Елена вкр. Реконструкция подстанции 1106 кв ацз ао алмалыкский гмк
 Скачать 1.59 Mb.
|
|
2.3.1 Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 110 кВ Высоковольтные выключатели – это коммутационные аппараты, предназначенные для включения, отключения электрических цепей в нормальных режимах и для автоматического отключения поврежденных элементов системы электроснабжения при КЗ и других аварийных режимах. Разъединители предназначены для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей, находящихся под напряжением, а также заземления участков при помощи заземлителей. Разъединители также используют для отключения токов холостого хода трансформаторов и зарядных токов воздушных и кабельных линий. Для цепи двухобмоточного трансформатора на стороне ВН расчетные нагрузки определяют [3, с. 214]:   Наибольший расчетный ток Imax (110) послеаварийного режима принимается при условии отключении одного из работающих трансформаторов. Оставшийся в работе трансформатор может быть перегружен по правилам аварийных длительных и систематических перегрузок согласно ГОСТ 14209-85. Для трансформаторов допускается 40% перегрузка. Принимаем к установке элегазовые выключатели типа ВЭБ-110баковый.  Рисунок 2.6 –Элегазовый выключатель ВЭБ-110 баковый Элегазовый выключатель ВЭБ-110 баковый имеет пружинный привод типа ППрК-2000СМ и встроенные трансформаторы тока. Выключатели серии ВЭБ-110 относятся к электрическим коммутационным аппаратам высокого напряжения, в которых гасящей и изолирующей средой является: для исполнения У1 – элегаз (SF6), а для исполнения ХЛ1* – смесь газов (элегаз SF6 + тетрафторметан CF4). В приводе имеется автоматическое управление 2-мя ступенями обогрева шкафа и контроль их исправности. Контроль утечки элегаза из полюсов выключателя осуществляется при помощи электро-контактных сигнализаторов плотности. Естественный уровень утечек элегаза – не более 0,5% в год. Условия эксплуатации выключателя: для эксплуатации в ОРУ и ЗРУ в сетях переменного тока частотой 50 Гц и номинальным напряжением 110 кВ; рабочий диапазон температуры окружающего воздуха: – 40ºС - +55ºС (в климатическом исполнении Т1); высота установки над уровнем моря: не более 1000м; интенсивность сейсмического воздействия: 9 баллов по MSK-64; растяжение проводов в горизонтальном направлении – не более 1000 Н; срок эксплуатации: свыше 30 лет. Выбираем разъединитель РН-Ц-СЭЩ-110 – разъединитель с центральной поворотной колонкой с нормальным уровнем изоляции по ГОСТ 1516,3-96. Токоведущая система разъединителя выполнена в виде одного ножа и двух неподвижных контактов, которые устанавливаются на неподвижные изоляторы. Операция включения-отключения осуществляется поворотом центральной колонки с установленным на ней ножом разъединителя, который поворачивается в горизонтальной оси на 85.При этом контактный нож входит в зацепление с неподвижными контактными выводами и замыкает электрическую цепь. Конструктивное исполнение новых разъединителей и их размеры выбраны с учетом возможности установки их на существующие опорные конструкции разъединителей серии РГП.  Рисунок 2.7– Разъединитель типа РН-Ц-СЭЩ-110 По отношению к РГП СЭЩ разъединители серии РН СЭЩ имеют ряд преимуществ: конструкция приспособлена к нескольким вариантам установки полюсов относительно друг друга и приводов. Доработка до вариантов требует минимальных затрат; применены только высококачественные комплектующие (изоляторы, подшипники, смазка); удобная сборка и регулировка на месте монтажа; металлоконструкции имеют антикоррозионное покрытие «горячим цинком». Управление главными контактными ножами разъединителей и заземлителями может осуществляться как электродвигательными приводами ПДС СЭЩ-М. По сравнению с предшественником, улучшенный привод ПДС СЭЩ-М имеет преимущества: усовершенствована электрическая схема, сигнальные лампы и освещение включаются при открывании двери шкафа. Срок службы разъединителей РГ - 30 лет. 2.3.2 Определение расчетных условий для ОРУ 110 кВ Определение токов КЗ для расчетного времени выключателя: для предварительно выбранного выключателя типаВЭБ-110расчетное время, [3, с.150]:  ;где  – минимальное время действия релейной защиты; – собственное время отключения выключателя ВЭБ-110. Определение периодической составляющей тока: руководящие указания по расчету токов КЗ рекомендуют метод типовых кривых. Этот метод основан на использовании кривых изменения во времени отношения действующих значений периодической составляющей тока КЗ от генератора в произвольный момент времени (  ) и в начальный момент короткого замыкания ( ) при разных удаленностях точки повреждения.