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

Аккумулятор — это химический источник электрической энергии, предназначенный для многократного разряда за счёт восстановления ёмкости после заряда электрическим током.

Аккумуляторная батарея — два или более аккумулятора, соединённые в электрическую цепь.

Аккумуляторная батарея обеспечивает бесперебойным рабочим и резервным питанием потребителей постоянного тока подстанции. Существуют разные варианты расчётов для выбора аккумуляторной батареи — мы в своей статье попытаемся отразить наиболее понятный и простой из них.

1. Требования к аккумуляторной батарее

Аккумуляторная батарея (АБ) является обязательным элементом системы оперативного постоянного тока подстанции (СОПТ). Согласно НТД⎘ на ПС с высшим напряжением 220-750 кВ и ПС 150-110 кВ с более чем 3-мя выключателями в распределительном устройстве высшего напряжения — устанавливается две АБ, на прочих — достаточно одной.

АБ набирается из последовательных элементов заданной ёмкости в единый элемент суммарным напряжением 220 В. Как правило, она должна иметь срок службы не менее 15-20 лет и обеспечивать питанием постоянную нагрузку СОПТ при работе в автономном режиме (без подзарядки) в течение 2-4 часов, а также выдерживать толчковые токи кратковременной нагрузки в конце автономного режима.

Батареи открытых (вентилируемых) типов чаще всего размещаются в отдельном помещении с принудительной приточно-вытяжной вентиляцией, герметичные — в шкафах.

2. Выбор ёмкости аккумуляторной батареи

Ёмкость АБ определяется исходя из тока и характера нагрузки, а также времени резервирования.

Выполним расчёт ёмкости по методу «эквивалентных площадей». Метод заключается в следующем: предположим, что имеется график тока нагрузки в автономном режиме

Этот график можно привести к одинаковому по площади графику (S₁=S₂), а площадь данных графиков есть не что иное, как ёмкость (произведение тока на время)

Так как площади обеих фигур равны, то по известной площади S=S₁=S₂ и координате I_max, можно найти координату Т_расч. Далее на основании расчётного тока и времени по разрядным таблицам от производителя аккумуляторных батарей подбирается необходимый тип аккумулятора.

Эквивалентная ёмкость аккумуляторной батареи рассчитывается по формуле

где I_max – максимальная толчковая (кратковременная) нагрузка, А;

Т_max – время толчковой нагрузки, ч;

I_уст – установившийся ток автономного режима, А;

Т_уст – длительность автономного режима, ч;

k_аб – коэффициент ёмкости батареи в конце срока службы, k_аб=0,8 (80% от номинальной);

k_т – температурный коэффициент ёмкости, зависящий от минимально возможной температуры в помещении, для 5°С k_т=0,91.

Установившийся ток автономного режима

где I_п – ток постоянной нагрузки, А;

I_вр – ток временной нагрузки, А.

Для того, чтобы подробнее показать, что может входить в состав той или иной нагрузки, ниже приведём таблицу

Предположим, что нам известны все исходные параметры.

Установившийся ток автономного режима

Продолжительность автономного режима

как для объекта 110 кВ и выше (на объектах ниже 110 кВ можно принимать 2 часа – см. НТД⎘).

Длительность толчковой нагрузки

Тогда эквивалентная ёмкость равна

А расчётное эквивалентное время автономного режима

Выбираем АБ типа 7OPzS490, номинальной ёмкостью при десятичасовом разряде C₁₀=490 А*ч.

По параметрам аккумулятора видно, что время разряда током I_max = 115 А составит более 3 часов

Таким образом, можно сделать вывод, что выбранная АБ в режиме разряда постоянным током и кратковременным толчковым током в конце 4-часового периода удовлетворяет необходимым требованиям в течение всего срока службы аккумуляторов.

