Проект замены трансформаторов на подстанции 110/10/6 кВ "Р-1" с выбором и проверкой коммутационных устройств

В схеме, предусмотрены защиты от неполнофазных режимов, возникающих при отключении не всеми фазами выключателей трансформатора 110 кВ, в предположении, что эти выключатели оборудованы пофазным приводом. Защита срабатывает, если появление тока 3I0 сопровождается действием реле контроля непереключения фаз соответствующего выключателя, предусмотренного в его схеме управления. Время действия защиты отстроено от действия реле контроля непереключения фаз, что необходимо, поскольку последним может быть ликвидирован неполнофазный режим в случае отказа одной или двух фаз выключателя при его включении.

Вывод

Приведено описание существующей подстанций, характеристики её основного силового оборудования.

Произведён выбор силового оборудования П/ст 110/10/6.

Выполнен расчет токов КЗ на распределительных устройствах 110, 10 и 6 кВ. Уровни токов КЗ составили на 110 кВ: , ; на 10 кВ: ; на 6 кВ: ,. Погрешность ручного расчета и на ЭВМ не превышает 1%.

Произведены выбор и проверка электрических аппаратов распределительных устройств. К установке приняты на ОРУ 110 кВ: выключатель -ВГТ-110 II*40/1000 У1; разъединитель - РНДЗ-110/1000У1; трансформаторы тока - ТРГ-110/1000; трансформатор напряжения - НКФ-110-58У1; на ОРУ 10 кВ: выключатель - ВБЭС-10-31,5/2000 УХЛ2; трансформатор тока - ТОЛ-СЭЩ-10, трансформатор напряжения - НАМИ-10-УХЛ1.

Выполнена проверка токоведущих частей. К установке приняты ОРУ 110 кВ - АС-95/16, ОРУ 10 кВ - 3xАС-500.

Рассмотрена релейная защита трансформатора ТРТН 40000-110/10/6кВ.

2 Эксплуатация дугогасительных реакторов

Самым частым видом повреждения (до 95%) в сетях 6, 10, 35 кВ являются однофазные замыкания на землю (ОЗЗ), сопровождающиеся протеканием через место замыкания емкостного тока и перенапряжениями высокой кратности на элементах сети (двигателях, трансформаторах) в виде высокочастотного переходного процесса. Такие воздействия на сеть приводят в лучшем случае к срабатыванию земляных защит. Отыскание поврежденного присоединения представляется трудоемкой и длительной организационной задачей - поочередное отключение присоединений затягивается на продолжительное время и сопровождается комплексом оперативных переключений для резервирования потребителей. И, как правило, большинство междуфазных замыканий начинается с ОЗЗ. Развитие однофазных замыканий на землю сопровождается разогревом места замыкания, рассеиванию большого количества энергии в месте ОЗЗ и заканчивается отключением потребителя уже защитой МТЗ при переходе ОЗЗ в короткое замыкание. Изменить ситуацию можно применением резонансного заземления нейтрали.

При ОЗЗ на землю через место повреждения протекает емкостный ток, обусловленный наличием электрической емкости между фазами сети и землей. Емкость сконцентрирована, в основном, в кабельных линиях, длина которых и определяет общий емкостный ток ОЗЗ (ориентировочно на 1А емкостного тока приходится 1 км кабеля).

Для уменьшения тока замыкания (или компенсации) служат дугогасящие катушки. Сеть с дугогасящими катушками называют сетью с компенсацией емкостного тока. Нейтрали части трансформаторов в такой системе заземляются через настроенные индуктивности -- регулируемые катушки со стальным сердечником.

При металлическом замыкании провода на землю на нейтрали системы оказывается фазное напряжение, поэтому через катушки те чет ток, отстающий от напряжения нейтрали на угол, несколько меньший 90° (за счет активных потерь в катушке):

В месте замыкания проходят ток катушки, емкостный ток сети и небольшой активный ток, обусловленный утечками по изоляторам, потерями на корону в воздушных линиях и диэлектрическими потерями в кабелях.

При соответствующем выборе индуктивности катушки емкостный ток может быть компенсирован индуктивным током катушки. Условие полной компенсации запишется так:

I_L=I_C или U_ф/щL_k=3щCU_ф (1)

Отсюда по известной емкости можно найти индуктивность, соответствующую полной компенсации. Ток в месте замыкания можно определить из схемы замещения: к полной проводимости сети относительно земли прикладывается напряжение нейтрали, равное фазному напряжению той фазы, что замкнулась на землю.

Условие (1) выполняется при резонансной настройке дугогасящей катушки. Отклонение от резонансной настройки называют расстройкой компенсации. При емкостном токе, превышающем индуктивный ток катушки, будет недокомпенсация, при токе катушки, превышающем емкостный ток замыкания, -- перекомпенсация. Степень расстройки компенсации определяют как

?=(I_C-I_L)/I_C (2)

При недокомпенсации ?>0, при перекомпенсации ?<0, при резонансе ?=0.

Ток замыкания определяется расстройкой компенсации, активными утечками по изоляции и относительно,небольшими токами высших гармоник, которые возникают главным образом из-за нелинейной характеристики намагничивания силовых трансформаторов и катушек. Активную слагающую тока часто определяют через емкостный ток и коэффициент успокоения сети. Коэффициентом успокоения сети называют отношение активной проводимости сети к емкостной:

d=1/3щCU_ф , (3)

или, что то же самое, отношение активной слагающей тока к емкостному току.

По данным многочисленных измерений коэффициент успокоения в воздушных сетях с нормальным состоянием изоляции составляет 3--5%, в кабельных сетях 2--4%. При наличии загрязненных фарфоровых изоляторов или кабелей с состарившейся изоляцией коэффициент успокоения может достигать даже 10%. Коэффициент успокоения сети с компенсацией, екостного тока несколько выше, чем сети с незаземленной нейтралью, поскольку помимо активных потерь утечек имеют место потери в самих катушках.

