Пояснительная записка (Техническое перевооружение тяговой подстанции Ин), страница 5

Максимальная сила, возникающая при трехфазном КЗ, Н [3]:

, (3.10)

где К_ф – коэффициент формы задано в [3]; К_расп – коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников, задано в [3]; а – расстояние между осями проводников, м; l – длина пролета, м; - ударный ток трехфазного КЗ, А.

Момент сопротивления поперечного сечения шины [3]:

, (3.11)

где D – диаметр трубы, м; d –диаметр полости внутри трубы, м.

Произведем расчет по формулам для РУ-220 кВ (3.8 – 3.11):

равна 247 МПа для сплава 1915Т [3]. определяется по формуле [3]:

, (3.12)

где F_разр – разрушающая нагрузка для изолятора, Н.

Для крепления жесткой ошиновки следует применять стеклянные или полимерные изоляторы [7]. В качестве опорных изоляторов выбираем из каталога изоляторы типа ОСК10-220-А-2УХЛ1. Они изготавливаются на базе стеклопластикового стержня с запрессованными на его концах фланцами и покрытым изолирующей монолитной внешней оболочкой из кремнийорганической композиции. Для него F_разр =10 кН.

Произведем проверку шинных конструкций РУ-220 кВ по условию, указанному в формуле (3.7):

.

Проверка на электродинамическую стойкость при КЗ выполняется.

Для РУ-27,5 и РУ-10 кВ расчет ведется аналогично, кроме формулы (3.11). Для них она будет иметь вид [3]:

, (3.13)

где b – меньшая сторона прямоугольной шины, м; h – большая сторона прямоугольной шины, м.

Рассчитаем момент сопротивления поперечного сечения шины для РУ-27,5 кВ:

Сведем результаты расчета электродинамической стойкости для всех РУ в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 – результаты расчета электродинамической стойкости опорных изоляторов

В РУ-27,5 кВ согласно каталогу НИИФА-ЭНЕРГО будут установлены опорные полимерные изоляторы типа ИОЭЛ-27,5-5-025 УХЛ2, а в РУ-10 кВ ИОЭЛ-10-5-098 УХЛ2. Для них F_разр =5 кН.

Произведём проверку по условию (3.7):

Для РУ-27,5 кВ:

.

Для РУ-10 кВ:

.

Проверка шинных конструкций на электродинамическую стойкость для РУ-27,5 и РУ-10 кВ также выполняется.

Энергия от силового трансформатора будет подаваться к КРУН-27,5 кВ и КРУН-10 кВ через проходные изоляторы.

Максимальные нагрузки на проходные изоляторы следует определять по формуле [3]:

, (3.14)

где l_пр – расстояние от торца проходного изолятора до ближайшего опорного изолятора фазы, м.

Произведем расчет для РУ-27,5 и РУ-10 кВ соответственно:

;

.

Выбираем проходные трансформаторы типа ИП-35/1600-7,5 УХЛ1 для РУ-27,5 кВ и ИПЛ-10/8 УХЛ1. Произведем проверку для РУ-27,5 и РУ-10 кВ соответственно по условию:

; (3.15)

Проверка проходных изоляторов для РУ-27,5 и РУ-10 кВ на электродинамическую стойкость выполняется.

Исходя из расчета пункта 3.2, в РУ-220 кВ будут установлены сборные шины из алюминиевых труб диаметром 160 мм и закреплены на опорных изоляторах типа ОСК10-220-А-2УХЛ1. В РУ-27,5 кВ будут медные прямоугольные шины размером 8х80 мм на опорных изоляторах типа ИОЭЛ-27,5-5-025 УХЛ2, в РУ будет подаваться энергия через проходные изолятор типа ИП-35/1600-7,5 УХЛ1. В РУ-10 кВ будут медные прямоугольные шины размером 10х80 мм на опорных изоляторах типа ИОЭЛ-10-5-098 УХЛ2, в РУ будет подаваться энергия через проходные изолятор типа ИПЛ-10/1250-8 УХЛ1.

1. Выбор оборудования распределительного устройства 220 кВ

На напряжение 220 кВ будет изготовлено открытое распределительное устройство блочно-модульного типа по схеме 4Н [8]. Оно рассчитано для работы в районах с холодным климатом (до минус 60 ºС), в условиях нормальной и загрязненной окружающей среды.

Конструктивно блоки состоят из опорной рамы и стоек. Оборудование на блоках размещено таким образом, чтобы соблюдались все требования Правил устройства электроустановок (ПУЭ).

Все металлоконструкции под оборудование и ошиновку жесткую в заводских условиях оцинкован методом горячего цинкования. Толщина цинкового покрытия не менее 80 мкм.

При реконструкции действующих тяговых подстанций следует применять следующий вариант конструктивного исполнения РУ напряжением 220 кВ: отдельные элементы элегазового оборудования – элегазовые выключатели и измерительные трансформаторы с полимерной либо фарфоровой внешней и элегазовой внутренней изоляцией [7].

При выборе оборудования будет учитываться провозглашенный государством курс на импортозамещение. Поэтому импортное оборудование будет устанавливаться только в случае отсутствия аналогов, производимых российской промышленностью.

В РУ-220 кВ необходимо устанавливать элегазовые выключатели, которые должны обеспечивать работоспособность во всем требуемом диапазоне температур [2]. Согласно [7] выключатели должны иметь пружинный привод.

По этим условиям выбран выключатель типа ВЭБ-220, который относится к электрическим коммутационным аппаратам высокого напряжения, в которых гасящей и изолирующей средой является элегаз SF₆, что делает выключатель практически необслуживаемым во время всего срока эксплуатации, а также благодаря этому выключатель взрыво- и пожаробезопасен.

Полюсы выключателя, включающие в себя одноразрывные дугогасительные устройства и высоковольтные вводы, установлены на опорной раме, покрытой горячим цинком. Снабжены защитными мембранами, что делает его взрывозащищённым даже при возникновении внутреннего короткого замыкания. Управление выключателем осуществляется пружинным приводом типа ППВ.

Для управления выключателем в каждом приводе установлены один электромагнит включения и два электромагнита отключения. Выключатель комплектуется встроенными трансформаторами тока типа ТВГ-220, которые устанавливаются на вводы выключателя. На полюсы выключателя может быть установлено до шести трансформаторов тока для коммерческого учета, измерения и защит.

Принцип работы выключателя заключается в гашении электрической дуги потоком элегаза, возникающим в процессе размыкания (под действием отключающей пружины аппарата) контактов как за счет уменьшения объема одного из полостей поршневого устройства, так и за счет теплового расширения газа под действием самой электрической дуги. Включение выключателя осуществляется за счет пружин привода, которые одновременно с включением выключателя взводят его отключающую пружину.

Разъединители выбираются согласно [9]. В целях улучшения обслуживания и повышения автоматизированности ТП разъединители должны предусматриваться с электродвигательными приводами на главных и заземляющих ножах [2].

В 2007 году ЛР и ШР ТН были заменены на новые. Всем требованиям они соответствуют, поэтому оставим их на ТП и заменять при реконструкции не будем с целью уменьшения капитальных затрат. Выбранные электрические аппараты представлены в таблице 3.5

Трансформаторы напряжения в РУ-220 кВ должны быть в антирезонансном исполнении [7]. При выборе ТН должен быть проведен расчет действительной мощности вторичной нагрузки на ТН, для оценки его класса точности в рабочем режиме. Класс точности должен быть не ниже 0,5 [2]. В 2007 году был установлен и запущен в работу ТН НАМИ-220, но в последствии отключен из-за снятия ТТ.

ТН удовлетворяет условию антирезонансности. Проверка по условию нагрузки его вторичных цепей будет произведена ниже. Для этого будет подсчитана суммарная полную мощность всех подключенных к нему приборов: один электросчетчик типа Альфа А-1800 с классом точности по активной энергии 0,2S согласно [2], электронное реле защиты БМРЗ, вольтметр.

Класс точности вторичной обмотки измерительного ТТ должен быть не ниже 0,5S [2]. Документ [7] запрещает применение отдельно стоящих ТТ, кроме случаев, когда нет возможности использовать встроенные ТТ.

ОПН выбираются согласно требованиям, указанным в [10]. Защита от грозовых перенапряжений РУ осуществляется: от прямых ударов молнии – стержневыми и тросовыми молниеотводами, а от набегающих волн ОПН. В цепях трансформаторов ОПН должны быть установлены без коммутационных аппаратов между ними и защищаемым объектом [10]. Исходя из этого необходимо установить ОПН в блоке ТН. Поскольку ОПН в цепи силового трансформатора также были установлены в 2007 году, и они удовлетворяют требованиям, изложенным в [7,10], то необходимости их замены нет. Перечень устанавливаемого оборудования указан в таблице А.1 (приложение А).

Произведем проверку соответствия оборудования РУ-220 кВ техническим требованиям, изложенным в [3, 6, 9, 10]:

а) проверка по номинальному напряжению:

, (3.16)

где U_н – номинальное напряжение, кВ; U_р – рабочее напряжение РУ, кВ.

.

б) проверка по длительно-допустимому току:

, (3.17)

где I_н – номинальный ток, А; U_р – максимальный рабочий ток присоединения, где устанавливается аппарат, А.

;

,

в) проверка по номинальному периодическому току отключения:

, (3.18)

где I_{ном.откл} – номинальный ток отключения, кА; I⁽³⁾_кз – максимальный ток короткого замыкания, кА.

.

г) Проверка по полному току отключения:

, (3.19)

где – апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя τ, кА; β_п – номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе.

.

д) проверка по электродинамической стойкости:

, (3.20)

где I_пр.с –предельный сквозной ток, кА; I⁽³⁾_уд – ударный ток короткого замыкания, кА.

.

е) по термической стойкости:

, (3.21)