3. Расчёт числа элементов аккумуляторной батареи

Напряжение на шинах АБ в нормальных эксплуатационных условиях допускается поддерживать на 5% выше номинального напряжения электроприёмников. Исходя из этого, наибольшее нормально допустимое напряжение должно быть

Для обеспечения надёжной работы устройств РЗА напряжение на зажимах электроприёмников во время эксплуатации должно поддерживаться на уровне не менее 85% от номинального напряжения

Для аккумуляторов с жидким электролитом:

• напряжение поддерживающего заряда u_пз составляет — 2,23 В/эл;
• напряжение ускоренного заряда u_уз (в автоматическом режиме от ЗВУ) — 2,3 В/эл.

Количество элементов в АБ выбирается округлением до ближайшего большего целого значения, полученного по выражению

Минимально возможное напряжение на одном аккумуляторе (по данным производителя)

При N_эл=104 минимальное напряжение на АБ будет равно

Количество элементов подобрано правильно.

4. Выбор зарядно-выпрямительного устройства

Номинальный ток ЗВУ I_{ном.ЗВУ} определяется по расчётному зарядному току I_з

Зарядный ток вычислим по формуле

где k — коэффициент, определяющий ток при ускоренном заряде.

Итого, выбираем ЗВУ с номинальным током

5. Выбранное оборудование

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ

Полученное в нашем примере значение напряжения не учитывает его падение в отходящих кабелях. Но это может критично повлиять на работу таких мощных потребителей, как высоковольтные выключатели с электромагнитным приводом. Во время включения таких потребителей уровень напряжения на их приводе может оказаться недостаточным для срабатывания.

Для гарантированной работы электромагнитов достаточно повысить напряжение в цепи, увеличив число аккумуляторов N_эл со 104 до 120 с помощью «хвостовых» элементов.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Расчёт низковольтной сети переменного тока выполняется с целью подбора оборудования и проводников, способных обеспечить качественное и бесперебойное электроснабжение конечных потребителей.

Какие расчёты необходимо (и достаточно) выполнить, чтобы правильно подобрать аппараты защиты и кабели в сети 220/380 В, и по каким параметрам нужно их проверить — читайте в нашем материале.

1. Теория

Первое, с чего нужно начать, — это установить нормальные и аварийные режимы работы сети. В нормальном режиме определяются номинальные параметры аппаратов защиты и пропускная способность линий. В аварийном режиме оценивается термическое и динамическое воздействие тока короткого замыкания и защитные функции аппаратов.

Пример расчёта нагрузок в нормальных режимах подстанции можно найти в статье Выбор ТСН⎘. Ниже рассмотрим пример аварийных режимов.

Расчёт токов короткого замыкания произведём для двух режимов:

• максимального (металлическое КЗ);
• минимального (дуговое КЗ, с введением переходного сопротивления дуги R_д или поправочного коэффициента К_c).

Максимальный режим необходим для проверки на отключающую способность, термическую стойкость и невозгорание. В минимальном режиме проверяется чувствительность срабатывания защит.

В дополнение к этому выполним расчёт падения напряжения, который становится особенно актуальным на длинных участках отходящих линий.

2. Исходные параметры

Исходные параметры сети наглядно показаны на электрической схеме. В качестве примера выбрана простая схема с односторонним питанием, для которой характерен один нормальный режим работы, — в случае кольцевой схемы с двусторонним питанием количество возможных режимов может вырасти в разы.

Параметры аппаратов защиты 0,4 кВ

Для ввода

Для потребителей

где P_уд – расчётная мощность потребителя;

n – количество потребителей;

K_с – коэффициент спроса.

3. Расчёт падения напряжения в отходящих линиях

Примем, что падение напряжения на зажимах электроприёмников не должно превышать 5% (от нормируемого). Список регламентирующих документов по этому вопросу можно найти по ссылке⎘ в нашей таблице НТД, а почему они противоречат друг другу — здесь⎘.

Для трёхфазной нагрузки

Для однофазной нагрузки

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Расчётные итоги выводятся с зелёной или красной заливкой. В результатах таблицы по умолчанию сделаны ошибки. Нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу

4. Расчёт токов КЗ

Нормативные документы по расчёту токов КЗ можно найти здесь⎘.

