Молниезащита — это комплекс мероприятий и устройств, предназначенных для защиты зданий, сооружений, людей и оборудования от негативных воздействий молнии.

Молниезащита объектов электроэнергетики представляет собой важнейшую составляющую системы обеспечения надежности и безопасности электроснабжения. Воздействие молний способно привести к серьезным повреждениям оборудования, перебоям в работе сети и значительным экономическим потерям. Поэтому рассмотрим её подробно.

1. Внешняя система молниезащиты

Внешняя защита подстанций и распределительных устройств обеспечивает защиту от прямых ударов молнии (ПУМ). Всего существует 4 уровня защиты от молний — I, II, III и IV, где I — самый высокий (наименьшая вероятность прорыва), а IV — самый низкий.

Уровень защиты выбирается в зависимости от необходимого уровня надёжности. Для объектов электроэнергетики достаточно II-III уровней защиты.

Защита от ПУМ на подстанциях выполняется с помощью прожекторных мачт, ячейковых порталов и отдельно стоящих молниеотводов. На всех подстанциях 35 кВ и выше устанавливаются прожекторные мачты — по этой причине они рассматриваются в качестве основных средств молниезащиты. Остальные способы установки принимаются в случае недостаточности охвата территории прожекторной мачтой и являются дополнительными.

Молниезащитная система состоит из:

• молниеприёмников;
• токоотводов;
• заземлителей.

Принцип работы системы заключается в следующем: молниеприёмник перехватывает молнию, а токоотвод отводит ток молнии к заземлителю. Материал и сечение элементов молниезащиты должны соответствовать требованиям таблицы 2.

1.1. Молниеприёмники

Молниеприёмники могут быть выполнены в виде стержней, тросов или сетчатых проводников (сеток), а также представлять собой произвольную комбинацию перечисленных типов.

Стержневой молниеприёмник — преимущественный вид молниёприемников, используемых на подстанции. Представляет собой вертикально установленный металлический стержень высотой от 1 до 20 метров. Применяется для защиты локальных зон (открытые распределительные устройства) и высоких конструкций (опоры, порталы).

Тросовый молниеприемник представляет собой стальной оцинкованный или медный провод, натянутый между опорами (мачтами) над защищаемым объектом. В основном применяется для защиты линейных и протяжённых конструкций. На ОРУ тросовые молниеприемники используются над ошиновкой в случае, если зона защиты стержневых молниеприемников не закрывает всю территорию ОРУ. Также тросовые молниеприемники используются на подходах к РУ (ПС) на ВЛ 35 кВ и выше.

Сетчатый молниеприёмник — это система, состоящая из металлических проводников, уложенных в виде сетки на кровле здания. Изготавливается из стальной оцинкованной, медной или алюминиевой проволоки, укладывается на крыше с определённым шагом (обычно 5×5 м, 10×10 м или 12×12 м, в зависимости от категории молниезащиты). Применятся, если подстанция имеет большую площадь крыши (например, ЗРУ — закрытое распределительное устройство). Сетчатая система обеспечит более равномерную защиту, чем отдельные стержни.

В качестве молниеприемников могут рассматриваться металлические кровли защищаемых объектов, металлические конструкции крыши (фермы, соединенная между собой стальная арматура), металлические элементы типа водосточных труб, технологические металлические трубы и резервуары. Такие молниеприемники называют естественными, их применение возможно при соблюдении ряда условий:

• непрерывность электрической цепи;
• достаточное сечение (в соответствии с СО 153-34.21.122);
• коррозионная стойкость;
• прямое соединение с заземлителем.

1.2. Токоотводы

Токоотводы (спуски) — это проводящие элементы молниезащиты, которые соединяют молниеприемники с заземляющим устройством, обеспечивая безопасный отвод тока молнии в землю.

Токоотводы выполняются из стальной полосы, круглой проволокой или многожильного гибкого кабеля. Монтаж токоотвода зависит от типа молниеприемника.

У стержневого молниеприёмника токоотвод спускается по опорам (если опора железобетонная или деревянная) либо подключается к нижним элементам конструкции (если опора металлическая) — на каждую опору должен быть предусмотрен минимум один токоотвод. У тросового молниеприёмника — на каждый конец троса крепится минимум один токоотвод. У сетчатого молниеприёмника — токоотводы равномерно распределяются по периметру сетки, и общее количество токоотводов должно быть не менее двух.

Токоотводы прокладываются по прямым и вертикальным линиям, так чтобы путь до земли был по возможности кратчайшим.

В качестве токоотводов могут рассматриваться конструктивные элементы зданий: металлические конструкции, металлический каркас здания или сооружения, соединённая между собой стальная арматура здания или сооружения, части фасада, профилированные элементы и опорные металлические конструкции фасада. Перечисленные элементы могут относятся к естественным токоотводам, однако для использования они должны соответствовать ряду требований, аналогичных требованиям к естественным молниеприёмникам.

Токоотводы располагаются по периметру защищаемого объекта на расстоянии друг от друга не менее указанных в таблице 3.

1.3. Заземлители

Заземлитель молниезащиты представляет собой проводящую часть или совокупность соединенных между собой проводящих частей, находящихся в электрическом контакте с землей непосредственно или через проводящую среду.

Заземлители предназначены для безопасного отвода тока молнии в землю и должны быть включены в систему уравнивания потенциалов. Следует выполнять единое заземляющее устройство для молниезащиты, систем электроснабжения и систем связи.

Более подробно ознакомиться с устройством заземления можно в соответствующей статье⎘ на нашем сайте.

2. Внутренняя система молниезащиты

Внутренняя молниезащита подстанции представляет собой комплекс мер и технических решений, предназначенных для защиты электрооборудования и персонала от вторичных воздействий молнии (импульсных перенапряжений, наведённых токов, электромагнитных помех). Она обеспечивает уравнивание потенциалов и электрическую изоляцию между компонентами внешней системы молниезащиты и другими электропроводящими частями внутри здания или сооружения, предотвращая опасное искрение.

Существуют следующие мероприятия по обеспечению внутренней защиты от молний и электромагнитных импульсов:

• экранирование;
• соединения;
• заземление;
• устройства защиты от перенапряжений (УЗП).

Рассмотрим подробнее каждое мероприятие далее.

2.1. Экранирование

Экранирование направлено на уменьшение электромагнитных помех и снижение риска повреждения компонентов подстанции. Его принцип работы основан на создании защитных полей, способных отражать или поглощать электромагнитное излучение.

Существуют следующие виды экранирования:

• экранирование кабелей — внутри кабеля вокруг проводников имеется экранирующий слой;
• экранирование оборудования — установка металлических корпусов или экранов вокруг чувствительных устройств;
• экранирование помещений — в качестве экрана могут быть использованы металлические конструкции зданий, которые соединяются с системой молниезащиты путём объединения металлических элементов.

2.2. Соединения

Соединения могут быть:

• на границах охранных зон;
• внутри защищаемого объекта.

Соединения металлических элементов необходимы для уменьшения разности потенциалов между ними. Осуществлять соединения следует с помощью специальных проводников или зажимов и, когда это необходимо, с помощью устройств защиты от перенапряжений (см. п. 2.4).

2.3. Заземление

Основная задача заземляющего устройства молниезащиты отводить в землю токи, возникающие в результате молниевых разрядов. Остальная часть тока растекается по подходящим к зданию коммуникациям (оболочкам кабелей, трубам водоснабжения и т. п.). При этом опасные напряжения на самом заземлителе не возникают благодаря сетчатой системе, расположенной в здании и вокруг него.

Подробнее об этом можно прочитать в статье Заземление⎘.

2.4. Устройства защиты от перенапряжений

Устройства защиты от перенапряжений предназначены для ограничения переходных перенапряжений и отвода импульсных токов. Они устанавливаются в месте пересечения линий электроснабжения, управления, связи, телекоммуникации, на границе двух зон экранирования. Данные устройства обеспечивают многоуровневую защиту оборудования подстанции.

К устройствам защиты от перенапряжений относятся разрядники вентильные (РВ), ограничители перенапряжений (ОПН), разрядники трубчатые (РТ) и защитные искровые промежутки (ИП). Также выделяются модульные УЗИП для установки на DIN-рейку.

3. Расчёт и построение зон молниезащиты

Расчёт молниезащиты подстанции может производиться на основании следующих основных нормативных документов:

• РД 34.21.122-87 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений»;
• СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций».

При проектировании инструкция РД 34.21.122-87 является наиболее структурированным и удобным документом, регламентирующим устройство молниезащиты зданий и сооружений.

В данной статье мы рассмотрим пример расчёта и построения зоны молниезащиты способом, которым мы используем при проектировании. При расчёте принимаем уровень защиты II (надежность 95%).

Расчёт и построение производим по следующим этапам:

1. Взяв за основу план подстанции, определяем молниеотводы, находящиеся по краям защищаемой зоны, и отмеряем расстояния между ними.

2. Затем производим расчёт одиночных молниеотводов М1-М4 по формулам Таблицы 4 и строим на плане окружности с радиусами их защиты r_x, зная высоту защищаемых объектов h_x.

Правило построения зоны защиты одиночного молниеотвода приведено на рисунке ниже.

где 1 — граница зоны защиты на уровне h_x,

2 — то же на уровне земли,

h — высота молниеотвода;

L_1-2 — расстояние между молниеотводами М1-М2, М2-М3 и т.д.;

h_x — высота на уровне защищаемого объекта (принимаем высоту оборудования);

h₀ — вершина зоны защиты (h₀<h);

r_x— радиус сечения на уровне защищаемого объекта.

Для удобства составляем таблицу, по примеру ниже

3. Производим расчёт для двух попарно взятых молниеотводов М1-М2, М2-М3 и М3-М4 и М4-М1. В зависимости от высоты молниеотводов используем формулы Таблицы 5 (если высота молниеотводов одинаковая — М3-М4) либо Таблицы 6 (если высота молниеотводов разная — М1-М2, М2-М3, М4-М1).

Получаем следующие значения

4. Далее откладываем перпендикуляр к середине отрезка, соединяющего два молниеотвода, отмечаем r_cx и проводим касательные к окружности r_x каждого из двух молниеотводов.

Выполнив построение для каждой пары молниеотводов, получаем необходимую зону защиты.

4. Объём проектирования системы молниезащиты

При проектировании необходимо построить план, на котором будут показаны зоны защиты. За основу берётся разработанный план подстанции с изображением всего оборудования, зданий и коммуникаций и наносится контур (контуры) защитных зон.

План молниезащиты должен включать в себя следующую информацию:

• все молниеотводы с нумерацией, символом молнии, указанием высоты;
• расстояния между соседними молниеотводами, высота(-ы) защиты, радиусы зон защиты на необходимой(-ых) высоте(-ах);
• таблица с указанием высоты защищаемых объектов;
• в примечаниях указывается ссылка на нормативный документ, в соответствии с которым выполнены расчёты.

Граница зоны защиты наносится жирной линией, второстепенные линии и размеры, используемые в расчётах, — тонкой.

ССЫЛОЧНАЯ ЛИТЕРАТУРА

Более подробную информацию можно найти в ГОСТе, стандартах организаций и справочниках. Все указанные нормативно-технические документы, в актуальных редакциях, хранятся на странице НТД и отфильтрованы по ссылке⎘.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Заземление — преднамеренное электрическое соединение какой-либо точки сети, электроустановки или оборудования с заземляющим устройством.

Что нужно знать про заземление объектов энергетики, из каких составляющих оно складывается, с какой целью создаётся и какие нормируемые параметры определяют его качество — эти и другие вопросы затронуты в настоящей статье.