Номинальный ток системы, приведенный к той ступени напряжения, где находится точка КЗ:  Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генератора к номинальному току:  По данному отношению и времени  определим с помощью кривых [3, с. 152] отношение .Таким образом, периодическая составляющая тока от генератора к моменту  будет: Апериодическая составляющая тока КЗ от генератора к моменту времени  определится из выражения [3, с. 153]:К1:  кА.Таким образом, значение апериодической составляющей тока КЗ для момента = 0,045 с  .Для выбранного выключателя ВЭБ-110 заводом изготовителем ЗАО Энергомаш-Уралэлектротяжмаш гарантируется определенная зависимость  .Выбор выключателей производим по следующим параметрам: по напряжению  ;по длительному току   по отключающей способности. Проверяем выбранные выключатели ВЭБ-110: на симметричный ток отключения   удовлетворяет условию.на отключение апериодической составляющей тока КЗ  ,где  – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени  (для ВЭБ-110  кА),  удовлетворяет условию.по отключающей способности  где  – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, .  удовлетворяет условию.по включающей способности  где  – номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей),  - наибольший пик тока включения (по каталогу), удовлетворяет условию.на электродинамическую стойкость  или  ,где  – наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу для ВЭБ-110  ,  кА. удовлетворяет условию.на термическую стойкость  ,где  – тепловой импульс тока КЗ; – среднеквадратичное значение за время его протекания (ток термической стойкости); – длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, , удовлетворяет условию.Выбор разъединителей производим по следующим характеристикам: проверяем разъединители РГ- 110/2000 УХЛ 1: по номинальному напряжению:   кВ; кВ;по номинальному длительному току:   А; А;по электродинамической стойкости:   кА; кА;по термической стойкости:   кА2 ·с,  кА– предельный ток термической стойкости, кА2·с.Таблица 2.5– Расчетные и каталожные данные
2.4 Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 6кВ Выбор выключателей и разъединителей 6 кВ в цепи трансформаторов. На стороне НН расчетные токи определяют [3, с. 214]:  ; .Принимаем к установке выключателиВВУ-СЭЩ-10-20/1600, которые соответствуют ТУ 3414-054-00110473-2003 и ГОСТ 687-78 и предназначены для коммутации электрических цепей в сетях 50 Гц с номинальным напряжением 6-10 кВ. Выключатель разработан группой компаний «Электрощит» – ТМ Самара. Вакуумные коммутационные аппараты – аппараты нового поколения. На подстанции были установлены выключатели старого поколения, которые для охлаждения и деонизации дуги, образующейся после разведения контактов, в качестве дугогасительной среды применяли масло. Вакуумные выключатели выгодно отличаются от этих выключателей тем, что такой средой является просто вакуум. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 2.7. В первую очередь проверяем на симметричный ток отключения по условию  ,где  – начальное значение периодической составляющей тока КЗ кА,  – номинальный ток отключения  кА (по каталогу).Наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов выключателя ВВУ-СЭЩ-10:  ;где  с – время действия релейной защиты; – собственное время отключения выключателя не более 0,03с (по каталогу) с.Далее проверяем возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ [3, с. 338]:  где  – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе. Так как  с, то определяем по кривой [3, с. 296] . кА.Апериодическая составляющая тока КЗ - энергосистемы  ,Таким образом, значение апериодической составляющей тока КЗ для момента  с  условие выполняется. Рисунок 2.8 – Вакуумный выключатель ВВУ-СЭЩ-10-20/1600, где 1 – полюс, 2 – вал выключателя, 3 – отключающая пружина, 4 – рама, 5 – масляный буфер Таблица 2.6– Расчетные и каталожные данные для выключателя ВВУ-СЭЩ-10
Выбор выключателей в цепи линий 6 кВ С шин 6кВ отходят 18 линий  ; .Принимаем к установке выключатели ВВУ-СЭЩ-10. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 2.7. Таблица 2.7– Расчетные и каталожные данные