Трёхфазный ток металлического КЗ

Двухфазный ток металлического и дугового КЗ

Однофазный ток металлического и дугового КЗ

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Важные расчётные значения выводятся с зелёной заливкой

5. Схема замещения

6. Проверка аппаратов защиты

Проверка осуществляется по отключающей способности

и чувствительности к току КЗ

7. Проверка кабелей на термическую стойкость

Все документы, в которых определён метод расчёта проводников на термическую стойкость, можно легко найти по ссылке⎘, добавив в окно ТРЕБОВАНИЕ — «термическое действие».

Проверку сечения кабелей на термическую стойкость произведём по максимальному току КЗ

где С — параметр, значение которого зависит от материала шин

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Расчётные итоги выводятся с зелёной или красной заливкой

8. Проверка кабелей на невозгорание

Существует два основных документа, в которых прописаны условия расчёта: пройдите по ссылке⎘ и добавьте слово «невозгорание» в окно ТРЕБОВАНИЕ.

Определение начальной температуры нагрева жилы кабеля рабочим током (таблица 9)

Определение нагрева жилы кабеля после КЗ (таблица 10)

где

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Важные расчётные значения выводятся с зелёной или красной заливкой

9. Карта селективности

При создании карты селективности необходимо учитывать следующее:

• по оси абсцисс отмечают величину тока в Амперах, а по оси ординат — время в секундах;
• карта селективности должна отражать характеристики автоматов, подключённых последовательно друг за другом: характеристики срабатывания представляются кривыми, одна из которых указывает наибольшее время срабатывания, другая — наименьшее;
• на карте селективности могут быть показаны характеристики защищаемого оборудования, пусковые токи, минимальные и максимальные токи КЗ;
• для включения в карту всех важных расчётных точек — единицы по осям размечаются в логарифмическом масштабе.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ

Рассмотренный пример является упрощённым вариантом реальной низковольтной сети на крупной подстанции. Помимо стандартных решений в нём заложен один не самый распространённый ход, на который мы обращали внимание в одной из наших статей⎘. А именно, необходимость включения в цепь группового автомата . Но зачем он там нужен? Об этом вам «расскажет» проверка на невозгорание. В отсутствии группового автомата резервной защитой для всех отходящих кабелей будет выступать — вводной, что не позволит соблюсти требования по невозгоранию для межшкафных перемычек, так как они не входят в зону его резервной защиты. Групповой же отлично справляется с этой задачей.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

К основному оборудованию подстанции относятся силовые и измерительные трансформаторы, выключатели, разъединители и прочие устройства, выполняющие функции производства, передачи, трансформации или распределения электрической энергии, а также преобразования её в другой вид энергии.

Создание любого нового объекта энергетики начинается с выбора оборудования. Без определения основных характеристик технических устройств не обходится и реконструкция объектов. Ниже представлен минимальный набор параметров, необходимый для выбора основного оборудования подстанции, который сведён в отдельные раскрывающиеся таблицы.

1. Исходные данные для выбора оборудования

При выборе оборудования, в первую очередь, необходимо найти правильную точку отсчёта. Нужно понять, что является первостепенным исходным параметром, от которого зависит выбор остальных. Для подстанций такой отправной точкой можно с уверенностью назвать трансформаторы , а точнее — трансформаторную мощность. Второй «точкой» — являются присоединения подстанции.

Согласно п.125⎘ Постановления Правительства [1] технические характеристики оборудования и ошиновки не должны ограничивать допустимые токовые нагрузки трансформаторов, линейное же оборудование не должно ограничивать пропускную способность линий.

Существует номинальный ток I_ном, длительно допустимый I_дд и кратковременный (аварийный) I_ад ток перегрузки. Какое значение использовать при расчётах? По этому вопросу нет единого мнения, но попытаемся в нём разобраться.

2. Выбор оборудования в цепи трансформатора

Для трансформаторов, согласно п.474⎘ действующих Правил [2] допускается длительная перегрузка по току на 5%. А приказ Минэнерго [3] для крупных трансформаторов (110 кВ и выше) допускает завышение коэффициента допустимой длительной перегрузки (таблица 1⎘) до 1,25 (на 25% от номинала), в зависимости от температуры окружающего воздуха.