1. Назначение и конструкции заземления

По своему назначению заземление подразделяют на следующие основные группы:

• защитное;
• рабочее;
• грозозащитное;
• заземление для снижения уровня электромагнитных помех.

Целью защитного заземления является электробезопасность, то есть защита людей и животных от поражения электрическим током.

Рабочее заземление — это заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки.

При грозозащитном заземлении оборудование присоединяется к заземлителям для защиты от повреждения ударом молнии.

Заземление для снижения уровня электромагнитных помех, в первую очередь, необходимо для защиты современного микропроцессорного оборудования.

Для выполнения заземления могут быть использованы естественные и искусственные заземлители.

В качестве естественных заземлителей применяют водопроводные трубы, металлические трубопроводы, проложенные в земле, обсадные трубы скважин, фундаментные конструкции и пр. В качестве искусственных заземлителей используют специальные металлические конструкции, погружаемые в землю.

Заземление объектов энергетики выполняется с помощью естественных и искусственных заземлителей, соединённых в единое заземляющее устройство (ЗУ), заземляющих проводников, проводников уравнивания и выравнивания потенциалов, главной заземляющей шины, экранирующих проводников.

Рассмотрим каждую из составляющих подробнее.

2. Заземляющее устройство

Заземляющее устройство открытой части подстанций и электростанций должно состоять из горизонтальных и вертикальных заземлителей. Для выравнивания электрического потенциала и возможности присоединения электрооборудования к любой точке ЗУ горизонтальный заземлитель выполняется в виде сетки из продольных и поперечных составляющих, образуя замкнутый контур.

Сечение горизонтальных заземлителей и заземляющих проводников выбирается по условиям термической и коррозионной стойкости, а сечение вертикальных заземлителей — по коррозионной стойкости и механической прочности с учётом технологии погружения.

Минимальные размеры заземлителей отражены в таблицах нескольких нормативных документов⎘. Они имеют небольшие расхождения: ПУЭ и технический циркуляр допускают использование чёрной стали без антикоррозионного покрытия, некоторые современные ГОСТ — нет. Допустимость использования только оцинкованной или нержавеющей стали, меди и подобных, стойких к коррозии материалов, при прокладке в земле, считаем обоснованным — это позволяет в разы продлить срок их службы. Чёрная сталь может использоваться только для заглубления в бетон. А бетонные фундаменты, в свою очередь, лучше использовать в качестве заземлителей лишь в агрессивной среде при большой концентрации ионов хлора или сульфат-ионов.

Горизонтальные заземлители прокладываются на глубине 0,3-0,7 м от поверхности земли, в скальных грунтах глубина может быть уменьшена до 0,15 м. Продольные горизонтальные заземлители рекомендуется размещать вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на расстоянии 0,8-1,0 м от фундаментов. Допускается увеличение расстояний от фундаментов оборудования до 1,5 м с прокладкой одного заземлителя для двух рядов оборудования, если стороны обслуживания обращены одна к другой, а расстояние между основаниями или фундаментами двух рядов не превышает 3,0 м. Поперечные заземлители следует прокладывать в любых удобных местах между оборудованием. Расстояния между продольными и расстояния между поперечными горизонтальными искусственными заземлителями не должны превышать 30 м.

Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к ЗУ, не должны превышать 6×6 м.

Траншеи для горизонтальных заземлителей должны заполняться однородным грунтом, не содержащим щебня и строительного мусора. Горизонтальные заземлители из полосовой стали следует укладывать на дно траншеи на ребро, а в местах пересечения с подземными сооружениями, железнодорожными путями, дорогами и в прочих местах возможных механических повреждений следует защищать металлическими или асбоцементными трубами.

Длина вертикальных электродов определяется проектом, но не должна быть менее 1 м. Верхний конец вертикальных заземлителей должен быть заглублён, как правило, на 0,5-0,7 м. Расстояния между вертикальными заземлителями должны быть больше их длины — в противном случае экономическая эффективность заземления снижается.

Для обеспечения надёжной работы охранной сигнализации (видеонаблюдения, охранного освещения и пр.), установленных по периметру ограждения ПС, и обеспечения безопасности людей и животных контур заземляющего устройства должен выходить за пределы ограждения и располагаться в 1 м от него. Горизонтальные заземлители, находящиеся вне территории ПС, следует прокладывать на глубине не менее 1 м. Внешний контур заземляющего устройства в этом случае рекомендуется выполнять в виде многоугольника с тупыми или скруглёнными углами.

Допускается не выполнять внешний контур за пределами ограждения у ПС напряжением 110 кВ и ниже при отсутствии электроприёмников на ограждении, пропускных пунктов и других электрифицированных сооружений, встроенных или соприкасающихся с ограждением ПС. В этом случае ограждение ПС не должно подсоединяться к внутреннему ЗУ ПС, а располагается от него на расстоянии не менее 2 м.

3. Заземляющее устройство зданий и сооружений

В качестве заземляющего устройства зданий и сооружений должен создаваться контурный заземлитель. Контурный заземлитель может быть расположен как внутри здания (сооружения), так и за его пределами на расстоянии 1 м от стен. Внешний заземлитель соединяется с заземляющим устройством открытой части объекта, образуя единое с ним ЗУ. Все внутренние конструкции здания (сооружения) должны быть многократно соединены между собой и не менее чем в четырёх местах присоединены к контурному горизонтальному заземлителю.

Ряды рамных конструкций оборудования (шкафов, панелей) соединяют между собой проводниками с шагом не более чем 2 м. Каждый ряд рамной конструкции присоединяют к магистралям заземления не менее чем в 4-х местах.

Более подробно см. далее в п.8.

4. Объём проектирования заземляющего устройства

Проектирование ЗУ на стадии ПД рекомендуется проводить, когда проработаны решения:

• по строительной части;
• по схемам, составу и компоновкам первичного оборудования;
• по составу и расположению вторичного оборудования и оборудования связи;
• по трассам прокладки кабелей всех напряжений и назначений;
• по трассам прокладки трубопроводов всех назначений, включая воздуховоды.

Схема заземления подстанции наносится на план фундаментов. Схема внутреннего заземления здания отображается на планировке здания.

На схеме заземления должно быть отражено:

• вертикальные заземлители (в виде окружностей диаметром 3-5 мм);
• горизонтальные заземлители (в виде пунктирной или штрих-пунктирной линии);
• заземляющие проводники, проложенные по кратчайшему расстоянию от оборудования или сооружений (в виде пунктирной или штрих-пунктирной линии);
• условные обозначения элементов ЗУ;
• спецификация элементов ЗУ;
• в примечаниях указываются ссылки на нормативные документы, в соответствии с которыми выполнены расчёты, допустимое сопротивление заземляющего устройства, глубина прокладки в земле горизонтального заземлителя и заземляющих проводников, требование к выполнению соединений (сваркой «внахлёст») и их защита от коррозии, требование дополнительной защиты заземляющих проводников от коррозии в местах вывода из земли, материал для засыпки траншеи и необходимость трамбования.

Заземляющее устройство наносится на план жирной линией, здания и фундаменты — тонкой.

На стадии РД выполняются рабочие чертежи деталей ЗУ (присоединение к оборудованию, присоединение естественных заземлителей, разрез траншеи и способы соединения заземлителей и заземляющих спусков между собой, заземление экранов и оболочек кабелей с проверкой их термической стойкости, конструкция сварных соединений, уточнение прокладки заземляющих проводников внутри помещений и т.п.). Допускается проведение проверочных расчётов и местные изменения конструкции ЗУ, не приводящие к изменению её стоимости в сторону увеличения.

5. Нормируемые параметры заземляющего устройства

6. Расчёт заземления

Формулы для ручного расчёта заземления можно найти в документах на страницах НТД⎘ и ТИПОВЫЕ⎘ сайта, добавив расчёт заземления в окно Требование.

Но лучшим способом создания правильной конфигурации ЗУ является использование специализированного ПО (например, ОРУ-М и Parsiz).

Если при конструктивном выполнении заземляющего устройства не обеспечивается какой-либо из нормируемых параметров, указанных в таблице, должны быть разработаны дополнительные мероприятия.

При напряжении на заземляющем устройстве выше допустимого значения должны быть приняты мероприятия по снижению сопротивления заземляющего устройства:

• добавление вертикальных заземлителей;
• расширение внешней части заземляющего контура с установкой или без установки вертикальных заземлителей;
• устройство скважинных и выносных заземлителей.

Для снижения напряжения прикосновения до допустимых значений на территории подстанции рекомендуются следующие мероприятия:

• уменьшение шага ячеек заземляющей сетки;
• местное выравнивание потенциала на рабочих местах;
• использование высокоомных (гравий, щебень) или изоляционных (асфальт) покрытий.

Напряжение между какой-либо точкой заземления силового оборудования (при КЗ на землю) и точками ЗУ в месте расположения вторичного оборудования (ЗРУ, ОПУ и др.), к которому приходят контрольные кабели от силового оборудования, может быть снижено до допустимых значений за счёт:

• уменьшения шага ячеек заземляющей сетки;
• прокладки дополнительных связей между ОРУ и зданием ЗРУ (ОПУ);
• прокладки дополнительных связей между РУ различных напряжений.

Для снижения импульсного потенциала на заземляющем устройстве при коммутациях силового оборудования и КЗ на землю должно быть выполнено выравнивание потенциалов путём прокладки дополнительных заземляющих проводников и увеличения плотности сетки заземлителей в месте расположения оборудования.

7. Заземляющие проводники

Заземление оборудования следует производить при помощи двух заземляющих проводников, с присоединением их, по возможности, к разным магистральным заземлителям в грунте. Прокладывать заземляющие проводники следует в земле на глубине не менее 0,3 м.

Минимальное сечение заземляющих проводников по термической стойкости определяется выражением

где B_к — тепловой импульс расчётного тока короткого замыкания, кА²*с,

C_т — параметр, значение которого зависит от материала проводника и выбранного условия по нагреву (например, для стальных шин, допускающих нагрев до 400°С, как не имеющих непосредственного соединения с аппаратами, C_т=70 — см. табл. 7-9 ГОСТ Р 52736-2007⎘).

В соответствии с требованиями НТД⎘ для прокладки в земле можно использовать стальную оцинкованную полосу толщиной не менее 3 мм.

Для исключения усиленного разрушения заземляющих проводников на участке «воздух-грунт» (как и в местах пересечения грунтов с различной воздухопроницаемостью) рекомендуется гидроизолировать их специальным составом.

8. Проводники уравнивания потенциалов, главная заземляющая шина и экранирующие проводники

Заземляющее устройство в виде сетки, смонтированной на ОРУ, помимо основного своего предназначения, следующего из названия, выполняет ещё как минимум две функции: уравнивания и выравнивания потенциалов.

Уравнивание потенциалов — это электрическое соединение проводящих частей для достижения равенства их потенциалов.

Дополнительных мер уравнивания потенциалов на открытой части электроустановки, помимо ЗУ, не требуется.

Для заземления корпусов оборудования, экранов кабелей внутри зданий и сооружений следует использовать собственную систему уравнивания потенциалов. В роли главной заземляющей шины чаще всего выступает магистраль заземления, проложенная по стене здания (сооружения) на высоте 0,4-0,5 м и соединённая с внешним контурным заземлителем (см. п.3).

