на номинальный выходной ток 40…80 А. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 80
6 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА РАЙОННОЙ ПОДСТАНЦИИ 6.1 Выбор видов РЗА энергообъектов 500 кВ 6.1.1 Автотрансформатор АТДЦТН-250000/500/110 Согласно ПУЭ [12] для трансформаторов мощностью 6,3 МВА и более необходимо предусмотреть защиты от следующих видов повреждений и нормальных режимов работы: - многофазные КЗ в обмотках и на выводах; - однофазные КЗ в обмотке и на выводах ВН; - витковые замыканий в обмотках; - токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ; - токов в обмотках, обусловленных перегрузкой; - понижения уровня масла; - ОЗЗ на стороне НН. В соответствии с ПУЭ [12] для трансформаторов мощностью 6,3 МВА и более от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла предусматривается газовая защита. На автотрансформаторах АТДЦТН-250000/500/110 с регулированием напряжения под нагрузкой приняты следующие основные защиты: - дифференциальная продольная токовая защита на реле ДЗТ-11; - газовая защита активного бака автотрансформатора; - газовая защита контактора РПН; -контроль изоляции вводов 500 кВ; - дифференциальная защита ошиновки 500 кВ; - дифференциальная защита ошиновки 110 кВ; - токовая отсечка на стороне 35 кВ. Резервные защиты автотрансформаторов АТДЦТН-250000: - дистанционная защита 110 кВ первая и вторая ступени; - дистанционная защита 500 кВ первая и вторая ступени; Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 81
- направленная трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности 500 кВ; - направленная трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности 110 кВ; - защита от неполнофазного режима 110 кВ; - защита от неполнофазного режима 500 кВ; - защита регулировочной обмотки; - отключение автотрансформатора от устройств пожаротушения. 6.1.2 Защита линий 500 кВ Для линий в сетях 500 кВ должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных и однофазных коротких замыканий [12]. Для линий 500 кВ в качестве основной должна быть предусмотрена защита, действующая без замедления при КЗ в любой точке защищаемого участка [12]. На воздушных линиях 500 кВ устанавливаем следующие виды защит: - высокочастотная защита типа ДФЗ-503; - токовая отсечка; - токовая защита нулевой последовательности четырехступенчатая; - защита от неполнофазного режима ВЛ; - автоматика от повышения напряжения на ВЛ. 6.1.3 Шины 500 кВ В качестве защиты сборных шин электростанций и подстанций 35 кВ и выше следует предусматривать дифференциальную токовую защиту без выдержки времени, охватывающую все элементы, которые присоединены к системе или секции шин. Защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от переходных и установившихся токов несбаланса [12]. На секции шин 500 кВ устанавливаем следующие виды РЗА: - дифференциальная защиты шин; - устройство резервирования отказа выключателя. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 82
5 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 5. 1 Краткая характеристика проектируемого объекта Проектируемая подстанция предназначена для получения и передачи электрической энергии потребителям на напряжениях 500/110/6,3 кВ. Основным оборудованием ПС являются два силовых автотрансформатора номинальной мощности 225 МВА и два трехобмоточных трансформатора номинальной мощности 32 МВа. На подстанции используются напряжения 500 кВ, 110 кВ, 35 кВ и 6,3 кВ. Значительную часть подстанции занимает открытое распределительное устройство напряжением 500 кВ. Оборудование напряжением 6,3 кВ расположено в закрытом распределительном устройстве, содержащей ячейки КРУ. Проектируемая подстанции располагается на удалении от города, т.е. отсутствует непосредственный контакт с жилой зоной, окружающая среда не загрязняется промышленными объектами и является экологически безопасным объектом по следующим причинам: - отсутствие вредных выборов в окружающую природную среду; - отсутствие отходов производства. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 83