В любом случае при выборе оборудования в цепи трансформатора необходимо ориентироваться на длительно допустимый, а не аварийный, режим.

3. Выбор оборудования в цепи линии

Если оборудование устанавливается в цепи линии, нужно помнить о следующих особенностях при расчёте.

Кабельная линия характеризуется допустимой токовой нагрузкой I_ддКЛ (для некоторых кабелей данные можно найти в ГОСТ [4]) и коэффициентом кратковременной перегрузки (К_пер=1,13..1,17 согласно п.10.9⎘ ГОСТ). У проводов воздушной линии есть длительно допустимый I_ддВЛ и аварийно допустимый ток I_адВЛ (см. Приложение З⎘ СТО [5]).

При выборе оборудования, как правило, рассматривается длительно допустимый режим, то есть выбирается минимальное из указанных выше токовых значений. Но бывают исключения их этих правил, когда требуют выбрать линейный выключатель по I_адВЛ. Связано это, прежде всего с тем, что именно этот ток перегрузки для линии является максимально допустимым, хоть и ограниченное количество времени, — у выключателей же, согласно нормам, перегрузка не допускается. Подобным образом может быть выбран и разъединитель.

4. Какую температуру принять в расчётах?

Для определения некоторых значений допустимой перегрузки необходимо знать температуру окружающего воздуха. Согласно п.5.3⎘ ГОСТ [6] расчёты должны быть выполнены для нескольких режимов. Но принято считать, что летний режим максимальных нагрузок наиболее подходит для выбора оборудования. В этом режиме температура принимается для тёплого периода года с обеспеченностью 0,98, с округлением в большую сторону до значения, кратного 5 °С. Нужную температуру можно найти в таблице 4.1⎘ СП [7] или другом актуальном источнике по региону. Например, для Краснодара t=31°С, округляем её до 35°С; в Ханты-Мансийске t=25°С.

5. Раздел по выбору оборудования в составе проекта

После определения всех исходных параметров и проведения необходимых расчётов, в проекте (см. статью Электротехнические решения⎘) отображают основные характеристики проектируемого оборудования. Эти параметры представляются в табличном виде. Их набор должен быть минимален, но достаточен для заказа.

Для удобства весь объём информации сведён в отдельные раскрывающиеся таблицы.

6. Выбор и проверка основного электротехнического оборудования

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Резистивное заземление нейтрали сети — это преднамеренное электрическое соединение нейтрали генератора или специального заземляющего трансформатора с заземляющим устройством через активное сопротивление с целью подавления дуговых перенапряжений и феррорезонансных явлений при однофазном замыкании на землю.

Резистивное заземление является самым распространённым режимом в сетях СН за рубежом. С годами этот режим получает всё большее распространение и у нас. С чего начать, если принято решение о реализации такого режима в вашей сети? Попытаемся разобраться с этим вопросом, детально показав не только методику расчёта, но и отработав её на примере.

1. Особенности резистивного заземления

В предыдущем материале⎘ мы выделили основные факторы, от которых зависит выбор режима заземления нейтрали сети среднего напряжения. Как показывает опыт проектирования, на федеральном уровне не существует систематизированного способа решения данного вопроса, а сетевые и нефтегазовые компании используют индивидуальный подход по выбору нужного режима. И самые передовые из них идут по пути резистивного заземления нейтрали!

1. отсутствие дуговых перенапряжений;
2. исключение повреждений измерительных ТН из-за феррорезонансных явлений;
3. простая реализация релейной защиты;
4. отсутствие необходимости в немедленном отключении ОЗЗ (при высокоомном заземлении нейтрали);
5. относительная электробезопасность (при низкоомном заземлении нейтрали с отключением места повреждения).

1. необходимость отключения ОЗЗ (при низкоомном заземлении);
2. увеличение тока в месте повреждения (при низкоомном заземлении).