Включение дугогасящей катушки с настройкой, близкой к идеальной резонансной, облегчает гашение дуги и предупреждает повторные зажигания дуги. Напряжение, или э. д. с., замкнувшейся фазы уравновешивается падением напряжения на катушке. Если ток обрывается, что на схеме соответствует отключению рубильника, то катушка оказывается последовательно соединенной с емкостью сети. Этот контур всегда обладает некоторым запасом энергии либо в виде электрической энергии заряженных емкостей, либо в виде магнитной энергии катушки, причем обмен энергии между катушкой и емкостью сети совершается колебательно с частотой щ0. При резонансной настройке частота колебательного контура равна рабочей частоте сети, и при отсутствии потерь энергии наложение свободных колебаний на напряжение источника приводило бы напряжение поврежденного провода к нулевому значению.

2.1 Измерения в сетях с компенсацией емкостного тока

Для правильного выбора мощности дугогасящих аппаратов и их настройки, оптимальной для условий данной сети, нужно знать полный емкостный ток сети и отдельных ее участков, которые могут работать раздельно, а также напряжения несимметрии всей сети и ее участков. Оценка напряжения несимметрии требуется для выбора настройки катушки, исходя из допустимых смещений нейтрали в различных режимах, а при необходимости и для того, чтобы рекомендовать устройство дополнительной транспозиции сети.

По расчетным формулам, можно определить весьма приблизительно емкостный ток сети. Дли сетей простых конфигураций с преобладанием кабельных линий, ток замыкания которых оценивается достаточно точно, результат расчета получается более или менее достоверным. Что же касается сетей сложной конфигурации с разнородными по конструкции линиями, воздушными и кабельными, с многочисленными распределительными устройствами и различными присоединенными к сети аппаратами и машинами, то для них расчетный путь определения емкостного тока едва ли возможен. При самых скрупулезных расчетах ошибка редко получается менее 15%.

Необходимую точность обеспечивают методы опытного определения емкостного тока и напряжений несимметрии. Эти измерения совершенно необходимы для выбора наиболее целесообразного режима компенсации емкостного тока сети.

Измерения производят для определения:

а) напряжения емкостной несимметрии сети и ее отдельных участков;

б) напряжения смещения нейтрали при различных настройках дугогасящих аппаратов и при возможных делениях сети;

в) полного емкостного тока сети и емкостных токов отдельных линий;

г) действительных токов компенсации при различных настройках дугогасящих аппаратов, особенно в тех случаях, когда отсутствуют данные заводских испытаний и паспорта;

д) токов замыкании на землю при различных режимах компенсации.

При измерениях пунктов «г» и «д» оценивают также величины активной составляющей тока и уровень токов высших гармоник.

Измерения, как правило, производятся в действующих сетях, без отключения или ограничения литания потребителей. Измерения должны быть безопасны как для персонала, проводящего опыты, так и для изоляции сети. В связи с этим при измерениях напряжения на фазах не должны достигать значений, опасных для изоляции. Особенно осторожно следует производить измерения в сетях, где есть элементы с заведомо ослабленной изоляцией. При выборе метода измерения емкостного тока и тока замыкания следует иметь в виду нежелательность существенного повышения напряжения на изоляции вращающихся машин (генераторов и двигателей высокого напряжения).

Измерения следует производить с достаточной точностью. Погрешности не должны быть более 3--4%, причем очевидно, что чем выше напряжение сети и больше емкостный ток, тем меньшей должна быть относительная погрешность. Желательно при измерениях пользоваться астатическими приборами -класса 0,5 и измерительными трансформаторами класса 1.

Существует несколько методов измерений емкостных токов, токов компенсации и замыкания на землю.

Прямой метод измерения при металлическом замыкании фазы на землю позволяет оценить все необходимые величины по непосредственным замерам. Косвенные способы позволяют найти искомые величины токов лишь в результате пересчетов.

Из косвенных методов распространены: метод снятия кривой напряжения нейтрали сети при различных настройках компенсации, метод искусственного смещения нейтрали с помощью подведения к нейтрали напряжения постороннего источника, метод замыкания через активное сопротивление.

2.2 Измерение емкостного тока сети при замыкании фазы через активное сопротивление

Основное преимущество данного метода -- при обязательном соблюдении условий, оговоренных ниже,- малая вероятность короткого замыкания. Правильным выбором заземляющего сопротивления можно достичь того, что на незамыкаемых фазах -напряжение при замыкании на землю возрастет не более, чем до 1,3--1,4 номинального фазного. При возникновении пробоя изоляции в другом месте и, следовательно, «второй» земли ток замыкания будет ограничен значением, не превышающим U_фR_a. Если сопротивление R_a выбрано правильно, то такой ток не представит опасности ни для оборудования, ни для персонала. Для большей безопасности заземляющее сопротивление можно также присоединить через плавкий предохранитель с током срабатывания, равным 1,5 U_фR_a.

Измерение емкостных токов и токов компенсации проводят раздельно. Величина заземляющего сопротивления должна быть выбрана из условия, чтобы напряжение смещения нейтрали было не больше 0,3--0,4 U_ф. Выбору величины заземляющего сопротивления R₃ надо уделить большое внимание, так как при неудачном сочетании параметров сети и величины сопротивления R₃ метод измерения может стать даже более опасным, чем метод металлического замывания на землю. При замеpax емкостных токов дугогасящая катушка отключается.

Величина заземляющего сопротивления зависит от тока, который предстоит измерить. Поэтому надо сначала ориентировочно определить емкостный ток сети, обратившись к результатам расчетов или прежних замеров с учетом происшедших изменений схемы (подключены вновь построенные линии и т. п.). Если требуется измерить токи отдельных участков, то при выборе R_з надо считаться с наименьшим из ожидаемых значений I_C. Иногда трудно при одном и том же значении достоверно замерить ток всей сети и токи отдельных участков.

По показаниям вольтметра и ваттметра определяются активная и реактивная слагающие тока замыкания через R₃ для проверки. По значению тока замыкания можно вычислить емкостный ток сети.