5.2 Вредные и опасные факторы на подстанции 5.2.1 Шум Шум – это совокупность звуков различной интенсивности и частоты, изменяющихся во времени. Шум подразделяют по характеру спектра на широкополостный и тональный. Шумы бывают постоянные и непостоянные. Непостоянные делятся на колеблющиеся во времени, импульсные и прерывистые. Длительное воздействие интенсивного шума приводит к перераздражению клеток звукового анализатора и их утомлению, а затем – к стойкому снижению остроты слуха. При умственной деятельности на фоне шума происходит снижение темпа работы, ее качества и производительности. Шум нарушает функциональное состояние сердечно-сосудистой системы. Нормирование шума производится на основании СН 2.2.4/2.1.8.562- 96. Нормируемыми показателями шума на рабочих являются: эквивалентный уровень звука за рабочую смену, максимальные уровни звука, измеренные с временными коррекциями и пиковый уровень звука. Максимальные уровни звука А, измеренные с временными коррекциями S и I, не должны превышать 110 дБА и 125 дБА соответственно. Пиковый уровень звука не должен превышать 137 дБС. На районной подстанции 500/110/6,3 кВ можно применять следующие методы защиты от шума: - устранение причины шума или существенное ослабление в процессе проектирования; - применение звукоизоляции и звукопоглощения; - рациональная планировка помещений; - применение средств индивидуальной защиты; - рационализация режима труда в условиях шума; - профилактические мероприятия. 5.2.2 Электромагнитное поел промышленной частоты Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 84
Любые электротехнические устройства, питающиеся от сети частотой напряжения 50 Гц, являются источниками электромагнитных полей промышленной частоты. Линии электропередач, проходящие по подстанции, представляют собой мощные источники ЭМП ПЧ. Рассмотрим действие электромагнитных полей промышленной частоты. Облучение человека электромагнитным полем происходит в ближней зоне, поэтому рассмотрим электрическую и магнитную составляющие поля независимо друг от друга. Действие электрического поля проявляется в виде головной боли, вялости, расстройства сна, ухудшения памяти, повышение раздражительности, нарушение функционального состояния центральной нервной системы и изменение в составе крови. Магнитное поле промышленной частоты вызывает функциональные изменения нервной, иммунной и сердечно-сосудистой систем, а также имеется вероятность возникновения лейкоза и злокачественных образований в организме. Нормирование электрического поля промышленной частоты: - оценка и нормирование электрических полей осуществляется по напряженности электрического поля в кВ/м в зависимости от времени его воздействия на работающего за смену; - предельно допустимый уровень напряженности электрического поля на рабочем месте в течение всей смены устанавливается равным 5 кВ/м; - при напряженности свыше 20 до 25 кВ/м допустимое время пребывания в электрических полей составляет 10 мин; - при напряженности электрического поля, превышающей ПДУ, требуется применение средств защиты; при напряженности электрического поля, превышающей 25 кВ/м, работа без СИЗ запрещается; - допустимое время пребывания в электрическом поле может быть реализовано одноразово или дробно в течение рабочего дня. В остальное рабочее Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 85
время необходимо находиться вне зоны влияния электрического поля или применять средства защиты. Оценка и нормирование синусоидального магнитного поля частотой 50 Гц и производится индукции или напряженности для общего и локального воздействия в зависимости от времени пребывания сотрудника в переменном магнитном поле за смену. Рассмотрим методы и средства защиты сотрудников от электромагнитных полей промышленной частоты. Методы и средства подразделяются на 2 группы – организационные и инженерно-технические мероприятия. К организационным мероприятиям относятся выбор рациональных режимов работы персонала, ограничение мест и продолжительности пребывания в зоне воздействия ЭМП ПЧ. Рациональное размещение оборудования и применение экранирующих средств защиты относят к инженерно-техническим мероприятиям. 5.2.3 Вибрация Вибрацию разделяют на локальную (низкочастотная, средне- и высокочастотная) и общую. Низкочастотная вибрация вызывает нарушения в нервно-мышечной системе и опорно-двигательном аппарате. Средне- и высокочастотная вибрация вызывает нервно-мышечные, костно-суставные и различные сосудистые нарушения. Общая вибрация вызывает дисфункция вестибулярного аппарата, дистрофические нарушения позвоночника и изменение углеводного обмена. Вибрация нормируется для направления оси системы координат. Нормирование вибрации производится на основе ГОСТ 12.1.012-2015 ССБТ: Вибрационная безопасность. Общие требования. Выделяют 2 группы методов защиты от вибрации: организационно технические и лечебно-профилактические мероприятия. Устранения непосредственного контакте с оборудованием, являющимся источником вибрации, конструктивное усовершенствование технологического процесса и применение Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 86
средств индивидуальной и внешней виброзащиты. К лечебно-профилактическим мероприятиям относятся медосмотры, процедуры для рук, массаж и производственная гимнастика). Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 87