Как уже становится понятно, резисторы подразделяют на высокоомные и низкоомные. Хотя это разделение достаточно условно. Важно понимать основные аспекты: при высокоомном заземлении искусственно создаётся малый ток замыкания на землю, при низкоомном — большой; высокоомное заземление не требует немедленного отключения повреждения, низкоомное — предполагает это; высокоомное заземление может выполняться только при ΣI_с≤10А⎘, низкоомное — рекомендуется при больших значениях суммарных ёмкостных токов сети.

2. Как выбрать резистор для высокоомного заземления нейтрали

Высокоомное резистивное заземление нейтрали сети — это такое соединение нейтрали с заземляющим устройством, при котором создаётся активный ток, обеспечивающий длительную работу сети с ОЗЗ (на время поиска и отключения повреждённого участка) без перенапряжений и феррорезонанса.

Резистор можно подключить к трансформатору со схемой соединения Y_н/Δ: в нейтраль обмотки ВН (а) или во вторичную обмотку разомкнутого треугольника (б). Во втором случае магнитопровод трансформатора должен быть броневой конструкции.

Основные параметры резисторов: номинальное сопротивление R_ном, номинальная мощность P_ном, номинальное напряжение сети U_ВН, климатическое исполнение и категория размещения.

Обязательные условия при расчёте

где I_C — суммарный ёмкостный ток на секцию, расчёт см. здесь⎘.

Расчёт сопротивления резистора

для схемы а)

для схемы б)

где

Расчетная мощность трансформатора заземления нейтрали и резистора

Значение тока, протекающего через резистор в режиме ОЗЗ,

Итоговый ток однофазного замыкания на землю

Характеристики некоторых резисторов можно найти в Руководящих указаниях [2]

Таблицу можно редактировать. В результатах таблицы по умолчанию сделаны ошибки. Дважды нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу

3. Как выбрать резистор для низкоомного заземления нейтрали

Низкоомное резистивное заземление нейтрали сети — это такое соединение нейтрали с заземляющим устройством, при котором создаётся активный ток, ограничивающий дуговые перенапряжения, а также обеспечивающий быстрое и селективное отключение ОЗЗ и максимальный охват обмоток трансформаторов защитой от ОЗЗ.

Резистор подключается к нейтрали обмотки ВН трансформатора со схемой соединения Y_н/Δ или к нулевой точке специального фильтра нулевой последовательности ФНП. В сетях 6-10 кВ предпочтительным является второй вариант подключения.

Обязательное условие

Необязательное условие

Расчёт сопротивления резистора

C учётом того, что

где

К_Ч — коэффициент чувствительности защит,

К_Н — коэффициент надёжности,

К_БР — коэффициент броска ёмкостного тока в момент возникновения ОЗЗ,

выражение по определению сопротивления можно упростить

Значение тока, протекающего через резистор в режиме ОЗЗ

Итоговый ток однофазного замыкания на землю

Расчетная мощность трансформатора заземления нейтрали и резистора

Полученное значение мощности трасформатора (фильтра) можно определить, как импульсное (максимальное в течение 10 с), т.к. условие работы данного оборудования — кратковременное.

Если время ОЗЗ ограниченно, то мощность трансформатора может быть принята меньшей, с учетом его перегрузки, но выбор мощности в этом случае будет зависеть от перегрузочной способности конкретного типа трансформатора.

Например, если определено, что время протекания тока через обмотку трасформатора не превысит 4 с, то значение тока через резистор можно определить по выражению

где учтено, что по фазам обмотки ВН трансформатора в режиме ОЗЗ протекают одинаковые по величине токи, равные одной трети тока через нейтраль.

Мощность трансформатора тогда будет

Таблицу можно редактировать. В результатах таблицы по умолчанию сделаны ошибки. Дважды нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу

4. На что нужно обратить внимание при расчёте

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Значения токов выводятся с зелёной или красной заливкой — при соответствии или несоответствии исходным условиям (2), (9), (10), (16).

Сопротивление резистора следует выбирать из предлагаемого номенклатурного ряда номиналом меньше полученного расчётного значения, номинальную мощность трансформатора — больше расчётной.

Дробные числа нужно писать через точку.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