При измерениях в воздушных сетях, обладающих существенной емкостной несимметрией, надо уточнять значение тока. Погрешность появляется за счет тока, обусловленного U'₀, т. е. напряжением несимметрии U_нс, и может привести к недопустимым ошибкам. Так, например, при U_нс= 1,5% и U"₀= 30% погрешность в определении емкостного тока по составляет уже более 4%.

Замеры токов компенсации производятся аналогично. Трансформатор с дугогасящей катушкой переводится на выделенную систему шин, шиносоединительный выключатель ШСВ отключается, чтобы отделить катушку от остальной сети. Сопротивление R₃ выбирается по ожидаемому наименьшему току катушки.

2.3 Выбор мощности и места установки дугогасящих катушек

При выборе дугогасящих катушек пользуются обычно не мощностями, а токами, что удобней и правильней по существу, поскольку назначение катушек -- компенсация емкостных токов сети. Паспортная мощность катушек соответствует номинальному току компенсации. Поэтому полная компенсирующая мощность дугогасящих аппаратов, устанавливаемых в сети, выбирается по полному емкостному току. Полный емкостный ток определяется с перспективой развития сети на 8--10 лет вперед. Если же данных относительно развития сети нет, то рекомендуется расчетную мощность компенсирующих устройств увеличивать на 20--25%. Это дает также некоторый запас для учета неточностей при определении емкостных токов линий и ошиновки подстанции по приближенным формулам или средним удельным значениям, приводимым в справочниках (см. выше).

Расчетная мощность дугогасящих катушек

Q_k=I_CU_Ф

Необоснованное увеличение мощности катушек нецелесообразно, так как это приводит к неполному их использованию и затрудняет выбор оптимальных настроек. Недостаточная мощность катушек может привести к режимам недокомпенсации, которые недопустимы ввиду снижения надежности работы сети и особенно опасны при неполнофазных отключениях (включениях).

Количество дугогасящих катушек и места их установки определяются специальным расчетом. Чем больше установлено катушек, тем лучше работает сеть с компенсацией емкостного тока. При большом числе катушек достигается лучшее распределение токов компенсации и сохранение хорошей настройки в эксплуатации при различных изменениях схемы сети. Однако установка большого числа дугогасящих катушек приводит к увеличению первоначальных затрат, повышению эксплуатационных расходов и усложнению надзора и обслуживания. Оптимальным является такое решение, при котором минимальное количество дугогасящих катушек обеспечивает удовлетворительную компенсацию при минимальном числе изменений уставок катушек в эксплуатационных условиях. Как правило, следует избегать установки только одной катушки -- лучше установить две, чем одну катушку вдвое большей мощности. При применении нескольких дугогасящих катушек лучше брать их с различными номинальными токами, что дает большие возможности регулирования тока компенсации.

Если сеть в некоторых режимах может разделяться на изолированные части, то необходимо катушки выбирать и размещать так, чтобы в каждой такой части сохранилась удовлетворительная настройка либо, по крайней мере, была возможность оптимальной настройки при соответствующей перестановке ответвлений. Это условие может быть выполнено только в том случае, если в каждой выделившейся части будут установлены катушки с номинальным током, большим емкостного тока этого участка. Наряду с этим наименьший рабочий ток катушек должен быть меньше, чем емкостный ток замыкания на землю выделившейся части сети, если в ней произойдет также отключение наиболее возможного в эксплуатации числа линий. Конечно, при этом не учитываются отдельные кратковременные режимы, возникающие в результате оперативных переключений, производимых в целях ремонтов, проверок и профилактических испытаний оборудования. При выборе дугогасящих катушек с учетом перспективы развития сети можно предусматривать возможность замены или установки дополнительной мощности дугогасящих устройств по мере строительства новых линий. Можно сразу запроектировать дугогасящие катушки несколько большей мощности, чем требуется по расчету. Но устанавливать катушки в сети надо так, чтобы в начальные годы развития сети (т. е. при наименьшем количестве введенных в эксплуатацию линии) минимальные рабочие токи выбранных с запасом катушек не превосходили фактического емкостного тока замыкания. В противном случае удовлетворительная компенсация не может быть осуществлена. При установке катушек следует также учитывать параметры трансформаторов сети, к нейтрали которых предполагается подключать катушки.

Желательно дугогасящие катушки устанавливать на узловых подстанциях с обслуживающим персоналом, который бы мог выполнять мероприятия, связанные с перестройкой катушек в ходе эксплуатации. Дугогасящие катушки рекомендуется устанавливать на подстанциях, связанных с сетью, в которой предусматривается компенсация емкостного тока, не менее чем двумя линиями. Категорически запрещается присоединять дугогасящую катушку к трансформатору, установленному в конце одноцепной тупиковой линии. В этом случае при обрыве одной фазы на линии может возникать неполнофазный режим компенсации, сопровождаемый значительными повышениями напряжения на нейтрали и, следовательно, на фазах, чреватый опасными и длительными перенапряжениями феррорезонансного характера.

2.4 Трансформаторы для подключения дугогасящих катушек

При замыкании на землю одной фазы сети через обмотку этой фазы трансформатора, в нейтраль которого включена катушка, течет индуктивный ток, равный рабочему току установленного ответвления катушки. Это равносильно прохождению через обмотки каждой фазы 1/3 тока катушки, что естественно приводит к некоторому падению напряжения на обмотках, вследствие чего напряжение на нейтрали будет меньше нормального фазного и фактическая мощность катушки может быть меньше номинальной (в соответствии с выбранным ответвлением). Сопротивление обмоток току компенсации зависит от конструкции трансформатора группы соединения его обмоток и мощности. Для наилучшего использования катушек трансформаторы, к которым они подключаются, должны иметь минимальное сопротивление обмоток токам компенсации. Снижение напряжения на нейтрали и, следовательно, на катушке при замыкании на землю (дросселирующий эффект) у правильно подобранных трансформаторов практически незначительно.