5.3 Основы электробезопасности 5.3.1 Общие электротравмы Электрический удар является общей электротравмой. Электрический удар – это возбуждение живых клеток организма, протекающим через него электрическим током, которое сопровождается непроизвольным судорожным сокращением мышц. Различают несколько степеней тяжести: - судорожное сокращение мышц без потери сознания; - судорожное сокращение мышц с потерей сознания (сердце и легкие работают); - потеря сознания и нарушение работы легких или сердца; - потеря сознания с отсутствием дыхания и остановкой сердца (клиническая смерть). 5.3.2 Местные электротравмы Местная электротравма – это выраженное локальное нарушение целостности тканей организма, вызванное воздействием электрической дуги или электрическим током. Электрический ожог (токовой и дуговой), электрические знаки, металлизация кожи и электроофтальмия являются видами местных электротравм. Дадим определения названным выше видам местных электротравм. Токовой ожог возникает вследствие прохождения через тело человека тока (более 1 А) в результате контакте с токоведущей частью. Дуговой ожог обусловлен воздействием на тело человека электрической дуги высокой температуры. Электрические знаки возникают при контакте с токоведущей часть. Они представляют собой небольшие пятна с углублением в центре. Проникновением в верхние свои кожи мельчайших частиц металла, расплавившегося под действием дуги, называется металлизация кожи. Электроофтальмия возникает в результате ультрафиолетового излучения от электрической дуги. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 88
5.3.3 Факторы, влияющие на исход электропоражения На исход электропоражения влияют несколько факторов. К ним относят величину тока, протекающего через тело человека, продолжительность протекания тока и полярность приложенного напряжения. В зависимости от величины тока, протекающего через тело человека, выделяют ощутимый ток, который проявляется в виде легкого покалывания в месте контакта с человеком, ток неотпускания, вызывающий непреодолимое судорожное сокращение мышц, и фибрилляционный ток, приводящей к фибрилляции сердца. При увеличении протекания тока, через тело человека, в организме постепенно накапливаются последствие отрицательного влияния тока и увеличивается вероятность фибрилляции. При воздействии на тело человека постоянных и выпрямленных токов, проявляется эффект приложенного напряжения. 5.3.4 Методы и средства обеспечения электробезопасности Выделяют несколько методов и средств обеспечения электробезопасности. Рассмотрим каждый из них. Конструкция электроустановки должны быть выполнена таким образом, чтобы люди не подвергались электрическому току, сильным электромагнитным полям. Различают несколько технических способов и средств защиты: - для защиты от случайного прикосновения к токоведущим частям; - при прикосновении к нетоковедущим частям, которые теоретически могут оказаться под напряжением; - дополнительные средства защиты от поражения электрической дугой; Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 89
- дополнительные средства защиты при прикосновении человека к элементам электроустановок, находящихся под наведенным напряжением. К организационным мероприятиям относятся наряд-допуск, надзор во время работы и оформление перерыва в работе. 5.3.5 Классификация помещений по степени опасности поражения электрическим током Основными группами признаков по классификации помещений являются: - признаки токопроводящая повышенной пыль, опасности возможность (сырость, токопроводящий пол, одновременного прикосновения к металлическим корпусам электрооборудования с одной стороны, и заземлению - с другой); - признаки особой опасности (особая сырость φ>75%, химически активная среда). Классификация помещений по степени опасности поражения электрическим током: - помещения без повышенности опасности; - помещения повышенной опасности (один любой признак); - особо опасные помещения (один признак особой опасности, либо 2 признака повышенной опасности). Помещения районной подстанции 500/110/6,3 кВ являются особо опасными помещения, в которые присутствуют все названные ранее опасные признаки. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 90