Присоединения заземляющих и нулевых защитных проводников и проводников уравнивания потенциалов к открытым проводящим частям должны быть надёжными и обеспечивать непрерывность электрической цепи, выполнены при помощи болтовых соединений или сварки. Для болтовых соединений должны быть предусмотрены меры против ослабления контакта. Соединения должны быть доступны для осмотра и выполнения испытаний, за исключением находящихся в земле, защищены от коррозии и механических повреждений. Окраску выполняют в виде чередующихся продольных или поперечных полос жёлтого и зелёного цветов.

С целью обеспечения снижения импульсных помех, транслируемых вдоль кабелей, прокладываемых по ОРУ, следует обеспечить эффективное экранирование вторичных цепей кабельной канализацией. Для этого в железобетонных кабельных лотках со вторичными цепями достаточно проложить по две шины уравнивания потенциалов (ШУП), внутри или снаружи, выполненных из стали сечением 5×40 мм. ШУП соединяется с контуром заземления в начале и конце кабельной трассы, а также через каждые 10 м лотка.

9. Проводники выравнивания потенциалов

Выравнивание потенциалов — это снижение разности потенциалов (шагового напряжения) на поверхности земли или пола.

Помимо основного заземляющего устройства, обеспечивающего выравнивание потенциалов на ОРУ, на рабочих местах у оборудования может быть выполнено местное выравнивание (показания к этому см. в п.6). Для местного выравнивания потенциалов рекомендуется выполнить квадратную решётку размером не менее 1 м с ячейками не более 0,5 м из стали круглого сечения диаметром не менее 6 мм. Решётка должна быть присоединена к оборудованию в одном или двух местах. Данные технические решения рекомендуется дополнять (и допускается заменять) покрытиями из асфальта толщиной не менее 5 см, щебня толщиной не менее 10 см или изоляционного бетона. Площадь покрытия должна выступать за устройства выравнивания потенциала не менее чем на 0,2 м.

В помещениях распределительных устройств с элегазовым оборудованием прокладывают непрерывную стальную (медную) высокочастотную (ВЧ) сетку с шагом не более 2×2 м, залитую бетоном, или металлические пластины, расположенные на одном или нескольких уровнях. В качестве сетки может применяться арматура железобетонной конструкции пола. ВЧ сетка присоединяется к закладным металлоконструкциям, на которых устанавливается оборудование. Закладные металлоконструкций, оборудование КРУЭ и ВЧ сетку присоединяют к магистрали заземления (шине уравнивания потенциалов — см. п.8). Указанные мероприятия также способствуют снижению шагового напряжения.

Для выравнивания потенциалов в камерах трансформаторов на полу трансформаторной камеры должна быть выполнена сетка из стальной полосы с шагом не более 6х6 м.

10. Особенности заземления оборудования

Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению, должна быть присоединена к сети заземления при помощи отдельного ответвления к местам, обозначенным заводом-изготовителем знаком по ГОСТ 21130-75. Разъёмные соединения должны быть защищены от атмосферной коррозии нейтральной смазкой.

У силового трансформатора с заземлённой нейтралью вторичной обмотки напряжением до 1000 В заземляться должны и нейтраль, и корпус.

Заземляющие проводники не должны образовывать вокруг токоограничивающих реакторов замкнутых контуров.

У трансформаторов тока должны быть заземлены корпус, каждая закороченная (неиспользуемая вторичная) обмотка, а также все остальные вторичные обмотки, если это предусмотрено проектом.

ОПН, за исключением подключаемого к нейтрали трансформатора, чаще всего устанавливается на изолированные основания, а в рассечку заземляющего проводника монтируется счётчик срабатываний.

У молниеотводов должно быть обеспечено растекание тока молнии от стойки по трём-четырём направлениям с углом не менее 90° между ними, а на каждом направлении, на расстоянии 3-5 м, должно быть установлено по одному вертикальному электроду длиной 5 м.

Экраны вторичных кабелей следует заземлять с обоих концов. Для заземления экранов рекомендуется использовать специальные зажимы или разъёмы. Заземление экранов (брони) кабелей должно обеспечиваться по всему периметру с помощью металлических хомутов, пайки или сварки. Допускается выполнять заземление экранов кабелей при помощи проводника: медным неизолированным проводом, сечением не менее 4 мм2 минимальной длины без петель. Не допускается заземление экранов кабелей навитым проводом («косичка»), так как создаваемая в этом случае индуктивность будет препятствовать растеканию импульсных токов с оболочек кабелей.

ССЫЛОЧНАЯ ЛИТЕРАТУРА

Более подробную информацию можно найти в ГОСТах, стандартах организаций и справочниках. Все указанные нормативно-технические документы, в актуальных редакциях, отфильтрованы на страницах НТД⎘ и ТИПОВЫЕ⎘ сайта.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Искусственное освещение — освещение, созданное искусственными источниками (фонарями, лампами, светильниками, прожекторами).

Искусственное освещение играет важную роль в обеспечении безопасности, эффективности и надёжности работы энергетических объектов. Равномерное освещение способствует улучшению видимости для персонала, снижает риск несчастных случаев и ошибок при выполнении работ, а также обеспечивает комфортные условия труда в ночное время и в условиях плохой видимости. Кроме того, равномерное освещение помогает в своевременном обнаружении потенциальных неисправностей и предотвращении аварийных ситуаций, что в конечном итоге повышает общую надёжность электроснабжения.

Искусственное освещение делится на:

1. Рабочее.
2. Аварийное (резервное и эвакуационное).
3. Охранное.
4. Дежурное.

Далее конкретизируем требования и нормы проектирования для каждого из видов искусственного освещения с акцентом на объекты энергетики.

1. Рабочее освещение

Рабочее освещение — освещение, обеспечивающее нормируемые световые условия (освещённость, качество освещения) в помещениях и местах производства работ вне зданий.

В состав рабочего освещения, помимо внутреннего и наружного, входят ремонтное (переносное), а также световое ограждение сооружений.

Ремонтное освещение рекомендуется применять для ремонта и наладки электрооборудования во всех электротехнических помещениях, за исключением помещений со взрывоопасной средой.

Световое ограждение применяется в тех случаях, когда энергетический объект находится вблизи аэродрома.

1.1. Внутреннее освещение

Некоторые нормируемые значения освещённости основных помещений и рабочих поверхностей приведены в таблице 1. Они определяются условиями эксплуатации электрооборудования, технологическим процессом и способом производства работ и могут обеспечиваться как светильниками рабочего освещения, так и совместным действием с ними светильников аварийного освещения. Более полную таблицу можно найти в НТД⎘.

Примечание. Во всех основных помещениях, где выполняется работа по наряду-допуску/ распоряжению, (за исключением аккумуляторной и кислотной) должна быть предусмотрена розеточная сеть 12 В для переносного освещения.

Освещённость проходов и участков, где работа не производится, должна составлять не более 25% нормируемой освещённости, создаваемой светильниками общего освещения, но не менее 100 лк. Примерам таких зон являются проходы в камерах трансформаторов, реакторов, коридоры обслуживания распределительных устройств.

В местах, требующих детального контроля или выполнения работ высокой точности (например, стол оператора и ПУ ТП) может создаваться местное освещение. Освещённость в этом случае принимается как удвоенное значение общего рабочего освещения.

Любой расчёт освещения начинается с моделирования помещения. В помещении необходимо учитывать текстуру потолка, пола, стен и оборудования. Текстура учитывает коэффициент отражения, который влияет на равномерность падающего света. Важно также задать коэффициент эксплуатации (MF), который учитывает спад светового потока со временем, в связи с уменьшением потока ламп в течение срока службы и наружным загрязнением стекла. Коэффициент эксплуатации обратно пропорционален коэффициенту запаса МF=1/К_з. А значение коэффициента запаса для светодиодных светильников следует брать равным 1-1,1.

В наших примерах расчёт проведён в программе DIALux. Сцены приняты в условиях полного отсутствия естественного освещения. Количество и места установки светильников определены на основании параметров помещения и расположения оборудования. Светильники типа ДСП 1424 20 Вт расположены колоннами на одинаковом расстоянии друг от друга, в проходах со стороны обслуживания шкафов, с учётом равномерного распределения света. Аварийный светильник типа ДСП 1425 40 Вт размещён в свободном месте между рядами — про особенности его работы читайте ниже.

Важно знать, что при создании общего и местного освещения помещений следует использовать источники света с цветовой температурой от 2400 до 6800 К. А светодиодные светильники в настоящее время используются во всех видах искусственного освещения, благодаря своей энергоэффективности и ряду преимуществ над предшественниками.

1.2. Наружное освещение

Расположение и мощность осветительных установок наружного освещения должны обеспечивать нормируемый уровень освещённости (табл. 2) в тёмное время суток и в условиях плохой видимости на открытых участках территории подстанции, где происходит движение транспорта и людей, и на рабочих поверхностях электрооборудования.

Светотехническое оборудование сети наружного освещения, как правило, размещается на прожекторных мачтах и парапетах кровель зданий подстанции. Дополнительно, для поддержания необходимого уровня освещённости, светильники наружного освещения могут устанавливаться по месту размещения электрооборудования (например, у силовых трансформаторов для подсветки приборов контроля) и на порталах.

Принцип расчёта наружного освещения аналогичен описанному выше.

1.3. Световое ограждение

Проектирование светового ограждения выполняется в соответствии с требованиями Федерального авиационного правила «Размещение маркировочных знаков и устройств на зданиях, сооружениях, линиях связи, линиях электропередачи, радиотехническом оборудовании и других объектах, устанавливаемых в целях обеспечения безопасности полетов воздушных судов» и руководства по электросветотехническому обеспечению полётов в гражданской авиации РФ РУЭСТОП ГА 95.

Высокие сооружения (препятствия), расположенные на приаэродромной территории и на территории полос воздушных подходов, должны иметь световое ограждение на самой верхней части (точке) и ниже через каждые 45 м (не более) ярусами, при этом в верхних точках препятствий должно быть установлено не менее двух заградительных огней, работающих одновременно.

Световое ограждение включается автоматически в тёмное время суток, а также при плохой видимости из-за погодных условий.

В качестве заградительных огней применяются огни низкой интенсивности постоянного излучения красного цвета. Сила света должна быть такой, чтобы огни были заметны, учитывая интенсивность соседних огней и общую яркость фона, на котором они будут наблюдаться. При этом сила света в любом направлении должна быть не менее 10 кд. Более подробная информация об условиях размещения заградительных огней представлена в указанных правилах.

2. Аварийное освещение

Аварийное освещение — освещение, предусматриваемое на случай выхода из строя питания рабочего освещения.

Аварийное освещение классифицируют по видам:

• резервное освещение;
• эвакуационное.

Аварийное освещение подключается к источнику питания, независимому от источника питания рабочего освещения. На подстанциях и электростанциях, чаще всего, таковой является система оперативного постоянного тока 220 В.

Система аварийного освещения должна быть централизованной (светильники без встроенных автономных источников питания). Аварийное освещение может быть включено как в постоянном, так в и непостоянном режимах.

На энергетических объектах, чаще всего, осветительные приборы аварийного освещения включают одновременно с осветительными приборами рабочего освещения (используется постоянный режим работы). Это позволяет полнее использовать мощности осветительных установок и осуществлять постоянный контроль за исправностью сети аварийного освещения.

В режиме непостоянного действия электропитание для обычного освещения должно быть контролируемым в оконечной цепи для данной зоны. Если потеря питания приводит к прекращению работы обычного освещения в данной зоне, аварийное освещение должно включаться автоматически. На объектах энергетики такое решение встречается реже.