Наиболее подходящим для включения катушки является трансформатор с соединением обмоток треугольник--звезда. Токи компенсации, протекающие по обмотке звезды, создают магнитные потоки которые наводят э. д. с. и токи в обмотке, замкнутой в треугольник. В свою очередь токи, замыкающиеся в треугольнике, обусловливают магнитные потоки в сердечнике трансформатора, направленные встречно потокам обмотки, соединенной в звезду. Происходит почти полная компенсация магнитных потоков, а небольшому потоку рассеяния обмоток соответствует индуктивность рассеяния весьма малая по сравнению с индуктивностью катушки. Дросселирующий эффект будет определяться только падением напряжения в сопротивлении рассеяния обмотки, которое невелико (соответствует напряжению короткого замыкания трансформатора Uk%). Такие же условия имеют место при соединении обмоток и по схеме звезда-- зигзаг (трансформаторы иностранного производства).

Иначе распределяются токи и магнитные потоки при включении катушки в нейтраль звезды при второй обмотке, также соединенной в звезду, но без нулевого провода с питающей стороны.

При замыкании на землю токи компенсации протекают лишь в первичной обмотке, поэтому магнитные потоки в сердечниках фаз ничем не уравновешиваются. Будучи направленными в одну сторону от ярма к ярму, магнитные потоки могут замыкаться частично по воздуху, частично-- через стенки бака трансформатора. Бак трансформатора при этом является как бы короткозамкнутым витком, и магнитные потоки наводят в баке вихревые токи, которые дополнительно нагревают бак, ухудшая условия охлаждения обмоток трансформатора.

Дугогасящие катушки следует подключать к трансформаторам, имеющим обмотку, соединенную в треугольник. В сетях обычно устанавливается большое число трехобмоточных трансформаторов, например 110/35/10 кВ. Наличие обмотки 10 или б кВ, соединенной в треугольник, делает трехобмоточный трансформатор при компенсации тока в сети 35 иВ совершенно независимым от режима нейтрали звезда -- звезда со стороны 110 кВ. При замыкании на землю в сети 35 кВ обмотка, соединенная в треугольник, полностью компенсирует магнитные потоки в сердечниках трансформатора. Неуравновешенный ток замыкается по треугольнику, не выходя во внешнюю сеть.

Помимо конструкции и группы соединений важно соотношение мощностей трансформатора и катушки. Бывают случаи, когда катушка подключается к специально установленному трансформатору, не несущему никакой другой нагрузки. Тогда мощности трансформатора и катушки могут быть одинаковыми, и даже возможно подключение катушки к трансформатору меньшей мощности. Гораздо чаще катушки подключают к нейтралям трансформаторов, питающих нагрузку. При этом в режиме замыкания сети на землю такие трансформаторы дополнительно нагружаются индуктивным током. Отсюда возрастают активные потери в первичной и вторичной обмотках трансформатора, что ведет к дополнительному перегреву. Поскольку допускаемая продолжительность непрерывной работы катушки составляет 2--8 ч в зависимости от номера ответвления, возможный перегрев обмоток трансформатора надо оценивать для такого же времени.

2.5 Конструктивное выполнение и параметры дугогасящих катушек

Для сокращения размеров все дугогасящие катушки выполняются со стальным сердечником. Вместе с тем нелинейность характеристики намагничивания, по крайней мере в пределах изменения напряжения от нуля до фазного, должна быть минимальной, иначе индуктивность катушки, а значит, и установленная степень настройки будут меняться в зависимости от приложенного напряжения. При металлическом замыкании на землю на нейтрали напряжение становится равным фазному, а если учесть некоторое повышение напряжения на станции, то на катушке может оказаться напряжение на 10--15% выше фазного. Точка, соответствующая такому режиму, должна быть еще на линейной части характеристики намагничивания. Линейность характеристики намагничивания обеспечивается наличием воздушных зазоров, распределенных более или менее равномерно по сердечнику, и таким выбором сечения сердечника, чтобы магнитная индукция была меньше индукции насыщения.

Сердечник катушки образован двумя стержнями и двумя ярмами. Стержни разрезные и собраны из отдельных коротких пакетов с индивидуальным креплением стальных пластин в каждом. В зазоры между пакетами и в сочленения между стержнями и ярмами закладываются твердые прокладки из бумаги, пропитанной бакелитом, или из лакированного электрокартона. Готовые пакеты стали плотно скрепляются стяжными болтами из немагнитного материала. Благодаря этим мерам обеспечивается синусоидальность тока катушки на большинстве ответвлений ее обмотки и поэтому значительно уменьшается содержание в токе замыкания высших гармоник.

Обмотка тоже разделена на части и расположена на обоих стержнях сердечника так, чтобы между противолежащими частями разность потенциалов не могла достигнуть опасных для изоляции обмотки значений. От отдельных элементов обмотки выведены ответвления.

Изоляция обмотки выполняется так же, как изоляция силовых трансформаторов. Обмотка помещена в бак, заполненный маслом. Внутри бака помещен переключатель ответвлений, с помощью которого можно изменять ток компенсации. Привод переключателя выведен наружу на крышку бака либо имеет штурвал с фиксатором положения.

Ответвления выполнены таким образом, чтобы можно было регулировать ток компенсации в пределах 50--100%. Для этого дугогасящие катушки имеют пять, шесть или девять ответвлений. Есть катушки с числом ответвлений, равным 16. Как правило, ток катушки путем перестановки ответвлений может регулироваться только ступенчато.

В связи с требованием автоматизации настройки компенсации в процессе эксплуатации катушки должны сочетаться с автоматическими регуляторами (оптимизаторами), которые могли бы при любых коммутационных изменениях схемы сети поддерживать оптимальный режим компенсации, обеспечивающий наибольшую надежность работы сети. Как правило, это режим резонансной настройки. Основное требование к катушкам, предъявляемое автоматическим регулированием компенсации,-- плавное изменение тока. Конструктивное решение этой задачи может быть получено с использованием трех принципов изменения индуктивности катушки: изменением воздушного зазора в магнитной цепи аппарата (плунжерные дугогасящие катушки), подмагничиванием магнитной системы аппарата (катушки с подмагничиванием), переключением мелкими ступенями ответвлений с помощью переключающего устройства. Подобно такому же в силовых трансформаторах при регулировании напряжения под нагрузкой.