5.4 Защитное заземление 5.4.1 Выносное заземляющее устройство Заземляющее устройство представляет собой конструкция, состоящую из металлического проводника, помещенного в землю, заземляющих проводников, соединяющих части электроустановки с заземлителем и металлических полос, связывающих сами заземлители (Рисунок 21). Рисунок 21 – Выносное заземляющее устройство Заземлитель выносится за пределы площади, где находится заземляемое оборудования, или сосредотачивается на некоторой части ее площади. Недостаток выносного заземляющего устройство заключается в отдаленности заземлителя от защищаемого оборудования. Человек, находящийся все поля растекания тока, попадает под напряжение прикосновения, равному потенциалу на заземлителе. Безопасности достигается за снижения напряжения прикосновения до допустимой величины путем рационального выбора места размещения устройства. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 91
Выносное заземляющее устройство устанавливается в тех случаях, когда рядом имеется территория с низким удельным сопротивлением и оборудование рассредоточено по территории. 5.4.2 Контурное заземляющее устройство Контурное заземляющее устройство характеризуется тем, электрод заземлителя размещается по периметру площадки, на которой размещено заземляющее оборудование и внутри неё (Рисунок 22). Рисунок 22 – Контурное заземляющее устройство Если выносное заземление защищает только за счет своего малого сопротивления, так как используется большое количество одиночных заземлителей, то при контурном заземлителе поля растекания тока от заземлителей накладываются друг на друга, и любая точка поверхности грунта внутри тока имеет значительный потенциал. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 92
При этом разность потенциалов между точками внутри контура будет снижена и в этом случае, ток проходящий через человека при его прикосновении к корпусу электрической установки будет меньше, чем при выносном заземлении. Безопасность достигается за счет выравнивания потенциалов на защищаемой территории до таких значений, что напряжения прикосновения и шага не превышают предельно допустимых значений. Изменение потенциала в пределах защищаемой площадки происходит плавно. За пределами контура укладываются стальные полосы, соединенные с заземлителем, чтобы снижение потенциалов происходит более плавно. 5.4.3 Явления при стекании тока в землю Напряжение прикосновения – это напряжение между проводящими частями при одновременном прикосновении к ним человека. Напряжение шага – это напряжение между двумя точками на поверхности земли, находящимся на расстоянии 1 м одна от другой, которое рассматривается как длина шага человека. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 93
5.5 Пожарная безопасность 5.5.1 Определение и классификация пожара Пожар - это неконтролируемое горение, причиняющее материальный ущерб, вред жизни и здоровью граждан, интересам общества и государства. Классификация пожаров по виду горючего материала: - пожары твердых горючих веществ и материалов; - пожары горючих жидкостей или плавящихся твердых веществ и материалов; - пожары газов; - пожары металлов; - пожары горючих веществ и материалов электроустановок, находящихся под напряжением; - пожары ядерных материалов, радиоактивных отходов и радиоактивных веществ. 5.5.2 Сопутствующие опасные факторы пожара Выделяют 5 групп сопутствующих опасных факторов пожара: - осколки, части разрушившихся зданий, сооружений, транспортных средств, технологических установок, оборудования и иного имущества; - радиоактивные и токсичные вещества и материалы, попавшие в окружающую среду из разрушенных технологических установок, оборудования и иного имущества; - вынос высокого напряжения на токопроводящие части технологических установок, оборудования и иного имущества; Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 94
- опасные факторы взрыва, происшедшего вследствие пожара; - воздействие огнетушащих веществ. 5.5.3 Классификация помещений по взрывопожарной и пожарной опасности По пожарной и взрывоопасности классифицируют только производственные и складские помещения. Районная подстанция 500/110/6,3 кВ относится к производственным помещениям. Рассмотрим классификацию помещений: - группа А (повышенная взрывопожароопасность) – горючие газы, легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки не более 280С, вещества и материалы, способные взрываться и гореть при взаимодействии с водой, воздуха или друг с другом; -группа Б (взрывопожароопасность) – горючие пыли или волокна, легковоспламеняющие жидкости с температурой вспышки более 280С, горючие жидкости; - группы В1-В4 (пожароопасность) – горючие и трудногорючие жидкости твердые горючие и трудногорючие вещества и материалы, вещества и материалы, способные при взаимодейтсвии с водой, воздухом или друг с другом только гореть; - группа Г (умеренная пожарооспасность) – негорючие вещества и материалы в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии, процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла, иск и пламени, горючие газы, жидкости и твердые вещества, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива; - группа Д (пониженная пожароопасность) – негорючие вещества и материалы в холодном состоянии. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 95