2.1. Резервное освещение

Резервное освещение — вид аварийного освещения для продолжения работы в случае отключения рабочего освещения.

Резервное освещение предусматривают в случаях, когда нарушение в сети питания рабочего освещения может воспрепятствовать работе персонала. На подстанциях это все помещения, где производится работа с оборудованием.

Освещённость от резервного освещения должна составлять не менее 30% нормируемой освещённости для общего рабочего освещения. Резервное освещение допускается использовать в качестве эвакуационного, если оно удовлетворяет требованиям, предъявляемым к эвакуационному освещению.

Светильники аварийного освещения и связанное с ними оборудование цепи должны быть идентифицированы знаками или окраской. Самый распространённый способ обозначить такие светильники — красная метка на его поверхности, не менее 30 мм в диаметре.

2.2. Эвакуационное освещение

Эвакуационное освещение — это вид аварийного освещения для эвакуации людей или завершения потенциально опасного процесса.

Эвакуационное освещение включает в себя:

• освещение путей эвакуации;
• освещение зон повышенной опасности;
• антипаническое освещение больших (> 60 м²) площадей.

Освещение путей эвакуации — вид эвакуационного освещения для надёжного определения и безопасного использования путей эвакуации.

Освещение путей эвакуации следует предусматривать:

• в коридорах и проходах по маршруту эвакуации;
• в местах изменения (перепада) уровня пола или покрытия;
• в зоне каждого изменения направления маршрута;
• при пересечении проходов и коридоров;
• на лестничных маршах, при этом каждая ступень должна быть освещена прямым светом;
• перед каждым эвакуационным выходом;
• перед каждым пунктом медицинской помощи;
• в местах размещения средств экстренной связи и других средств, предназначенных для оповещения о чрезвычайной ситуации;
• в местах размещения первичных средств пожаротушения;
• в местах размещения плана эвакуации;
• снаружи, перед каждым конечным выходом из здания.

Для путей эвакуации шириной до 2 м горизонтальная освещённость на полу вдоль центральной линии прохода должна быть не менее 1 лк.

Эвакуационное освещение зон повышенной опасности предусматривают в помещениях, если вследствие отключения рабочего освещения создаётся опасность травматизма: помещение мастерской, аккумуляторной. Минимальная освещённость эвакуационного освещения зон повышенной опасности должна составлять 10% нормируемой освещённости для общего рабочего освещения, но не менее 15 лк.

Антипаническое освещение — вид эвакуационного освещения для предотвращения паники и безопасного подхода к путям эвакуации. Как показывает практика, на подстанциях их не бывает, а вот световые указатели обязательны к установке.

Световой указатель — знак безопасности с внутренней подсветкой.

Эвакуационные знаки безопасности (световые указатели) постоянного действия устанавливаются:

• над каждым эвакуационным выходом;
• на путях эвакуации, однозначно указывая направления эвакуации;
• для обозначения поста медицинской помощи;
• для обозначения мест размещения первичных средств пожаротушения;
• для обозначения мест размещения средств экстренной связи и других средств, предназначенных для оповещения о чрезвычайной ситуации;
• в помещениях без естественного света, имеющих площадь более 100 м2 (ЩУ, КРУ, КРУЭ, кабельный этаж и т.д.).

На путях эвакуации световые указатели должны устанавливаться на расстоянии друг от друга, не превышающем расстояние распознавания. Расстояние распознавания для световых указателей определяется по СП 52.13330 (приложение B).

3. Охранное освещение

Охранное освещение выделяют в отдельный вид.

Охранное освещение энергетических объектов предназначено для создания требуемого уровня освещённости в тёмное время суток, а также при плохой видимости из-за погодных условий в контролируемых зонах:

1. периметр подстанции;
2. помещения контрольно-пропускных пунктов (КПП), где производится проверка пропусков;
3. досмотровая площадка;
4. коридоры КПП для прохода людей.

Охранное освещение предусматривается по периметру ПС при наличии на подстанции одного или нескольких следующих факторов:

• военизированной или сторожевой охраны (применяется на ПС 500–750 кВ и на особо важных ПС 220–330 кВ);
• периметральной охранной сигнализации (в т. ч. применяется на ПС 500–750 кВ, на особо важных и на ПС 220–330 кВ с числом присоединений (линейных и трансформаторных) на высшем напряжении — пять и более);
• постоянного дежурного персонала;
• по требованию заказчика.

Охранное освещение подстанции должно состоять из основного и дополнительного освещения. Основное охранное освещение должно работать постоянно в тёмное время суток и включаться автоматически по датчику освещённости. Дополнительное охранное освещение предназначено для улучшения эксплуатационных качеств системы охранной телевизионной и расширения возможности визуального контроля. Оно должно включаться при фиксации нарушения на соответствующем охраняемом участке в ночное время, а при плохой видимости — и в дневное.

Сеть охранного освещения по периметру и на территории объекта должна разделяться на самостоятельные участки в соответствии с зонами системы охранной сигнализации и (или) зонами наблюдения системы охранной телевизионной.

Система охранного освещения на подстанции должна обеспечивать:

• гарантированную освещённость во всех контролируемых зонах (табл. 3);
• возможность автоматического включения дополнительных источников света на отдельных зонах охраняемой территории (периметра) при срабатывании системы охранной сигнализации;
• совместимость с техническими средствами системы охранной сигнализации и системы охранной телевизионной;
• ручное управление аппаратурой освещения из помещения охраны.

Сеть охранного освещения должна подключаться к отдельной группе распределительного щита (щиток питания технических средств охраны), расположенного в помещении охраны, закрытого на замок и оборудованного охранной сигнализацией.

Светильники охранного освещения должны быть светодиодными энергосберегающими, устанавливаться, чаще всего, не выше ограждения и иметь защиту от механических повреждений. Конструкции светильников должны иметь класс защиты не ниже IP56.

4. Дежурное освещение

Дежурное освещение — это освещение, используемое в нерабочее время.

Для дежурного освещения следует применять часть светильников рабочего освещения с питанием их от самостоятельной групповой линии или аварийного освещения. Величины освещённости, равномерность и требования к качеству для дежурного освещения не нормируются.

ССЫЛОЧНАЯ ЛИТЕРАТУРА

Более подробную информацию можно найти в ГОСТе, стандартах организаций и справочниках. Все указанные нормативно-технические документы, в актуальных редакциях, хранятся на странице НТД и отфильтрованы по ссылке⎘.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Выключатель — контактный коммутационный аппарат, способный включать, проводить и отключать токи при нормальных условиях в цепи, а также включать, проводить в течение нормированного времени и отключать токи при нормированных анормальных условиях в цепи, таких как короткое замыкание.

Воздушный выключатель — это выключатель, в котором дуга образуется в потоке воздуха высокого давления.

Элегазовый выключатель — это выключатель, контакты которого размыкаются и замыкаются в элегазе (шестифтористой сере SF₆).

Сможете ли вы ответить на вопрос — «что вас ждёт впереди» — в начале крупного проекта? Наверное, абсолютной уверенности в этом нет ни у кого. В этой статье мы поведаем свой опыт работы над проектом по замене выключателей сверхвысокого напряжения 500 кВ, воздушных — на элегазовые. В ней вы узнаете о главной проблеме, с которой есть вероятность столкнуться, а также о путях выхода из неё.

1. Немного теории о специфике работы линий сверхвысокого напряжения

К линиям сверхвысокого напряжения принято относить воздушные и кабельные линии электропередачи свыше 220 кВ. В нашей стране таковыми являются ЛЭП 330, 500, 750 и 1150 кВ.

Одним из побочных эффектов при передаче энергии на уровне сверхвысокого напряжения является величина зарядной мощности, генерируемая ёмкостью ЛЭП. Поэтому возникает необходимость в её компенсации. И компенсирующими устройствами чаще всего служат шунтирующие реакторы (ШР).

Типовое подключение реактора в линию (по схеме «четырёхугольник») показано на рисунке.

Подсчитано, что для компенсации 100% зарядной мощности линии 500 кВ длиной 175 км требуется один ШР мощностью 180 МВАр. Если линия длиннее, то возможна установка двух реакторов, на обоих концах линии.

Но добившись «хорошей» компенсации, возникают серьёзные проблемы при включении такой линии в работу, так как выключателям приходится бороться с апериодической составляющей переменного тока. Эти проблемы были не такими явными в эпоху воздушных выключателей (в силу особенностей конструкции), но встали очень остро в эпоху элегазового оборудования.

2. Возникновение апериодической составляющей в сети 500 кВ

В нормальном режиме ток имеет форму синусоиды, периодичность которой, как известно, составляет 1/50 секунды (для 50 Гц нашей сети). Апериодическая составляющая вносит свои коррективы в эту синусоиду, что может негативно сказаться на работе современного оборудования.

Осциллограмма наглядно показывает влияние апериодической переходной составляющей тока на коммутацию фаз «А», «В» и «С» в нулевой момент напряжения фазы «А». Синусоида тока в фазе «А» значительное время не переходит через «ноль», а из этого следует, что включение (или отключение) её цепи может произойти с задержкой.

У элегазовых выключателей автокомпрессионного типа имеется особенность: во время горения дуги она в некоторой степени блокирует поток элегаза через сопло выключателя. Горящая дуга характеризуется очень высокой температурой и мощным излучением тепла и начинает нагревать элегаз в ограниченном газовом объёме. Таким образом, давление внутри объёма возрастает и приводит к разрыву полюса выключателя при длительной блокировке потока элегаза, причиной которой может стать медленно затухающая апериодическая составляющая. Поэтому не учитывать этот переходный процесс при замене выключателей нельзя.

В нашем проекте к подстанции 500 кВ присоединены две линии разной длины. К одной линии (назовём её ВЛ № 1, меньшей протяжённостью, 105 км) подключён один ШР, к другой (ВЛ № 2, протяжённостью 355 км) — два ШР, размещённые с противоположных концов линии. Замене подлежат шесть выключателей: 4 линейных и 2 реакторных.

Расчёты показали, что при включении линейных выключателей 500 кВ в различных режимах (плановом симметричном и несимметричном, ОАПВ, ТАПВ) опасных перенапряжений не происходит, но апериодическая составляющая тока не позволяет безопасно включить линии с подключёнными к ним реакторами! Нужно искать пути решения проблемы.

3. Способы борьбы с апериодической составляющей тока в сети 500 кВ

Известны следующие способы борьбы:

1. использование устройств преднамеренной неодновременной коммутации полюсов;
2. оснащение выключателей предвключаемыми резисторами;
3. включение резисторов в нейтраль ШР;
4. включение ВЛ с меньшим числом реакторов (или без них).

4. Использование устройств преднамеренной неодновременной коммутации полюсов (УПНКП)

Теория. При одновременном замыкании полюсов выключателя апериодическая составляющая в токе через выключатель будет отсутствовать в том полюсе выключателя, который замыкается в момент максимума напряжения (см. осциллограмму фазы А на рисунке ниже). В двух других полюсах момент замыкания отвечает меньшему значению напряжения и, следовательно, апериодическая составляющая в токе через выключатель будет присутствовать.

Если коммутировать полюса неодновременно, т.е. в момент максимума напряжения на каждой фазе, то апериодическая составляющая будет отсутствовать во всех полюсах.

Практика. В настоящее время точность управляемой коммутации недостаточно высока. Поэтому технология УПНКП не может использоваться в роли основного мероприятия по снижению апериодической составляющей.