Выбор секционного выключателя и разъединителя в цепи МСВ6кВ Максимальный ток, проходящий по сборным шинам, обычно не превышает  самого мощного присоединения (трансформатора или линии) присоединенного к этим шинам. Т.к. большим является  , его и принимаем за расчетный. Таким образом секционный выключатель будет тот же что и в цепи трансформатора и линии: выключатель ВВУ-СЭЩ-10. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 2.8.2.5 Выбор ограничителей перенапряжений (ОПН) На подстанции ГПП-ЦЗ для защиты силовых трансформаторов и трансформаторов напряжения от грозовых и внутренних перенапряжений установлены разрядники типа: РВС-110, РВП-6, РВС-10. в настоящее время возникла необходимость замены вентильных разрядников на нелинейные ограничители перенапряжений, которая вызвана следующими обстоятельствами: большинство вентильных разрядников 110 и выше установлено в сетях более 25 лет назад, поэтому по различным причинам исчерпали свой ресурс как по надёжности, так и по защитным свойствам; промышленность страны не выпускает вентильные разрядники 110 кВ и выше почти всех групп; вентильные разрядники в ряде случаев не обеспечивают технико-экономически обоснованного показателя надёжности защиты от грозовых перенапряжений, а в большинстве случаев сетей 110/220кВ показателя надёжности защиты от внутренних перенапряжений; при коммутации в РУ110кВ и выше в ряде случаев наблюдаются повреждения вентильных разрядников, что приводит к серьёзным последствиям. Для защиты электрооборудования подстанции от перенапряжений применяются нелинейные ограничители перенапряжений, представляющие собой разрядники без искровых промежутков, активная часть которых состоит из нелинейных резисторов (варисторов), изготовленных из окиси цинка с малыми добавками других металлов. Принцип действия: при возникновении в сети волн перенапряжений ток через ОПН резко увеличивается (5–10кА), что снижает сопротивление ОПН ограничивает напряжение на защищаемом эл. оборудовании. После прохождения импульса перенапряжения ОПН возвращается в исходное состояние, т.к. в ОПН нет искрового промежутка, то при их срабатывании износа контактов не происходит. Мировой опыт эксплуатации ОПН доказывает их исключительную надежность при защите электротехнического оборудования от грозовых и внутренних перенапряжений возникающих в энергосистемах. В целях повышения технических и защитных характеристик произведем замену разрядников марки РВС на ОПН.  Рисунок 2.9 – Ограничители перенапряжения Преимуществом ОПН - являются: глубокий уровень ограничений грозовых и коммутационных перенапряжений; отсутствием сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения, простая конструкция, стабильность характеристик и высокая надёжность в эксплуатации; эксплуатация без обслуживания и ремонта в течение всего срока эксплуатации (25лет); способностью к рассеиванию больших энергий, стойкостью к атмосферным загрязнениям, малыми габаритами, весом и стоимостью. Для защиты силового трансформатора со стороны 110кВ примем к установке нелинейный ограничитель перенапряжения типаОПН-П1-110/88/10/3УХЛ1. Для защиты изоляции нейтралей трансформатора ТДНГ-16000/110/6 примем ОПН-110/44 (I) УХЛ1. Для защиты силового трансформатора со стороны 16 кВ установим ограничитель перенапряжения типа ОПН-П1-10/11,5/10/2УХЛ1. 2.6Выбор трансформаторов тока Трансформаторы тока предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления, а также для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в электрических установках переменного тока. К трансформаторам тока предъявляются высокие требования по точности. Как правило, трансформатор тока выполняют с двумя и более группами вторичных обмоток: одна используется для подключения устройств защиты, другая, более точная, для подключения средств учёта и измерения. Трансформаторы тока работают при постоянной нагрузке во вторичной цепи и переменной величине тока в первичной обмотке, то есть при переменном магнитном потоке. Нормальный режим его работы близок к условиям короткого замыкания, так как его вторичная обмотка замкнута на последовательно соединенные обмотки приборов, реле и других аппаратов с незначительными сопротивлениями. Для оборудования ОРУ 110кВ выбираем трансформатор тока ТРГ-110 (рис. 2.11). Трансформатор тока ТРГ-110 разработан ЗАО «Электротяжмаш» (Екатеринбург). Трансформаторы предназначены для эксплуатации в открытых и закрытых распределительных устройствах в районах с умеренным, тропическим (до плюс 55оС) или холодным климатом (до минус 60оС), невзрывоопасной окружающей средой, не содержащей агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию. Содержание коррозионно-активных агентов по ГОСТ 15150 (для атмосферы типа II).Отсутствие внутренней твердой изоляции исключает возникновение частичных разрядов, позволяет не проводить периодические проверки и испытания изоляции, а также снижает до минимума вероятность внутреннего пробоя изоляции. Элегазовый трансформатор тока ТРГ-110-УХЛ1 имеет: гарантийный срок – 3 года, межревизионный период – 20 лет, срок службы – 40 лет, кл.точности – 0,2S.  Рисунок 2.11 – Трансформатор тока ТРГ-110 Таблица 2.8 – Выбор трансформаторов тока на ВН
Для оборудования ОРУ 6 кВ выбираем трансформатор тока ТОЛ – 10 (рис.2.12). Температура окружающего воздуха при эксплуатации от минус 60°С доплюс 50 °С; Срок службы-30 лет. ТОЛ-10-M-эти трансформаторы тока предназначены для установки в КРУ.  Рисунок 2.12 – Трансформатор тока ТОЛ-10 (6) Таблица 2.9 –Выбор трансформаторов тока на НН
3 Социальная ответственность и безопасность жизнедеятельности. В данном разделе ВКР, рассмотрены вопросы охраны и безопасности труда оперативно-ремонтного персонала на ГПП 110/6 кВ Цинкового завода АО «АГМК». Подстанция является энергетически важным объектом. На ней установлено высоковольтное оборудование (имеется РУ 6кВ). Рассчитанные устройства РЗА и ПА будут установлены на общестанционном пункте управления (ОПУ), который находится на территории подстанции. В связи с этим, согласно «Основам законодательства Республики Узбекистан об охране труда» администрация подстанции обязана обеспечивать условия труда, отвечающие требованиям безопасности и гигиены, а также внедрять современные средства техники безопасности. 3.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов Подстанция является одним из важнейших объектов в энергосистеме, на которой сосредоточено значительное количество оборудования. Наиболее опасными факторами, которые могут привести к несчастному случаю, являются: опасность поражения электрическим током, взрывоопасность, пожароопасность, получение механической травмы. Наиболее вредными факторами являются: электромагнитные поля; отклонение от нормативных параметров микроклимата; шума и вибрации; освещенности. 3.2 Техника безопасности В процессе работы оборудования возможны повреждения изоляции, повреждения защитных средств, а также нарушения технологического режима. В результате чего возможны аварии и несчастные случаи с обслуживающим персоналом. Техника безопасности является основной частью охраны труда и предусматривает технические и организационные мероприятия, которые обеспечивают безопасный труд в электроустановках. Кроме правил техники безопасности имеются специальные правила устройства электроустановок (ПУЭ), которые предусматривают надежность и безопасность эксплуатации электроустановок. В электроустановках напряжением выше 1000В поражение электрическим током может возникнуть и без непосредственного контакта с токоведущими частями, а лишь при случайном приближении на опасное расстояние, когда оно равно или меньше разрядного, сначала возникает искровой разряд, который переходит в электрическую дугу. Поэтому неизолированные токоведущие части помещены в специальные короба или ограждены. Для безопасности ведения работ все разъединители имеют стационарные заземляющие ножи. Установка электрооборудования (расстояние от токоведущих частей до земли, зданий, сооружений, между токоведущими частями и другие) выполнены с соблюдением требований правил устройств электроустановок. Проектом предусмотрены проезды и проходы, выполненные таким образом, чтобы обслуживающий персонал мог производить осмотр электрооборудования, находящегося под напряжением, без его отключения. Средства защиты, применяемые в электроустановках, могут быть условно разделены на четыре группы: изолирующие; ГОСТ 12.1.009 – 76 ограждающие; ГОСТ 12.2.062 – 82 экранирующие; предохранительные. ГОСТ 12.4.125 – 83 Первые три группы предназначены для защиты персонала от поражения электрическим током и вредного воздействия электрического поля и называются электрозащитными средствами. Предохранительные средства защиты предназначены для индивидуальной защиты работающего от вредных воздействий неэлектрических факторов: световых, тепловых и механических, а также от продуктов горения и падения с высоты. Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ (согласно ПТБ): оформление работы нарядом или распоряжением; допуск к работе; надзор во время работы; оформление перерывов в работе, переводов на другое рабочее место, окончание работ. Ответственными за безопасность работ являются: лицо, выдающее наряд, отдающее распоряжение; ответственное лицо оперативного персонала – допускающий; ответственный руководитель работ; производитель работ; наблюдающий; члены бригады. Каждый работник до назначения его на самостоятельную работу по обслуживанию электроустановок обязан пройти обучение безопасным методам работы на рабочем месте и проверку знаний техники безопасности. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
кВ
А
А
А
кА
кА
кА
кВ
кА 
кА
кА
кА
кА
кА
кА
кА2с 
кА2·с 
кВ
кВ
А
А
кВ
А
кА2с
кА2·с
кА
кВ
кВ
кА