5.5.4 Огнетушащие вещества и составы Огнетушащее вещество – это вещество, обладающее физико-химическими свойствами, позволяющими создавать условия прекращения горения. К огнетушащим веществам предъявляют следующие требования: - высокий эффект тушения при малом расходе; - дешевизна и простота в обращении; - минимальный вред, наносимый имуществу. Для тушения пожаров применяют воду, пены, инертные газы, галогеноуглеводороды, порошки и комбинированные составы. Ниже рассмотрим каждое огнетушащее средство. Вода является наиболее распространенным огнетушащим средством. Пену применяют для тушения твердых и жидких веществ, не вступающих во взаимодействие с водой. Инертные газы (CO2, N2, водяной пар) используют для тушения пожаров объемным способом, путем снижения концентрации O2 в воздухе, в помещениях, сигнализирующее об где нет опасности. людей или используется Галогенуглеводороды (газы, устройство, жидкости) замедляют реакция горения. Сжатый воздух используют для тушения горючих жидкостей с температурой вспышки более 60 0С методом их перемещения. Порошковые составы (Na2CO3) применяют для пожаротушения и взрывоподавления. Комбинированные составы – это огнетушащие средства, в которых сочетаются свойства составляющих веществ. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 96
5.6 Чрезвычайная ситуация 5.6.1 Понятие и классификация ЧС Чрезвычайной ситуацией называется обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате производственной аварии, непредсказуемого природного явления, глобальной катастрофы, стихийного бедствия, которые влекут за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей и окружающей среде, значительные материальные потери и нарушения условий жизнедеятельности людей. Чрезвычайные ситуации классифицируют по течению времени – на мирные и военные, по характеру источника – на техногенные, природные, биологосоциальные и военные. Чрезвычайная ситуация природного характера – это обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате возникновения источника природной ЧС который может повлечь или повлек за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей и окружающей среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей. Чрезвычайная ситуация техногенного характера – это обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате возникновения источника техногенной ЧС, который может повлечь или повлек за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей и окружающей природной среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей. 5.6.2 Чрезвычайные ситуации на подстанции Неправильные действия оперативного персонала, метеоусловия и экологическая ситуация могут привести к чрезвычайной ситуации на районной подстанции 500/110/6,3 кВ. Например, причинами возникновения чрезвычайной Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 97
ситуации могут быть авария коммутационного оборудования, сбой системы автоматики, возникновение пожара, сильные морозы. Согласно ГОСТ 12.1.004-91 и ГОСТ 12.1.044-89, электроустановки высокого напряжения требуют постоянного наблюдения с точки зрения пожароопасности. На проектируемой подстанции 500/110/6,3 кВ пожарная опасность обусловлена наличием в электрооборудовании горючих материалов, таких, как трансформаторное масло, изоляция кабелей. Витковые замыкания обмотки трансформатора приводят к выделению газовой смени. В случае сбоя газовой защиты, возможен взрыв трансформатора и выброс горящего масла на территорию ОРУ. Поэтому необходимо устанавливать трансформаторы на фундамент из негорючих материалов и ограничить зону растекания масла путем применения маслоотводов. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 98
ЗАКЛЮЧЕНИЕ Конечным результатом данной выпускной квалификационной работы стал проект районной подстанции 500/100/6,3 кВ. На проектируемой подстанции установлены 4 понижающих трансформатора. Это связано с тем, что автотрансформаторы не позволяют понизить напряжения с UВН=500 кВ до UНН=6,3 кВ. В данной работе мы выбрали современное силовое оборудование, средства контроля, измерения и учета электроэнергии, аккумуляторную батарею по каталогам заводов-изготовителей, подключили проектируемую подстанцию к энергосистеме и рассмотрели безопасность жизнедеятельности на подстанции. Выбранное оборудование мы проверили по расчётным условиям: по электродинамической стойкости, по термической стойкости и др., полученные значения были сопоставлены с нормами проектирования. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 99