Конструкции катушек, принятых к установке на расчетной подстанции, основаны на принципе регулирования индуктивности при изменении воздушного зазора сердечника. В этих катушках применена обычная шихтовка стальных пластин вместо радиальной, что упрощает технологию изготовления катушек. Конструктивное выполнение схематично показано на рисунке в приложении.

Катушка имеет трехстержневой магнитопровод с одной главной 4 и двумя вспомогательными обмотками 5 и 6. Магнитопровод с обмотками помещен в бак с трансформаторным маслом. Одна из вспомогательных обмоток является сигнальной, другая служит для управления -- к ней подключается автомат настройки компенсации. Сигнальная обмотка рассчитана на номинальное напряжение 100 В и ток 1 А, обмотка управления -- на 220 В и ток до 40 А. Выводы обмоток размещены на крышке бака, там же расположен приводной механизм 1, обеспечивающий вращение ходового винта 3. Приводной механизм состоит из асинхронного двигателя и червячной пары. Ходовой винт сделан из немагнитной стали и имеет правую и левую резьбу. Магнитопровод набирается из листовой электротехнической стали. Средний стержень 2 выполнен с двумя подвижными сердечниками (плунжерами), между которыми образуется переменный воздушный зазор. Плунжеры перемещаются с помощью ходового винта.

Для визуального определения тока компенсации на крышке бака предусмотрен специальный указатель 7 со шкалой, проградуированной непосредственно в амперах (при номинальном напряжении на катушке). Внутри указателя вмонтированы два концевых выключателя для ограничения перемещения плунжеров в заданных пределах.

Дугогасящие катушки этой конструкции рассчитаны на трехчасовой режим работы при максимальном значении тока. Вольт-амперные характеристики дугогасящих катушек РДМР при всех положениях плунжеров (максимальный, минимальный и промежуточный зазоры сердечника) сохраняют прямолинейный характер. Поэтому индуктивный ток катушки имеет чисто синусоидальную форму, а индуктивность линейна, т. е. не изменяется в зависимости от величины приложенного напряжения, что очень важно для обеспечения правильной работы автомата настройки компенсации.

2.6 Применение автоматического регулятора при компенсации емкостных токов

В силу изменения конфигурации электрической сети в процессе эксплуатации, в результате плановых или аварийных переключений, происходит изменение величины емкости сети. В результате чего нарушается резонансная настройки дугогасящего реактора. В случае ручного регулирования необходимо выполнить переключение ступени настройки реактора, если учесть что ступени имеют определенный шаг, а количество переключений в сети могут достигать нескольких десятков в сутки, то применение ступенчатых дугогасящих реакторов для компенсации емкостных токов является неэффективным, в силу невозможности настройки в резонанс, и достаточно трудоемким. Поэтому для точной настройки дугогасящего реактора необходимо использовать плавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматическими регуляторами.

Учитывая, что дугогасящие реакторы имеют малый износ, по сравнению с трансформаторами, то такие дугогасящие реакторы могут работать и дальше. Необходимо только обеспечить постоянную резонансную настройку таких реакторов, для того чтобы обеспечить эффективную их работу. Учитывая тот факт, что мощность дугогасящих реакторов всегда выбиралась с учетом перекомпенсации. Можно предложить следующее техническое решение для обеспечения постоянной подстройки мощности дугогасящего реактора к величине емкостного тока замыкания на землю. Последовательно к существующему ступенчатому реактору необходимо подключить плавнорегулируемый реактор плунжерного типа и управляемую конденсаторную установку малой мощности, по сравнению с мощностью существующего ступенчатого реактора. Для точной настройки в резонанс при различных режимах работы сети, необходимо оснастить предложенную установку автоматическим регулятором, который будет одновременно управлять плавнорегулируемым реактором и регулируемой конденсаторной установкой. В такой конструкции ступенчатый реактор работает на каком-либо конкретном ответвлении, ближайшем к середине предела изменения емкостного тока в сети, регулируемая конденсаторная установка осуществляет грубую настройку, путем переключения на ближайшую степень к необходимой мощности резонансной настройки, а плавнорегулируемый реактор осуществляет точную подстройку.

Для управления мощностями управляемой конденсаторной установки и плунжерного дугогасящего реактора может использоваться схема автоматического регулятора, приведенная на рисунке приложения. В основе автоматического регулятора заложен амплитудно-фазовый принцип регулирования.

Принцип действия приведенной схемы заключается в следующем. На вход автоматического регулятора подаются два входных сигнала U_ОП и U0 (U_ОП - любое из фазных напряжений с трансформатора собственных нужд, аU0 - с сигнальной обмотки дугогасящего реактора или с обмотки 3U₀трансформатора напряжения). Далее опорное напряжение U_ОП поступает на фазосдвигающий блок (ФСБ) и блок формирования ставок срабатывания (БФУС). Опорное напряжение также используется в схеме питания регулятора. Фазосдвигающий блок предназначен для более точной подстройки регулятора в резонанс при наладке. Для защиты входа от напряжения возникающего при замыкании на землю предназначен блок защиты (БЗ), который при появлении на входе трансформатора опасного напряжения отключает вход регулятора и для исключения влияния наводок подключает его на землю, одновременно подается сигнал запрета срабатывания на выходные цепи регулятора. В блоке формирования уставок срабатывания (БФУС) формируются зоны срабатывания соответствующих блоков сравнения канала недо- (БС1 и БС3) и перекомпенсации (БС2 и БС4).

Входные напряжения U_ОП, после фазосдвигающего блока, и U₀ поступают дальше на входы блоков формирования импульсов ФИ1 и ФИ2, соответственно. Формирователи импульса преобразуют синусоидальные сигналы в однополярные прямоугольные импульсы с достаточно крутыми фронтами и спадами, что позволяет использовать эти сигналы далее в качестве логических. После формирователей импульсов сигналы поступают на блок формирования угла и знака (БФУЗ). В данном блоке происходит выделение сигнала пропорционального углу смещения U_ОП и U₀, и в зависимости от результатов, сигнал дальше поступает по одному из двух каналов (по одному каналу в случае недокомпенсации, по другому в случае перекомпенсации) в блок оценки (БО). В блоке оценки в зависимости от степени расстройки и ее знака, а также положений переключателей управляемой конденсаторной установки и положений плунжеров реактора (сигнал о положении поступает из блока памяти - БП), происходит оценка дальнейшего прохождения сигнала по одному из 4 каналов. В случае недокомпенсации на И1 или И3, в случае перекомпенсации на И2 или И4. Сигнал на инверторы И1 или И2 поступает в случае небольшой степени расстройки и возможности ее компенсирования запасом хода плунжерного реактора, в случае же большой расстройки сигнал поступает на инверторы И3 или И4. В зависимости от полученного знака и степени расстройки сигнал далее поступает на инверторы сигнала плунжерного реактора (И1 или И2) или инверторы сигнала управляемой конденсаторной установки (И3 или И4), где сигнал инвертируется для более удобной работы с ним в дальнейшем. Перед инверторами плунжерного реактора установлен блок трансформации (БТ1 и БТ2) в котором сигнал, полученный с БФУЗ трансформируется в зависимости от степени расхождения входных напряжений U_ОП и U₀, данный блок предназначен для усиления сигнала в случае большой степени расхождения входных сигналов, и ослабление в случае небольшой степени расстройки. Данный блок предназначен для более быстрого движения плунжеров в случае большой расстройки и не быстрого движения в случае незначительной расстройки. Это делается для более быстродействующей настройки плунжерного реактора в резонанс, а также для избегания проскока резонансной мощности.

Далее управляющий сигнал поступает на блоки сравнения (БС1-БС4). Далее управляющий сигнал проходит через элементы запрета ЭЗ1-ЭЗ4 и поступает на релейные выходные элементы Р1-Р4. Релейные элементы управляют соответствующими магнитными пускателями блока управления приводом дугогасящего реактора (БУПР) и блоком управления управляемой конденсаторной установки (БУПК).

Для визуального контроля состояния автоматического регулятора предназначены блоки индикации режимов БИР1-БИР2. Выходные сигналы данных блоков сигнализируют о достижения крайнего предела управляемой конденсаторной установки и плунжерного дугогасящего реактора. Индикатор БИР-1 свидетельствует о недокомпенсации в сети, а БИР-2 о перекомпенсации в сети. Также в схеме автоматического регулятора предусмотрены индикаторы напряжения смещения (ИНС), данный индикатор выводит значения напряжения смещения нейтрали. И индикатор степени расстройки компенсации (ИСР), указывающий в процентах степень перекомпенсации или недокомпенсации в сети.

3. Разработка вопросов безопасности жизнедеятельности при эксплуатации подстанции 110/10/6 кВ

3.1 Краткая характеристика подстанции

ПС 110/10/6 кВ предназначена для внешнего электроснабжения потребителей.

Подстанция 110 кВ является вновь сооружаемой и размещается на отводимом земельном участке с предварительными размерами 210х160 м.

На существующей ПС 110/10/6 кВ реализованы следующие принципиальные схемы распределительных устройств:

- на напряжении 110 кВ - «Две рабочие и системы шин»;

- на напряжении 10 кВ - «Одна рабочая секционированная выключателем система шин»;

- на напряжении 6 кВ - «Одна, секционированная выключателями, система шин».

Все решения приняты с учетом обеспечения минимальных расстояний для подключения ВЛ 110 кВ к ОРУ и потребителей 10 кВ к ЗРУ. Так же предусматривается возможность расширения ОРУ 110 кВ с прирезкой дополнительной территории с южной стороны подстанции.

На подстанции устанавливаются 2 силовых трансформатора мощностью по 40 МВА каждый.

Трансформаторы устанавливаются на фундаменты без кареток. Крепление трансформаторов к фундаменту осуществляется при помощи закладных деталей.

На подстанции предусматривается сооружение здания ОПУ размером 18х36 м.

В состав здания ОПУ входят помещения:

- панелей, в которых размещаются панели управления, защит и автоматики;

- щита собственных нужд переменного тока и сухих трансформаторов СН 10/0,4кВ;

- щитов постоянного тока;

- двух аккумуляторных батарей емкостью 300А·ч каждая;

- связи;

- серверной;

- АРМ дежурного;

- кабинет начальника ПС

- венткамеры аккумуляторных;

- венткамеры;

- ремонтной бригады;

- для хранения защитных средств;

- для хранения хозяйственного инвентаря;

- гардеробная комната;

- душевая.

Согласно «Нормам технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС)», 2009 г. на подстанции применяются кабели с изоляцией, не распространяющей горение (с индексом нг-LS).

3.2 Идентификация, анализ и оценка воздействия негативных факторов на персонал п/ст

К опасным производственным факторам следует отнести, например:

* электрический ток;

* возможность падения с высоты самого работающего либо различных деталей и предметов;

* оборудование, работающее под давлением выше атмосферного.

К вредным производственным факторам относятся:

* сезонное изменение метеорологических условий;

* наличие электромагнитных полей;

Анализ негативных факторов и их воздействие на здоровье человека на п/ст приведен в таблице 3.1

Таблица 3.1. Анализ негативных факторов на энергопредприятии и средства их устранения.

Наименование фактора	Носитель опасного фактора	Круг лиц, на которых возможно воздействие фактора	Средство устранения и локализации опасного фактора
1	2	3	4
Поражение электрическим током	Токоведущие части, металлические части оборудования, на котором возможно появление напряжения	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал	Защитное заземление оборудования, выполнение требований ПТБ, ПТЭ, ПУЭ
Пожароопасность	Трансформаторы, маслинные выключатели, территории ОРУ, ЗРУ, ОПУ, кабели	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал	Соблюдение норм и правил пожарной безопасности НПБ 105-03 СНиП 21-01-97, ГОСТ 12.1.004-91
Воздействие электрического поля	Распределительные устройства	Ремонтный и обслуживающий персонал	Экранирующие устройства на территории ОРУ, экранирующие костюмы, кратковременное пребывание
Механическое воздействие вибрации	Двигатели СН, Подъемно-транспортные средства	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал	Соблюдение ТБ применение защитных заграждений, амартизационные механизмы, виброизолирующие прокладки.
Вредные выделения и выбросы	Пары кислоты в аккумуляторных батареях	Ремонтный и обслуживающий персонал	Применение средств индивидуальной защиты и установка фильтрующих элементов
Шум	Выключатели, силовые трансформаторы.	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал.	Наушники и шлемы. Использование шумоизоляционных материалов. Кратковременное пребывание рядом с источником шума СН 2.2.4/2.1.8.562-96

3.3 Расчет заземляющего устройства подстанции

Защитное заземление служит для защиты людей от поражения электрическим током, при прикосновении персонала к нетоковедущим частям. Для выполнения рабочего, защитного и грозозащитного заземления подстанции используют одно заземляющее устройство.

Заземляющее устройство состоит из заземлителя, расположенного в земле, и проводника, соединяющего заземляемый элемент установки с заземлителем. Заземлитель может состоять из одного или нескольких вертикальных или горизонтальных электродов и характеризуется сопротивлением, которое окружающая земля оказывает стекающему току. Сопротивление заземлителя определяется отношением потенциала заземлителя к стекающему к нему току.

а) территория подстанции занимает площадь S = 33600 м² (А=210 м; В=160 м);

б) в качестве естественного заземлителя предполагается использовать систему трос - опоры двух отходящих от подстанции воздушных линий электропередачи 110 кВ на металлических опорах с длиной пролета l = 250 м; каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением s = 50 мм²; расчетное (с учетом сезонных колебаний) сопротивление заземления одной опоры r_оп = 12 Ом для 110 кВ; число опор с тросом на каждой линии больше 20; данные измерений сопротивления системы трос - опоры отсутствуют;

в) искусственный заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 4х40 мм и вертикальных стержневых электродов длиной I_В = 5 м, диаметром d = 12 мм; глубина заложения электродов в землю t = 0,8 м;

г) расчетные удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев земли с₁ = 230 Ом·м, с₂ =80 Ом·м; мощность верхнего слоя земли h₁ = 2,8 м;

Расчет контурного заземляющего устройства.

Сопротивление заземлителя растеканию тока R_е , согласно требованиям ПУЭ должно быть не более 0,5 Ом.

1) Сопротивление естественного заземлителя для двух линий R_е определяем по формуле:

R_е = .

2) Периметр подстанции:

м; п = 74 шт.

Составляем расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью S = 18480 м². Длина одной стороны ее будет = 183,3 м.

Количество ячеек по одной стороне модели

Принимаем т = 1.

3) Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов:

= 2(1 +1) · 183,3 =733,2 м.

4) Длина стороны ячейки:

=183,3/1=183,3 м.

Расстояние между вертикальными электродами:

=4 · 183,3/74=2,47 м.

Суммарная длина вертикальных электродов:

L_В = п l_В =74 ·5 = 370 м.

Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов:

= (5 + 0,8) /183,3 = 0,0316.

Относительная длина:

l_отн = (h₁ - t_В) / l_В = (2,8 - 0,8) /5 = 0,4.

5) Расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта определяем:

= 230/80 = 2,87.

Поскольку при значение k находим:

 = 0,43 · 0,4 + 0,119 = 0,215,

теперь определяем р_Э:

.

Находим значение Р:

In Р = 0,215 In 2,87 = 0,227; Р = 1,48.

Следовательно, = 80 · 1,48 =118,4 Ом·м.

Вычисляем расчетное сопротивление R рассматриваемого искусственного заземлителя. Предварительно находим коэффициент А, поскольку 0 ? t_отн ? 0,1

А = 0,444 - 0,84 t_отн = 0,444 - 0,84·0,0316 = 0,417;

тогда:

.

6) Общее сопротивление заземлителя подстанции (с учетом сопротивления естественного заземлителя):

R_З = R_е /( + R_е) = 0,38·0,75 /(0,38 + 0,75) = 0,239 Ом.

7) Определяем потенциал заземляющего устройства в аварийный период:

ц_ЗУ = I _ЗR _З = 9,801·0,239=2,34 кВ.

этот потенциал допустим, так как он меньше 10 кВ.

Таким образом, искусственный заземлитель подстанции должен быть выполнен из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4х40 мм общей длиной не менее 733,2 м и вертикальных стержневых в количестве не менее 74 шт. диаметром 12 мм, длиной по 5 м, размещенных по периметру заземлителя по возможности равномерно, т. е. на одинаковом расстоянии один от другого; глубина погружения электродов в землю 0,8 м.

3.4 Расчет искусственного освещения в помещении ОПУ

Расчёт искусственного освещения помещения ОПУ производим методом коэффициента использования.

Коэффициент использования светового потока определяется по СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение» в зависимости от типа светильника, отражательной способности стен и потолка, размеров помещения, определяемых индексом помещения

Где i - индекс помещения;

А - длина помещения в плане, А = 36 м;

В- ширина помещения в плане, В = 18 м;

Н - высота помещения в плане, Н = 4,5 м.

- высота рабочей поверхности, Нр = 0,7 м.

Индекс помещения учитывает влияние соотношения размеров и конфигурации помещения и высоты подвеса светильников над рабочей поверхностью.

Для помещения щитов управления при постоянном пребывании людей в помещении с наблюдением за щитом на расстоянии более 0,5 м:

? наименьшее значение освещённости для газоразрядных ламп - 150 лк;

? коэффициент запаса = 1,5;

? показатель ослеплённости р = 40;

? коэффициент пульсации = 20 %.

Используем светильники типа ДРЛ 125 Вт с параметрами:

? длина 1540 мм;

? ширина 270 мм;

? высота 210 мм;

? масса 11,13 кг;

? исполнение по пылезащите - закрытое.

Коэффициент отражения поверхностей:

? потолка = 70 %;

? стен = 50 %;

? рабочей поверхности = 10 %.

Коэффициент использования светового потока ламп з = 0,56.

Определим световой поток и число светильников для помещения ГЩУ

где - нормируемая минимальная освещённость по СНиП 23-05-95, лк;

S - площадь освещаемого помещения, ;

z- коэффициент неравномерности освещения;

- коэффициент запаса;

n - число светильников в помещении;

- коэффициент использования светового потока.

Для ламп накаливания и ДРЛ z =1,15.

Коэффициент устанавливается с учётом чисток светильников в год, по СНиП 23-05-95 принимаем =1,3.

В помещении ОПУ необходимо установить пять светильников в три ряда, что изображено на рисунке 4.1.

Рис. 4.1 Схема расположения светильников в помещении ОПУ.

3.5 Расчет воздухообмена помещений аккумуляторных ПС 110 кВ Ростов-на-Дону

Помещение - АБ1:

Объем помещения- 80 м³.

По водороду:

1. Количество выделяемого водорода от 1 батареи:

2. Переходный период, t_р.з.=+10⁰С

Вес водорода:

0,0695 - плотность водорода к воздуху.

3. Заданная масса водорода, поступающего в помещение в мг/ч.

4. Количество воздуха:



q_кп=3,4 г/м³=3400 мг/м³

q_прит0,3 НКПРП

Т.к. необходимый объем воздуха для разбавления вредностей получился менее 1 крата, то принимаем постоянно-действующую естественную вентиляцию в объеме 1 крата (ВЕ1, ВЕ2 L=80 м³/ч) из верхней зоны.

3.6 Пожарная безопасность

Опасность воспламенения электроустановок на районной подстанции 110/10/6 кВ обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток трансформаторов, различных электромагнитов (контакторы, реле, контрольно-измерительные приборы), проводов и кабелей.

Опасной в отношении пожара является изоляция проводов (резина, бумага, полиэтилен и др.) и кабелей. Возможные лаки и компаунды, изоляционное (трансформаторное масло), битум, канифоль, сера и ряд других электроизоляционных и конструкционных материалов являются горючими и пожароопасными.

На площадке открытого распределительного устройства данной подстанции находятся два масляных трансформатора, представляющие наибольшую пожарную опасность. В них возможно межвитковое короткое замыкание, в результате которого в части обмотки возникает настолько большой ток, что изоляция быстро разлагается с выделением горючих газов. При отсутствии надлежащей релейной защиты или же её отказе не исключен взрыв газовой смеси с разрушением стенок кожуха и последующим выбросом горящего масла

Очень опасны в пожарном отношении кабели высокого напряжения с бумажной изоляцией, пропитанной компаундом, содержащим минеральное масло, проложенные открыто в помещениях или в кабельных сооружениях. Загорание изоляции кабеля возможно при длительном прохождении токов перегрузки и коротких замыканиях при отказе токовой защиты.

Для обеспечения требований пожарной безопасности зданий и сооружений при проектировании систем отопления и вентиляции предусматриваются следующие мероприятия:

- автоматическое отключение электроотопления, вентиляции и кондиционирования при пожаре по сигналу систем пожарной сигнализации;

- воздуховоды предусмотрены из негорючих материалов;

- для предотвращения перетекания воздуха во время пожара на воздуховодах в местах пересечения стен устанавливаются противопожарные клапаны;

- на трансформаторах предусматривается установка противопожарной;

- системы, которая предотвращает взрывы и пожары трансформаторов.

3.7 БЖД в ЧС

Чрезвычайная ситуация (ЧС) - внешне неожиданная, внезапно возникающая обстановка, характеризующаяся резким нарушением установившегося процесса или явления и оказывающая значительное отрицательное воздействие на жизнедеятельность людей, функционирование экономики, социальную сферу и природную среду. В мирное время ЧС могут возникать в результате производственных аварий, катастроф, стихийных бедствий, экологических бедствий, диверсий или фактов военно-политического характера.

Возможные источники ЧС природного характера и мероприятия по инженерной защите на территории подстанции.

Таблица 8.1. Источники ЧС природного характера.

Источники ЧС	Мероприятия по инженерной защите, предусмотренные проектом и существующие на объекте
1. Сильный ветер со скоростью 25 м/с и более	Элементы и строительные конструкции рассчитаны на восприятие ветровых нагрузок, характерных для района расположения объекта. Значения нормативных ветровых с учетом повышающих коэффициентов
2.Экстремальные атмосферные осадки в виде снега	Конструкции этажерок и кровли зданий рассчитаны на восприятие снеговых нагрузок
3. Гроза	Стальные конструкции и аппараты заземляются с контуром молниезащиты не менее чем в двух точках
4. Морозы	Производительность системы отопления помещений и обогрева аппаратов, трубопроводов рассчитаны исходя из условий температуры наружного воздуха. Для основных конструкций применена хладостойкая сталь исходя из абсолютной минимальной температуры наружного воздуха. Трубопроводы с замерзающими жидкостями имеют путевые теплоспутники и изолируются от теплопотерь
5. Гололед	Для предотвращения негативных воздействий на персонал необходимо предусмотреть дополнительные емкости для песка. Необходима своевременная очистка территории и дорог от снега и гололедов

Таким образом, можно сделать вывод, что источники ЧС природного характера, которые возможны на территории подстанции, могут нанести ущерб самому объекту и технологическим системам, направленным на обеспечение безопасности эксплуатации, поэтому инженерные мероприятия по максимальному снижению негативных воздействий рассмотренных опасных погодных явлений носят обоснованный характер.

4. Оценка эффективности инвестиций в реконструкцию пс 110/10/6кв

4.1 Основы методики оценки эффективности инвестиций