5. Оснащение выключателей предвключаемыми резисторами

Теория. Расчёты нашей сети показали, что предвключаемый резистор R с сопротивлением 800 Ом и временем его нахождения в цепи вспомогательных контактов (ВК), равном 10 мс, позволяет осуществлять безопасные для выключателя коммутации в плановых и аварийных режимах.

Но резисторы полностью не избавляют ток в выключателе от наличия апериодической составляющей. Это объясняется тем, что предвключаемый резистор, введённый в цепь на первом этапе коммутации и обеспечивающий затухание апериодической составляющей, на втором этапе выводится из цепи и переходный процесс повторяется, хоть и в меньших масштабах.

Практика. Отечественный производитель выключателей 500 кВ заявляет о своей готовности оснастить оборудование резисторами необходимых параметров, но опыта подобной реализации нет, и аттестации Россетей такое оборудование пока не имеет.

6. Включение резисторов в нейтраль ШР

Теория. При включении трёх резисторов RN с сопротивлением 300 Ом каждый в нейтраль ШР затухание апериодического тока в выключателе происходит за существенно более короткое время (см. схему включения ниже). Однако, в случае возникновения КЗ в неблагоприятный момент времени, ток в выключателе ШР стремится к нулевому значению по апериодическому закону, не имея нулей в своём составе. Это означает, что в выключателе в нейтрали ШР будет протекать точно такой же ток. После подачи команды на отключение выключателя в нейтрали ток в цепи ШР не прервётся, а значит, ШР не отключится. Таким образом, описанное усложнение схемы считаем безосновательным.

7. Включение ВЛ с меньшим числом реакторов (или без них)

В нашем случае определено, что короткую линию (ВЛ № 1) необходимо вводить в работу без реактора, длинную (ВЛ № 2) — отключая один из них.

Для внедрения этого способа необходимы:

7а) разработка специального алгоритма работы устройств РЗА линий

или

7б) перенос ШР на шины.

В обоих случаях исключено прямое включение максимально скомпенсированных линий в работу. Только первый вариант усложняет работу релейной защиты в процессе эксплуатации, а второй — требует реконструкции шин ОРУ 500 кВ с монтажом новых порталов на этапе строительства.

8. Итоговое решение

На совместном совещании с заказчиком выбран вариант реализации 7а: с усложнением алгоритма коммутации оборудования.

Кратко, на примере короткой линии, это значит:

• отключение выключателя реактора производится одновременно с отключением выключателя линии;
• при плановом включении линии первым включается линейный выключатель со стороны более мощной системы, вторым — выключатель на противоположном конце, третьим — выключатель реактора;
• при КЗ на линии устройства РЗА ВЛ действуют, в том числе, на отключение реактора;
• при успешном АПВ линии через 1 с подаётся команда на включение реактора, при неуспешном АПВ — включение реактора запрещается.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Маслоприёмник — это ограждённая поверхность, организуемая под маслонаполненным оборудованием, которая позволяет предотвратить растекание масла и распространение пожара при его повреждении.

Маслосборник — ёмкость, размещаемая, как правило, вдали от маслонаполненного оборудования, позволяющая выполнить отвод масла в случае аварийной ситуации.

В этой статье Вы найдёте требования к ним, варианты исполнения в проекте и расчёты, выполненные на реальном примере.

1. Требования к маслоприёмникам и маслосборникам

Современные трансформаторы на стыке номиналов 1600-2500 кВА переходят рубеж в одну тонну залитого масла, и, согласно п.4.2.69 ПУЭ⎘, требуют соблюдения природоохранных мероприятий на случай аварии. Первым шагом мероприятий является маслоприёмник.

Габариты маслоприёмника должны выступать за габариты трансформатора (реактора или другого маслонаполненного оборудования) не менее чем на:

• 0,6 м при массе масла до 2 т;
• 1 м при массе от 2 до 10 т;
• 1,5 м при массе от 10 до 50 т;
• 2 м при массе более 50 т.

Высота борта маслоприёмника должна обеспечивать:

• единовременный приём 100 % масла, залитого в трансформатор или реактор, — при варианте установки с отводом масла в маслосборник;
• приём 100% масла, залитого в трансформатор или реактор, и 80% воды от средств пожаротушения — без отвода масла в маслосборник.

Для ограничения распространения пожара маслоприёмник равномерно засыпается слоем (не менее 0,25 м) чистого гравия, промытого гранитного щебня либо непористого щебня другой породы с частицами от 30 до 70 мм. Дно должно иметь уклон не менее 0,005 в сторону приямка. Допускается не производить засыпку дна маслоприёмника по всей площади гравием, а выполнить локальное наполнение небольшого огнепреграждающего устройства в месте отвода масла или использовать готовые заводские устройства-огнепреградители.

Далее, если объём масла в трансформаторе превышает 20 т, обязательным элементом, дополняющим вышеупомянутые конструкции, становится маслосборник.

Маслосборник должен вмещать в себя:

• 100 % масла, содержащегося в наибольшем трансформаторе или реакторе, и 80 % расчётного расхода воды — от устройств автоматического пожаротушения;
• 100 % масла, содержащегося в наибольшем трансформаторе или реакторе, и 20 % расчётного расхода воды — от пожарных гидрантов.

Последнее условие, отражённое в стандартах Россетей, идёт вразрез требованиям ПУЭ — об этом мы писали ранее в материале Противоречия в энергетике⎘. В очередной раз обратим на это внимание, так как условие чрезвычайно важно, — подтверждение тому в нашем примере ниже.

После ликвидации аварии весь объём стоков, собранный в маслосборнике, должен вывозиться автотранспортом на регенерацию, а маслосборник очищаться от следов масла.

Маслосборники должны оборудоваться сигнализацией о наличии воды с выводом сигнала на щит управления.

2. Исполнение маслоприёмников и маслосборников

Маслоприёмники чаще всего выполняются незаглублёнными: дно — на уровне окружающей планировки.

В качестве маслоотводов, соединяющих маслоприёмники с маслосборниками, можно использовать железобетонные или стальные безнапорные трубы расчётного диаметра — при специальном обосновании (например, при сильнопучинистых грунтах или высоких уровнях грунтовых вод) допускаются открытые маслоотводы в виде открытых кюветов или лотков.

Маслосборники, как правило, размещаются ниже уровня планировки. Они могут быть выполнены в виде металлической ёмкости, созданной в заводских условиях, а также из сборных или монолитных железобетонных конструкций, возведённых на месте.

Для закрытых ПС маслосборник предусматривается за пределами здания, на открытых — допускается его размещение вне ограды ПС при условии его ограждения, обеспечения подъезда автотранспорта и согласования с землевладельцем.

Примечателен случай, когда количество масла в силовом трансформаторе не превышает 20 тонн, но более одной (номинал до 40-63 МВА). Для него допустимо не выполнять отвод масла и не ставить маслосборник. Такое техническое решение можно увидеть на картинке.

Уровень масла в маслоприёмнике данного исполнения после аварии должен быть ниже решётки не менее чем на 50 мм.

Подобным образом устанавливаются и трансформаторы номиналом свыше 1000 кВА (более 600 кг масла) в помещении.

3. Определение габаритов маслоприёмника

Определим габариты маслоприёмника под трансформатором типа ТДН-63000/110 мощностью 63 МВА.

Согласно ПУЭ габариты маслоприёмника должны выступать за габариты трансформатора не менее 1,5 м при массе масла от 10 до 50 т.

Максимальная длина трансформатора равна

Максимальная ширина трансформатора

Объем масла в трансформаторе не превышает

Площадь маслоприёмника

где a₁ — длина маслоприёмника

где b₁ — ширина маслоприёмника

Высота ограждения маслоприёмника

Согласно расчётам, принимаем внутренние габариты маслоприёмника не менее 10x6,8 м, а высоту борта ограждения — не менее 0,3 м.

4. Расчёт маслоотвода

Отвод стока (маслоотвод) осуществляется по трубопроводу в специальную ёмкость-маслосборник. На ПС без автоматического пожаротушения ёмкость маслосборника рассчитывается из условия размещения 100 % масла и 20 % расчётного расхода воды из гидрантов из расчёта орошения площадей маслоприёмника и боковых сторон поверхностей трансформатора с интенсивностью 0,2 л/(с*м²).

Расчётный расход системы отвода воды и масла определяются по следующим соотношениям:

1. расход воды на пожаротушение q_пт, л/с, рассчитывается по формуле

q_пт = 0,2*(2*h*l+2*h*b+F_мп)

где h = 3,55 м — высота боковой поверхности трансформатора;

b = 2,5 м — ширина боковой поверхности трансформатора;

l = 5,5 м — длина боковой поверхности трансформатора.

q_пт = 0,2*(2*3,55*5,5+2*3,55*2,5+68) = 25 л/с

2. расчётный расход маслоотвода Q_мот л/с, определяется по формуле

Q_мот = 0,5 * G_Т * 1000/(V_м*t_уд) + q_пт + q_дм

где G_Т = 15,5 — полный вес масла наибольшего трансформатора;

t_уд = 0,25 ч = 900 с — время удаления 50% объёма масла и полного объёма воды из маслоприёмника;

V_м = 0,86 т/м³ — объёмный вес трансформаторного масла;

q_дм — расход дождевых стоков в маслопроводе, л/с, вычисляется по формуле

q_дм = (q₂₀*F_мп*t₂₀) / (10000*t_уд)

где t₂₀ = 20 мин = 1200 с — время продолжительности дождя;

q₂₀ = 108 л/с на 1 га продолжительностью 20 минут;

1 га = 10000 м² — нормативная площадь водосбора дождевого стока.

q_дм = (108*68*1200) / (10000*900) = 1 л/с

Q_мот = 0,5 * 15,5 * 1000/(0,86*900) + 25 + 1 = 36 л/с

Наименьший диаметр труб маслоотвода самотёчных сетей согласно СП 32.13330⎘ следует принимать для дождевых и общесплавных сетей не менее 250 мм. Уклон трубопровода должен быть не менее 0,007.

Расход и скорость движения масла и воды по трубам определяются по таблицам для гидравлического расчёта при наполнении труб Н/D = 0,7 для D = 250 мм.

5. Расчёт объёма маслосборника

Расчётный объем маслосборника V_мсб, м³

где t_п = 30 мин = 1800 с — нормативное время тушения.

Принимаем ёмкость объёмом не менее 30 м³.

А теперь, для сравнения, рассчитаем по ПУЭ (где учитывается 80 % воды на пожаротушение — вместо 20 % по СТО Россетей)

Ощутима разница? В два раза! Ввиду того, что объём стекающей воды может в разы превышать объём масла трансформатора, эти две цифры очень сильно влияют на принимаемые технические решения при проектировании. Предлагаем не следовать требованиям ПУЭ: итог, полученный по ним, предполагает сбор воды, а не масла.

6. Итоговые значения

Export

ССЫЛОЧНАЯ ЛИТЕРАТУРА

Больше информации можно найти в ГОСТах, стандартах организаций и справочниках. Все нормативно-технические документы, в актуальных редакциях, хранятся на странице НТД и отфильтрованы по ссылкам: маслоприёмник⎘, маслопровод⎘ и маслосборник⎘.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ

В состав тома «Пожарная безопасность» (ПБ) были включены подобные расчёты, со ссылками на нормативные документы. В ходе прохождения негосударственной экспертизы ПД получили замечания к тому ПБ.

Приведём замечание полностью, с сохранением орфографии автора:

«Стандарты организаций могут использоваться для обоснования проектных решений, как дублирующие, или для обоснования более жёстких проектных решений, чем то требуют Федеральные нормативы, но при этом, проектные решения, в соответствии с ст.6 ФЗ-123 и ч.6 ст.15 ФЗ-384, должны быть обоснованы Федеральными нормативами. Если стандарты организаций используются для обоснования вместо Федеральных нормативов добровольного применения, то должна предшествовать ссылка на ч.4 ст.16.1 ФЗ-184 (что согласно положений ч.4 ст.16.1 ФЗ-184, вместо, например, п.4.1 СП 4.13130.2012, применён п.3.4 СТО... (или НТД), утв. Приказом ПАО..... от ....№...). При этом следует учесть тот факт, что несмотря на положение ч.4 ст.16.1 ФЗ-184, которое носит общий характер для всех технических регламентов, в части применения «добровольных перечней» к ним, во исполнение изменений в ФЗ-123 от 14.07.2022г. (вступившие в силу через 10 дней после опубликования), стандарты организаций должны быть в установленном порядке согласованы с МЧС РФ, а 15.11.2022г. был издан Приказ МЧС № 1161 «Об утверждении Порядка согласования стандартов организаций, содержащих требования пожарной безопасности», который был зарегистрирован в Минюсте РФ 30.11.2022г. (т.е. с 01.12.2022г., обосновывать проектные решения при помощи стандартов организаций, не согласованных с МЧС, нельзя)».

Что переводится с экспертного на русский, как: «уберите упоминание всех СТО из документа».

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Мы уже знаем, что на подавляющем большинстве современных подстанций и электростанций имеются такие накопители электрической энергии, как аккумуляторные батареи. Какие предъявляются к ним требования, каких потребителей они обеспечивают своим бесперебойным питанием и как их подобрать, можно прочитать в нашей статье Выбор аккумуляторной батареи подстанции⎘.

Но какие существуют ещё способы накопления и хранения электрической энергии, чтобы можно было воспользоваться ею в любой удобный для себя момент? Рассмотрим в этом материале.

1. Почему вопрос накопления электрической энергии сейчас встаёт так остро?

В эпоху доминирования нефти, угля и газа электроэнергетическая отрасль не требует накопления энергии по той лишь причине, что в любой момент времени может легко увеличить или уменьшить выдачу мощности в сеть, добавив или ограничив подачу топлива.

В будущую эпоху, эпоху доминирования возобновляемых источников, прежде всего таких, как ветер и солнце, без накопления не обойтись, так как солнце не светит полные сутки, а ветер не дует без остановки. Вырабатываемую при благоприятных погодных условиях энергию приходится запасать, до 8 часов хранить, а затем повторно её использовать, когда это необходимо. Поэтому многие страны уже сейчас, параллельно с внедрением ВИЭ, активно увеличивают мощность накопителей в своей сети.

2. Способы накопления энергии

Известно много способов накопления электрической энергии. Фантазия людей каждый день рождает всё новые и новые технологии. Мы не сможем перечислить их все. Но выделим следующие основные группы:

• хранение тепловой энергии;
• хранение сжатого воздуха или газа;
• гравитационные накопители (хранение потенциальной энергии);
• энергия маховика (хранение кинетической энергии);
• конденсаторы;
• гидроаккумулирующие станции;
• аккумуляторные батареи.

3. Хранение тепловой энергии

Накопив энергию тепла, можно преобразовать её в электричество. Например, расплавленная соль нагревается с помощью гелиостатов, отражающих солнечный свет на теплоприемник солнечной башни, и направляется в резервуар. По мере необходимости она приводит в действие парогенератор, полученный пар вращает турбину, которая вырабатывает электроэнергию.

Также можно разогреть песок до 500-600℃ внутри изолированного резервуара, а затем передать эту энергию воде для преобразования в электричество или теплоснабжения потребителей.

Некоторые образцы мыльного камня и гранита хорошо подходят для хранения солнечного тепла, демонстрируя высокую плотность энергии и стабильность, что используют в электроэнергетике.

Тепловой насос тоже может служить способом хранения энергии. Когда вырабатывается избыточная ветровая или солнечная энергия, запускается тепловой насос, чтобы нагреть горячий бак, а охладить — холодный. Затем, когда потребности в энергии возрастают, устройство переходит в режим теплового двигателя, преобразуя разницу температур между горячей и холодной накопленной энергией в электричество. И здесь обязательно нужно добавить, что тепловой насос, как необычайно современное устройство, заслуживает отдельной статьи.

Посчитано, что хранение тепловой энергии имеет один из самых низких показателей капитальных затрат среди всех способов хранения, в среднем $232/кВт‧ч.

4. Хранение сжатого воздуха или газа

В периоды минимума нагрузки сети с помощью дешёвого электричества воздух или определённый газ закачивают компрессором в специальный накопитель. Когда нужно получить электроэнергию, сжатый воздух (или газ) выпускают из накопителя, и он приводит в движение турбину генератора.

Соль — прекрасный помощник при хранении. Соляные пещеры представляют собой большие непроницаемые пространства — воздух в них длительное время остаётся сжатым, а кислород в воздухе не реагирует с солью.

Современные объекты по хранению энергии на сжатом воздухе или газе могут похвастаться не только мощностью запасаемой энергии (до 300 МВт), но и длительностью хранения.

Средние капитальные затраты на внедрение превышают первый способ и составляют $293/кВт‧ч.

5. Гравитационные накопители

Построив башни с электродвигателями, можно использовать силу тяжести для преобразования её в электрическую энергию. Двигатели поднимают большие блоки, когда нужно запасти энергию, и опускают, когда она необходима сети.

Применив для этих целей заброшенные шахты, можно добиться тех же результатов. Опуская тяжёлый груз в один ствол глубиной 500 метров, можно выдать около 2 МВт‧ч запасённой электрической энергии в сеть.

Этот способ хранения энергии имеет самый высокий показатель капитальных затрат — $643/кВт‧ч, но может быть реализован в готовой инфраструктуре.

6. Энергия маховика

Маховичный накопитель энергии — накопитель механической энергии, в котором энергия накапливается и сохраняется в виде кинетической энергии вращающегося маховика.

Так при зарядке самой крупной, в настоящий момент, накопительной станции 120 электрических машин работают в режиме двигателя, потребляя электрическую энергию от внешнего источника, и разгоняют маховики. При разрядке они переходят в режим генератора, выдавая электрическую энергию, и замедляют маховики.

Среди главных достоинств такой системы выделяют высокую эффективность, быстрое реагирование и отсутствие необходимости преобразования электроэнергии в другой вид.

7. Конденсаторы

Конденсаторы (или так называемые «суперконденсаторы») представляют собой устройства накопления энергии, состоящие из двух электродов и электролита, способные к быстрой зарядке и разрядке благодаря свойствам адсорбции и десорбции заряда на границе раздела электрод-электролит.

Поскольку накопление энергии в конденсаторах не связано с химическими реакциями, их ёмкость ниже, чем у аккумуляторов, но они полезны для выравнивания мощности возобновляемых источников энергии, требующих многократной зарядки при больших токах, энергии рекуперативного торможения на транспорте, а также компенсации мгновенного падения напряжения при ударах молнии.

Ожидается, что в ближайшем будущем эти накопители будут повсеместно использоваться для хранения энергии в носимых устройствах.

А мы далее перейдём к флагманам накопления энергии.

8. Гидроаккумулирующие станции

Для гидроаккумулирующего хранилища энергии требуется два водоёма на разных высотах. Чем больше разница высот, тем больше мощностью запасаемой (выдаваемой) энергии, с увеличением водоёмов — увеличивается ёмкость хранения энергии. Принцип работы ГАЭС наглядно отражает видео.

Гидроаккумулирующие электростанции в настоящий момент достигают 97% от общего объёма хранения электроэнергии в мире из-за своей низкой стоимости (капитальные затраты, по разным данным, составляют от $120 до $250 за кВт‧ч). Единичная мощность ГАЭС несравнимо больше любого другого накопителя энергии и может достигать 3600 МВт, ёмкость — до 40 ГВт‧ч, а хранить энергию она способна в течение месяцев или даже лет.

ГАЭС можно по праву назвать основоположниками накопления энергии — первые станции начали свою работу ещё в конце XIX века, а работа по их внедрению не прекращается и по сей день.

9. Аккумуляторные батареи

Аккумуляторная батарея — это химический накопитель электрической энергии. Аккумуляторные батареи предпочтительны для хранения энергии от нескольких секунд до нескольких часов, и это самый внедряемый сейчас способ хранения энергии в мире. Только в 2023 году развёртывание аккумуляторов в энергетическом секторе увеличилось более чем на 130%, добавив в общей сложности 42 ГВт установленной мощности по всему миру. И, согласно прогнозам, общая мощность аккумуляторов увеличится ещё в шесть раз к 2030 году.

Капитальные затраты при строительстве самых распространённых сегодня литий-ионных систем в среднем составляют $304/кВт‧ч, что превышает большинство других способов, но в два раза меньше стоимости гравитационных накопителей.

Наиболее широко используются сейчас три технологии аккумуляторных батарей:

• свинцово-кислотная;
• литий-ионная;
• ванадиевая редокс-проточная технология.

Но также известны батареи:

• литий-железо-фосфатные⎘;
• серно-селеновые твердотельные⎘;
• атомные⎘;
• протонные⎘;
• литий-серные;
• алюминиево-ионные;
• цинк-ионные и др.

На первых трёх технологиях остановимся подробнее.

10. Свинцово-кислотные аккумуляторные батареи

Свинцово-кислотные батареи являются наиболее коммерчески зрелой аккумуляторной технологией.

Несмотря на то, что свинец — токсичный металл, уровень переработки свинцовых аккумуляторов составляет 99%, поэтому негативное воздействие этого источника на окружающую среду считается минимальным. Свинец лучше всего работает на короткой и средней «дистанции» (от нескольких минут до четырёх часов работы), особенно в ситуациях, когда глубина разряда довольно мала. Свинцовые батареи могут служить до 30 лет, а доступность металла при добыче не вызывает проблем. По этим причинам, устаревающая и малоэффективная (25-40 Вт⋅ч/кг) технология до сих пор находит своё место от крупных электрических станций и подстанций до автомобилей.

11. Литий-ионные аккумуляторы

Литий-ионные аккумулятор — самый распространённый способ накопления и сохранения электрической энергии в наши дни, находящий своё применение от крупных аккумуляторных хранилищ до небольших переносных устройств.

Эти батареи имеют много недостатков. Их средний срок службы составляет от 5 до 15 лет, после чего они теряют как минимум 20% ёмкости. Уровень переработки лития не превышает 5% из-за стоимости и сложности процесса. Есть страны-лидеры по добыче критического сырья, такие как Австралия, Китай и Чили, но в остальных — его очень мало. Литиевые батареи чувствительны к высоким температурам и легко воспламеняются. Литиевые батареи, как и свинцовые, наиболее эффективны лишь при короткой или средней продолжительности использования. Но их плотность энергии пока выше основных конкурентов (около 250 Вт‧ч/кг). Благодаря последнему фактору литиевые батареи так активно внедряются во все сферы деятельности человека, хотя развитие новых технологий, с растущими показателями эффективности, может остановить этот процесс уже в обозримом будущем.

12. Проточные ванадиевые батареи

Несмотря на то, что технология проточных ванадиевых окислительно-восстановительных батарей существует уже более 50 лет, она является наименее зрелой с коммерческой точки зрения.

Проточный аккумулятор состоит из двух ёмкостей и ядра. В ёмкостях находятся два различных по составу электролита, которые прокачиваются при помощи насосов через ядро. Сами электролиты при прохождении через ядро не смешиваются, а лишь их ионы, проникая через перегородку, создают разность потенциалов на электродах.

Ванадий лучше всего подходит для длительного хранения энергии (шесть часов и более). Главными достоинствами таких батарей являются отсутствие саморазряда при отключённой нагрузке и насосах, а также большой срок службы (свыше 30 лет) с падением ёмкости лишь на 1,7% через 1200 циклов перезаряда. Из недостатков можно отметить стоимость, невысокую мгновенную мощность и отнесение ванадия в список критически важных минералов.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

При разработке тома Электротехнические решения⎘ на этапе проектной документации наряду с выбором основного оборудования требуется рассчитать и выбрать ошиновку в его цепях.

На основе каких методик выполняются расчёты, каков их требуемый объём и что нужно брать за основу в качестве исходных данных — можно найти в этой статье.

Обращаем внимание, что отражённые здесь методики не актуальны для линий электропередачи, а применимы только для проводов и жёстких шин, а также опорных и подвесных изоляторов, на открытых и закрытых площадках подстанций и электростанций. Итак, начнём по порядку!

1. Исходные параметры

Для выбора ошиновки нам понадобится:

1. наибольший рабочий ток I_раб.max в рассматриваемой цепи.

Для проверки ошиновки следует знать (согласно п.4.1.3 ГОСТ Р 52736-2007⎘ и п.1.4.5 ПУЭ⎘):

1. климатические параметры района, включая гололёдные условия и нормативные ветровые воздействия;
2. монтажные таблицы стрел провеса проводов;
3. тепловой импульс трёхфазного короткого замыкания B_к (на генераторном напряжении электростанций — трёхфазного или двухфазного, в зависимости от того, какой из них приводит к большему нагреву);
4. двухфазный ток короткого замыкания I⁽²⁾_кз.max — для проверки гибких проводников по условиям их допустимого сближения во время КЗ;
5. ударный ток трёхфазного короткого замыкания i_уд — для определения электродинамической стойкости жёстких шин и опорных конструкций.

По режиму короткого замыкания на станциях и подстанциях должны проверяться:

1. гибкая и жёсткая ошиновка;
2. опорные и несущие конструкции ошиновки;
3. расстояния между распорками в расщеплённых фазах.

Исключения составляют:

1. проводники, защищённые плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А, — по электродинамической стойкости;
2. проводники, защищённые плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа, — по термической стойкости;
3. и прочее — см. гл.1.4 ПУЭ⎘.

Все расчёты выполним на реальных примерах, наиболее ярко отражающих тот или иной метод.

2. Выбор ошиновки по длительно допустимому току

Ещё раз напомним, что выбирать оборудование и ошиновку следует на основе параметров присоединённой линии или трансформатора.

Если длительно допустимый ток в линии 110 кВ

то выбираем в качестве ошиновки ячейки провод АС 240/39

В цепях силового трансформатора 63 МВА выберем провод АС 240/39 (на стороне 110 кВ) и четыре провода АС 500/64 (на стороне 6 кВ)

Согласно выполненным расчётам ошиновка 110 и 6 кВ удовлетворяет требованиям по длительно допустимому току.

3. Проверка по экономической плотности тока

Согласно п.1.3.28 ПУЭ⎘ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Но необходимо проводить эту проверку для гибких токопроводов, соединяющих генератор с трансформатором в блоках электростанций.

где I — расчётный ток в час максимума энергосистемы, А;

J_эк — нормированное значение экономической плотности тока, А/мм², см. табл. 1.3.36 ПУЭ⎘.

4. Расчёт максимального тяжения на фазу в нормальном режиме

Если для ошиновки трансформатора выбраны провода АС 240/39 (на стороне 110 кВ’) и 4хАС 500/64 (на стороне 6 кВ’’), то удельная нагрузка от собственного веса будет равна

Удельная нагрузка от веса гололёда (по СП 20.13330⎘)

где b — толщина стенки гололёда (учтём b = 5 мм для II района по гололёду);

k — коэффициент, учитывающий изменение толщины стенки гололёда по высоте;

d — диаметр провода;

μ — коэффициент, учитывающий изменение толщины стенки гололёда в зависимости от диаметра элемента кругового сечения;

ρ — плотность льда (принимаем 0,9 г/см³)

Удельная нагрузка от веса провода с гололёдом

Удельная нагрузка от давления ветра на провод без гололёда (по ПУЭ⎘)

где α = 0,71 — коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления;

C_x — аэродинамический коэффициент (1,1 — для проводов и тросов, свободных от гололеда, диаметром 20 мм и более; 1,2 — для всех проводов и тросов, покрытых гололёдом);

W₀ — нормативное ветровое давление на высоте 10 м над поверхностью земли (учтём W₀ = 230 Па для I района по ветру⎘)

Удельная нагрузка от давления ветра на провод с гололёдом (принимаем 0,25W₀, α=1, C_x=1,2)

Удельная нагрузка от давления ветра и веса провода без гололёда

Удельная нагрузка от давления ветра и веса провода c гололёдом

Определим максимальное тяжение на фазу в наибольшем пролёте при наихудших внешних условиях

где L — длина пролёта

Максимальные итоговые значения сравниваются с допустимым тяжением на контактных выводах оборудования или шинодержателях шинных опор

а значения удельных нагрузок понадобятся в дальнейших расчётах.

Для выключателей и трансформаторов тока 110 кВ выражение может иметь такой вид

а для шинных опор

5. Расчёт максимальной стрелы провеса

Стрелу провеса гибкого провода f_max в пролёте ОРУ можно рассчитать по следующей упрощённой формуле

где p = p₃ — удельная нагрузка от веса провода с гололёдом, Н/м;

L — длина пролёта, м;

Т — тяжение провода, Н.

Тяжение провода на фазу в пролётах между порталами можно найти в монтажных таблицах (см. параметр Н_г в типовом проекте 407-03-539⎘). Ввиду того, что пролёта длиной 7 метров в монтажных таблицах нет, обратим внимание на минимальное значение (1425 Н — для провода АС240/32 в пролёте 16 м, II район по гололёду). И помним, что максимальное тяжение не должно превышать допустимое тяжение на зажимах оборудования (1250 Н — у выключателя). Для нашего случая примем половину от последнего (600 Н). В случае подвеса двойного провода марки АС 500/64 это значение рекомендуют⎘ увеличивать до 981 Н.

Итого, максимальная стрела провеса провода над автомобильным проездом ОРУ 110 кВ

6. Проверка ошиновки на термическую стойкость

Проверка сечения ошиновки на термическую стойкость производится на основании известного теплового импульса трёхфазного короткого замыкания B_к

где C_т — параметр, значение которого зависит от материала ошиновки (например, для сталеалюминевого провода C_т = 76, для жёстких шин C_т = 82, — см. табл. 7-9 ГОСТ Р 52736-2007⎘).

При токе КЗ на стороне 110 кВ, равным 42 кА, минимальное сечение

Сечение ошиновки превышает расчётные термические значения — требование термической стойкости соблюдается.

7. Проверка гибкой ошиновки на электродинамическое действие тока КЗ

Электродинамические силы взаимодействия F двух проводников при двухфазном КЗ I⁽²⁾ следует определять по формуле

где а — расстояние между фазами, м;

К_ф — коэффициент формы проводника (по ГОСТ Р 52736⎘).

В пролётах ошиновки 110 кВ над автомобильным проездом и за трансформатором 63 МВА в режиме КЗ динамические силы будут равны

Получив данный результат и зная собственный вес проводов p₁, для пролёта 110 кВ над проездом определим отношения

за трансформатором на стороне 6 кВ

где f — максимальная расчётная стрела провеса провода, м;

t_экв — эквивалентное время действия защиты, с.

По диаграмме отклонения b гибкого провода на основе полученных значений определяем его максимальное отклонение при КЗ.

Угол отклонения от вертикальной оси пролёта для ошиновки 110 кВ над проездом составит:

для ошиновки 6 кВ за трансформатором

Найденное значение b сравниваем с максимально допустимым:

где a — расстояние между фазами, м;

d — диаметр фазы, м;

а_доп — наименьшее допустимое расстояние между токоведущими частями разных фаз, м (по ПУЭ⎘).

Расчёты показали, что опасного сближения гибких проводов в результате динамического воздействия тока КЗ не произойдёт.

8. Проверка расщеплённых проводов по взаимодействию между собой

Рекомендуется проверять гибкие токопроводы с расщеплёнными фазами по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы — методику можно найти по ссылке⎘. Мы не будем транслировать здесь этот расчёт, так как к формулам имеются вопросы, а результат по их итогам может оказаться непредсказуемым. Данная методика требует доработки.

Расщеплённые провода фиксируются при помощи стандартных дистанционных распорок, которые рекомендуется устанавливать через каждые 5-6 метров, но как минимум одну — на перемычку.

9. Проверка жёсткой ошиновки на электродинамическое действие тока КЗ

Определим силу взаимодействия между жёсткими шинами на стороне генераторного напряжения 6 кВ в блоке «генератор-трансформатор».

Максимальная сила, возникающая при трёхфазном коротком замыкании, будет равна

где а — расстояние между фазами, м;

К_ф — коэффициент формы (равен 0,2 — по ГОСТ Р 52736⎘);

К_расп — коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников (для проводников, расположенных в одной плоскости, равен 1).

Максимальное напряжение в материале шины σ_max определим по формуле

где λ — коэффициент, зависящий от условия опирания шин (равен 8 для простых опор);

W — момент сопротивления поперечного сечения шины (по ГОСТ Р 52736⎘)

Допустимое напряжение в материале жёстких шин следует принимать равным 70 % временного сопротивления разрыву материала шин σ_р

где σ_р для алюминиевого сплава АД31Т равно 89 МПа, для меди — 175 МПа.

Условие

соблюдается — шины выдержат ударный ток короткого замыкания.

10. Проверка опорной изоляции на электродинамическое действие тока КЗ

Допустимую нагрузку на изгиб или растяжение (сжатие) опорного изолятора F_{доп.изг} следует принимать равным 60 % суммарного разрушающего усилия F_{разр.изг}

где F_{разр.изг} для изолятора ОСК-10-110 равно 10 кН.

Условие

соблюдается.

При расчётах важно учитывать конструкцию самих опор и способ крепления с учётом смещения опасного сечения — методика подробно описана в ГОСТ Р 52736⎘ и РД 153-34.0-20.527⎘.

11. Проверка проводов по условиям короны

Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряжённости электрического поля

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82);

r₀ — радиус провода, см.

Максимальное значение напряжённости электрического поля вокруг провода определяется по формуле

где а — расстояние между соседними фазами, см.

При горизонтальном расположении проводов напряжённость на среднем проводе примерно на 7% больше величин, определённых по формуле. Провода не будут коронировать, если наибольшая напряжённость поля у поверхности любого провода не более 0,9Е₀. Таким образом, условие отсутствия короны можно записать в виде

Согласно расчётам, на проводах 110 кВ корона отсутствует.

Минимальный диаметр проводов по условию короны и радиопомех, для разных классов напряжения, также можно найти в справочнике⎘.

ССЫЛОЧНАЯ ЛИТЕРАТУРА

Более подробную информацию можно найти в ГОСТах, стандартах организаций и справочниках. Все указанные нормативно-технические документы, в актуальных редакциях, хранятся на странице НТД и отфильтрованы по ссылке⎘.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Система оперативного постоянного тока (СОПТ) — это совокупность источников питания, коммутационных и защитных электрических аппаратов, электрических цепей и потребителей постоянного тока.

СОПТ обеспечивает рабочим и резервным питанием основных потребителей, таких как устройства релейной защиты и автоматики, устройства управления коммутационными аппаратами, устройства передачи сигналов и команд, сигнализация, аварийное освещение и пр.

Для правильного построения сети, непрерывного и бесперебойного электроснабжения указанных потребителей на стадии проектной документации выполняются расчёты. Методики расчётов можно найти в различных источниках — не везде они соответствуют друг другу, а во многом и противоречат. Попытаемся собрать их здесь воедино и выстроить в порядке очерёдности.

1. Исходные параметры

Исходными параметрами для расчёта СОПТ являются:

1. электрическая схема СОПТ;
2. номинальные токи электроприёмников, входящих в состав постоянной I_п, временной I_вр и кратковременной (толчковой) I_max нагрузок — см. таблицу 1⎘ в нашем предыдущем материале;
3. параметры аккумуляторной батареи (тип и количество аккумуляторов в батарее, напряжение аккумулятора в конце разряда, ЭДС и внутреннее сопротивление батареи, её номинальная ёмкость).

Предположим, что электрическая схема определена.

Правила их выполнения можно найти по ссылке⎘, добавив «схемы» в окно ТРЕБОВАНИЕ. Подробнее вопроса структурного построения СОПТ мы касаться не будем, так как требования к ним из года в год меняются. Но все актуальные НТД, собранные в группы и расставленные в порядке приоритета, вы сможете найти в нашей базе знаний в любой удобный для вас момент.

Параметры электроприёмников известны.

Аккумуляторная батарея (АБ) уже нами выбрана — порядок выбора можно найти здесь⎘.

Экспериментально доказано, что при коротком замыкании в СОПТ расчётное значение электродвижущей силы (ЭДС) каждого отдельного элемента батареи Е_р и его сопротивление R_р зависят от значения тока короткого замыкания во внешней цепи. Теоретическому определению эти величины не поддаются, но создана методика для их вычисления.

Сначала рассчитывается граничное сопротивление:

где n — количество элементов батареи, в нашем случае n=104 для большинства потребителей и n=120 — для питания электромагнитов выключателей 110 кВ,

N — номер аккумуляторной батареи (количество пластин в элементе), в нашем случае N=8.

Если R_вш<R_гр, принимается Е_р=1,73 В, R_р=4,0 мОм,

где R_вш — внешнее сопротивление цепи от АБ до места КЗ.

Если R_вш>R_гр, Е_р=1,93 В, R_р=5,4 мОм.

Важно ещё раз отметить, что полученные значения Е_р и R_р являются не физическими величинами, которые можно измерить, а расчётными, полученными математической обработкой результатов испытаний.

Тогда расчётные значения аккумуляторной батареи

Сведём их в таблицу

2. Выбор проводников

Выбор и проверка сечения проводников в цепях кратковременной нагрузки производится следующим образом:

1. предварительно выбирается сечение проводника по потере напряжения;
2. выбранное сечение проверяется на термическую стойкость и невозгорание.

Выбор проводников в остальных цепях выполняется в следующем порядке:

1. предварительно выбирается сечение проводника по длительно допустимому току;
2. выбранное сечение проверяется по потере напряжения;
3. выбранное сечение проверяется на термическую стойкость и невозгорание.

Предварительный выбор сечения проводника S_пр (по потере напряжения) в цепях кратковременной нагрузки можно выполнить следующим способом:

где ρ=1,85*10^-2 Ом∙мм²/м — удельное сопротивление меди;

l_Σ — суммарная длина проводников в цепи от аккумуляторной батареи до клемм нагрузки, м;

u_min — напряжение аккумулятора в конце разряда, мы принимаем 1,8 В/эл (в случае отсутствия данных допускается принимать 1,9 В/эл);

U_min.доп — минимально допустимое напряжение на клеммах нагрузки, учтём, как 0,8*220 В (принимается по технической документации нагрузки);

n_пр — количество параллельных проводников в одном полюсе, по умолчанию принимается равным 1.

Если выбранное сечение превышает 185 мм², то требуется увеличить число параллельных проводников n_пр и повторить выбор.

Предварительный выбор сечения проводников S_пр (по длительно допустимому току I_дл.доп) в цепях питания постоянной и временной нагрузки:

где k_t — поправочный коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды.

3. Проверка проводников по потере напряжения

Напряжение в конце каждого участка U_к определим на основании значения напряжения в его начале U_н:

где считается правильным учитывать двойное значение сопротивления участка цепи R_пр (как «плюс» и «минус»).

Данная проверка обязательна для постоянной и временной нагрузок, но мы выполним её для всех категорий потребителей, подставив значения напряжений на рассматриваемых участках и сравнив полученный результат с допустимым:

4. Выбор защитных аппаратов

Выбор и проверка защитных аппаратов СОПТ осуществляется в следующем порядке:

1. предварительный выбор аппарата по условиям применения: номинальному напряжению, номинальному току, климатическому исполнению, категории размещения;
2. выбор защитной характеристики аппарата;
3. проверка отстройки от токов кратковременной нагрузки;
4. проверка защитных аппаратов на чувствительность;
5. проверка защитных аппаратов на селективность;
6. проверка защитных аппаратов на быстродействие;
7. проверка защитных аппаратов на отключающую способность.

Выбор номинального тока I_ном защитного аппарата производится по выражению:

Для защитного аппарата в цепи зарядного устройства:

где I_ном.ЗУ — номинальный выходной ток зарядного устройства, А,

k_пер — коэффициент, учитывающий возможность перегрузки зарядного устройства, принимается равным 1,15.

Проводники в зоне защиты аппарата должны соответствовать условию:

Если последнее условие не выполняется, то выбирается проводник большего сечения, обеспечивающий выполнение этого условия.

5. Выбор защитной характеристики аппарата

Согласно современным требованиям НТД на первом и втором уровне защиты СОПТ предпочтительным является использование предохранителей, на третьем (в ШРОТ) — автоматических выключателей.

Для предохранителей предварительно выбираются плавкие вставки с защитной характеристикой типа gG, соответствующие номинальному току плавкой вставки.

У автоматических выключателей номинальным током более 125 А защитная характеристика предварительно выбирается с кратностью тока срабатывания не менее 5. У модульных автоматических выключателей номинальным током 125 А и менее предварительно выбирается характеристика типа С.

6. Проверка отстройки от токов кратковременной нагрузки

Проверка должна производиться для защитных аппаратов, через которые протекают токи кратковременной нагрузки. В рамках проверки на одном графике (карте селективности) строятся время-токовая характеристика кратковременной нагрузки и защитная характеристика аппарата. Результат считается удовлетворительным, если они не пересекаются.

7. Расчёт токов короткого замыкания

Ток КЗ при питании от батареи определяется по формуле:

где E_АБ и R_АБ рассчитываются по условиям, указанным выше,

а в R_вш учитывается сопротивление двух проводников («плюс» и «минус»).

Так как в нормальном режиме на подстанциях и электростанциях параллельно АБ подключено зарядно-выпрямительное устройство (ЗВУ), то рекомендуется внести небольшую поправку в расчёты, добавив эту составляющую

где I_уст — уставка ЗВУ по току перегрузки, в нашем случае I_уст=80А.

В дальнейшем нам понадобятся значения и металлического, и дугового КЗ на защищаемых участках, поэтому сведём их в таблицу

8. Проверка защитных аппаратов на чувствительность

Чувствительность плавких предохранителей считается обеспеченной, если соблюдается их быстродействие (см. ниже).

Для проверки чувствительности автоматических выключателей (АВ) определяется коэффициент чувствительности К_ч. Методика его вычисления и допустимые значения в СОПТ схожи с расчётами в сети переменного тока⎘ — не будем останавливаться на этом.

Если чувствительность АВ не обеспечивается, предпринимаются следующие мероприятия, в порядке приоритета:

1. выбирается АВ с меньшим током срабатывания, с защитной характеристикой Z;
2. выбирается АВ с меньшим номинальным током;
3. вместо АВ используются плавкие предохранители;
4. увеличивается ток КЗ путём увеличения сечения кабелей

9. Проверка защитных аппаратов на селективность

Для обеспечения селективности смежных аппаратов защиты в большинстве случаев достаточно учитывать разброс уставок в ±25%. При этом неселективная работа возможна в исключительно неблагоприятных обстоятельствах. Для достижения полной селективности принимается разброс в ±50%. Но лучшим способом достичь нужного результата является построение карты селективности.

Правила построения карты селективности можно найти в нашем прошлом материале⎘ про переменный ток, наш пример — см. ниже.

10. Проверка защитных аппаратов на быстродействие

Проверка быстродействия отключающих защитных аппаратов включает в себя:

1. проверку обеспечения термической стойкости и невозгорания проводников в основной и резервной зонах защиты соответственно;
2. проверку по продолжительности провалов напряжения.

Проверка проводника на термическую стойкость и невозгорание выполняется ниже.

Для выполнения проверки по продолжительности провалов:

1. рассчитывают ток КЗ для двух наборов расчётных условий;
2. определяют продолжительность провала напряжения по среднему значению времени отключения КЗ, согласно защитной характеристике аппарата.

Данная проверка считается пройденной, если продолжительность провала напряжения не превышает 0,5 с — время см. в таблице 13. В случае если условия проверки не выполняются, то уменьшают номинальный ток защитного аппарата или рассматривают другую схему питания электроприёмников.

11. Проверка защитных аппаратов на отключающую способность

Отключающая способность предохранителей в нашем примере (см. таблицу 6) удовлетворяет требованиям, так как она превышает максимальный расчётный ток короткого замыкания (см. таблицу 7).

12. Проверка проводников на термическую стойкость

Проверка сечения проводников СОПТ на термическую стойкость, как и любой другой сети, производится по расчётной формуле:

где С — параметр, значение которого зависит от материала шин.

Продолжительность протекания тока КЗ в проводнике принимается равной максимальному времени срабатывания основной защиты. Термическая стойкость проводника считается обеспеченной, если обе расчётные температуры не превышают допустимые значения:

• 160 ºС — для проводников с поливинилхлоридной изоляцией;
• 200 ºС — для проводников с бумажно-масляной изоляцией.

Выполнить расчёт, подставив свои значения, можно в нашем материале⎘.

13. Проверка проводников на невозгорание

Методика расчёта проводников СОПТ на невозгорание не отличается от методики сети переменного тока⎘.

Продолжительность протекания тока КЗ в проводнике принимается равной максимальному времени срабатывания резервной защиты. Невозгорание проводника считается обеспеченными, если обе расчётные температуры не превышают допустимые значения:

• 350 ºС — для проводников с поливинилхлоридной изоляцией;
• 400 ºС — для проводников с бумажно-масляной изоляцией.

Для цепей, защищаемых плавкими предохранителями (в нашем случае), проверку на невозгорание не проводят при условии обеспечения термической стойкости.

Если термическая стойкость или невозгорание проводника не обеспечена, следует предпринять следующие мероприятия, в порядке приоритета:

1. использовать плавкие предохранители, обеспечивающие ближнее резервирование, вместо автоматических выключателей;
2. увеличить сечение защищаемого проводника.

14. Карта селективности

ССЫЛОЧНАЯ ЛИТЕРАТУРА

Более подробную информацию можно найти в ГОСТе, стандартах организаций и справочниках. Все указанные нормативно-технические документы, в актуальных редакциях, хранятся на странице НТД и отфильтрованы по ссылке⎘.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