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. СТО ЮУрГУ 04-2008 Стандарт предприятия. Курсовое и дипломное проектирование. Общие требования к содержанию и оформлению / составители: Т.И. Парубочая, Н.В. Сырейщикова, В.И. Гузеев, Л.В. Винокурова. – Челябинск: Изд. центр ЮУрГУ, 2008. – 56 2. Гайсаров, Р. В. подстанций: Электрооборудование электрических справочное пособие по курсовому и станций и дипломному проектированию / Р. В. Гайсаров, А. В. Коржов, А. Е. Щелконогов. – Челябинск: Издательство ЮУрГУ, 2006. 3. Гайсаров, Р. В. Проектирование электрических станций и подстанций: Методические указания к курсовому проекту / Р. В. Гайсаров, А. В. Коржов, Л. А. Лежнева, И. Т. Лисовская. – Челябинск: Издательство ЮУрГУ, 2005. 4. Гайсаров, Р. В. Выбор электрической аппаратуры токоведущих частей и изоляторов: Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию. / Р. В. Гайсаров, И. Т. Лисовская. – Челябинск, Издательство ЮУрГУ, 2002. 5. Файбисович, Д. Л. Справочник по проектированию электрических сетей / И. Г. Карапетян, И. М. Шапиро, под ред. Д. Л. Файбисовича. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2009. 6. Рожкова, Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций / Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. – 3-е изд. – М.: Энергоатомиздат, 1987. 7. ЗАО "Завод электротехнического комплектные распределительные оборудования". Устройства КРУ ZETО на 10(6) и 20 кВ [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://zeto.ru (Дата обращения: 10.03.2020). 8. АО «Группа СВЭЛ». трансформаторов Технический [Электронный ресурс] каталог / измерительных Режим доступа: П-373.13.03.02.2018.04.00 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 100
http://svel.ru/ru/catalog/transformatory-toka.html (Дата обращения: 09.03.2020) 9. ЗАО "Завод электротехнического оборудования". Технический каталог разъединители серии РГ на напряжение 35-500 кВ [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://zeto.ru (Дата обращения: 10.03.2020). 10. ЗАО "Завод электротехнического оборудования". Технический каталог газонаполненное оборудование [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://zeto.ru серии (Дата обращения: 10.03.2020). Выключатели вакуумные ВВ/TEL / Режим доступа: http://tavrida- ua.com/products/vacuumswitch.html (Дата обращения: 09.03.2020). 11. "Уралэнерго". Технический каталог [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://uralen.ru/catalog/izol/group-36/1398.html (Дата обращения: 10.03.2020). 12. Правила устройства электроустановок: 7-е издание (ПУЭ)/ Главгосэнергонадзор России. М.: Изд-во ЗАО «Энергосервис», 2007. 610 с. Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 101
ПРИЛОЖЕНИЯ ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Исходные данные сети Таблица 2 – Сеть 500 кВ Подстанция начала линии № Подстанция конца линии Марка провода Длина L, км АС-3х300/39 30 Номинальное напряжение Uном, кВ 500 1 АЭС-1 Опытная 2 АЭС-1 Белый Раст 2хАС-3х300/39 63 500 3 Опытная Белый Раст АС-3х300/39 87,2 500 4 Белый Раст Бескудниково 2хАС-3х300/39 46,5 500 5 Белый Раст Западная 2хАС-3х300/39 83 500 6 Очаково Западная 2хАС-3х300/39 31,3 500 7 ТЭЦ №26 Очаково 2хАС-3х300/39 26,9 500 8 ТЭЦ №26 Пахра 2хАС-3х300/39 17 500 9 Ногинск Чагино АС-3х300/39 52,1 500 10 Пахра Чагино АС-3х300/39 36,4 500 11 Ногинск Бескудниково АС-3х300/39 77,8 500 12 АЭС-1 Трубино АС-3х300/39 87 500 13 Бескудниково Трубино АС-3х300/39 37,7 500 14 Ногинск Владимирская 2хАС-3х300/39 86,4 500 15 ЗаГАЭС Трубино АС-3х300/39 37,4 500 16 ЗаГАЭС Владимирская АС-3х300/39 26 500 17 ЗаГАЭС ПС 500/110/6,3 2хАС-3х300/39 22,6 500 Изм.. Лис тт № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 102
Таблица 3 – Активные и реактивные нагрузки узлов № п/п Название Нагрузка P+Q, МВА 1 Опытная 700+j400 2 Белый Раст 740+j440 3 Бескудниково 400+j210 4 Западная 400+j230 5 Очаково 600+j400 6 Пахра 420+j300 7 Чагино 400+j180 8 Ногинск – 9 Трубино 820+j430 10 Владимирская 800+j480 11 ПС 500/110/6,3 145+j99 Таблица 4 – Активные мощности электростанций № э/с Название Генерация P, МВт 1 АЭС-1 2100 2 ТЭЦ №26 1800 3 ЗаГАЭС 1200 Таблица 5 – Напряжения балансирующего и базисного узлов в максимальном и минимальном режиме U п/ст Изм.. Лис тт Uмакс, кВ Uмин, кВ Uпосл.ав, кВ 510 512 512 № докум. Подпис Дат а П-472.13.03.02.2020.116 ПЗ Лист 103
Отзывы:
Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв