Реконструкция ПС 500 кВ Иртыш

Компоновка ПС 500 кВ Иртыш.dwg

Условные обозначения ОРУ 220
- Разъединитель трехполюсный
- Разъединитель однополюсный
- Трансформатор тока
- Трансформатор напряжения
- Ограничитель перенапряжения
Условные обозначения ОРУ 500 кВ
- Трансформаторное устройство
- Высокочастотный заградитель
Трансформаторы и реакторы
- Шунтирующий реактор
На чертеже штриховой линией оконтурено оборудование
устанавливаемое на пусковом этапе
сплошной тонкой линией показано существующее оборудование
пунктиром - оборудование
устанавливаемое на полное развитие
Компоновка ПС 500 кВ Иртыш

Реконструкция ОРУ 500 кВ. Вариант 1.dwg

Реконструкция ОРУ 500 кВ. Вариант 2.dwg

Схема замещения для расчета ТКЗ.dwg

Схемэ сети.dwg

Схемы электрической сети
на Петропавловскую ТЭЦ
Район 110 кВ узла Тобольской ТЭЦ
Район ПС 500 кВ Иртыш

Схема полного развития ПС 500 кВ Иртыш.dwg

Пояснительная записка.docx

В данной работе рассматривается реконструкция подстанции 500 кВ Иртыш.
Выполнены и представлены следующие темы: обоснование реконструкции подстанции 500 кВ Иртыш варианты реконструкции подстанции 500 кВ Иртыш также выполнен расчёт токов короткого замыкания выбор трансформаторов и основного оборудования. Рассмотрены вопросы компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения компоновка ОРУ 500 220 и 110 кВ. Проведено технико-эконмическое сравнение вариантов схем рассматриваемой подстанции и выполнен расчет безопасности и экологичности.
Стр.: 100 рис. 10 табл. 28 библиогр.: 16 назв. прилож. 9.
ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Варианты реконструкции ОРУ 500 кВ. Вариант 1
Варианты реконструкции ОРУ 500 кВ. Вариант 2
Схема замещения для расчета токов короткого замыкания
Схема полного развития ПС 500 кВ Иртыш
Схемы электрической сети
Компоновка ПС 500 кВ
ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКА СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПС 500 КВ ИРТЫШ
1. Анализ надёжности существующей схемы энергоснабжения потребителей Тобольского узла
2. Проблемы передачи избытков мощности в Южные районы Тюменской энергосистемы и за её пределы
3. Существующее состояние подстанции и факторы определяющие необходимость расширения и реконструкции подстанции
ВАРИАНТЫ РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ 500 кВ ИРТЫШ
1. Описание реконструкции подстанции
2. Реконструкция ОРУ 500 кВ
3. Реконструкция ОРУ 110 кВ
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ И ОБОРУДОВАНИЯ
1. Выбор числа и мощности трансформаторов связи
2. Выбор трансформаторов собственных нужд
3. Выбор выключателей высокого напряжения
4. Выбор разъединителей
5. Выбор трансформаторов тока
6. Выбор трансформаторов напряжения
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
ОПИСАНИЕ СХЕМЫ И КОМПОНОВОЧНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО ОРУ 500 220 И 110 КВ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ СХЕМ ПОДСТАНЦИИ 500 КВ ИРТЫШ
БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
1. Безопасность труда
2. Электромагнитные поля
5. Электробезопасность
6. Пожаробезопасность
7. Экологичность проекта
8. Чрезвычайные ситуации
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Генеральный план подстанции 500 кВ Иртыш
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Схема существующей ПС 500 кВ Иртыш
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Тобольский энергоузел по варианту I ПС 500 кВ Иртыш
ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Тобольский энергоузел по варианту II ПС 500 кВ Иртыш
ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Схема полного развития ПС 500 кВ Иртыш
ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Этапы реконструкции ОРУ 500 кВ по варианту 1
ПРИЛОЖЕНИЕ 7. Этапы реконструкции ОРУ 500 кВ по варианту 2
ПРИЛОЖЕНИЕ 8. Этапы реконструкции ОРУ 110 кВ
ПРИЛОЖЕНИЕ 9. Контур заземления
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
Современная объединенная энергосистема включает в себя электрические станции и подстанции генерирующие и преобразующие электрическую энергию и электрические сети передающие электроэнергию и распределяющие ее между потребителями. Для передачи электрической энергии от источника к потребителю требуется надежная связь между составляющими единой энергосистемы.
В настоящее время в северных районах Тюменской энергосистемы происходит наращивание генерирующих мощностей за счёт наличия топливной базы. В результате этого возникает избыток генерирующих мощностей и остро встает проблема усиления межсистемных связей для передачи – продажи мощности в соседние энергосистемы.
Подстанция 500 кВ Иртыш является одним из основных энергоузлов входящих в системообразующую сеть Тюменской энергосистемы и межсистемный транзит Сургут-Урал.
Реконструкция ПС 500 кВ Иртыш вызвано необходимостью создания второго независимого источника питания потребителей Тобольского НХК относящихся к первой категории по бесперебойности питания а также для усиления межсистемной связи транзита Сургут-Урал.
В настоящей работе рассматриваются следующие варианты усиления надёжности электроснабжения Тобольского энергоузла:
Вариант 1. Распределительное устройство 500 кВ выполняется открытым распределительные устройства 220 110 кВ выполняются закрытыми с ячейками КРУЭ. Расширение ОРУ 110 кВ выполнено с минимальным количеством перезаводов существующих ВЛ 110 кВ. Однако при этом гибкие связи 110 кВ АТ 220110 кВ имеют несколько пересечений с существующими ВЛ 110 кВ а также существующие ВЛ с вновь проектируемыми.
Вариант 2. Распределительные устройства 500 220 110 кВ выполняются открытыми. В существующей части ОРУ 110 кВ выполнены реконструкция и ряд перезаводов существующих ВЛ 110 кВ в результате чего исключается пересечения гибких связей 110 кВ от автотрансформаторов 220110 кВ с ВЛ 110 кВ.
В настоящее время ведётся строительство ВЛ 500 кВ Иртыш-Ишим во всех рассмотренных вариантах данная линия на начальном этапе включается на напряжение 220 кВ.
ХАРКТЕРИСТИКА СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПС 500 КВ ИРТЫШ
Потребителями электроэнергии в Тобольском энергоузле являются: Тобольский нефтехимический комплекс (НХК) промышленные и коммунально-бытовые объекты г. Тобольска компрессорные станции (КС-8 КС-9) и нефтеперекачивающие станции (НПС Аремзяны 12 Сетово Татарка) магистральных газо- и нефтепроводов. Одним из наиболее крупных потребителей тепловой и электрической энергии из выше перечисленных в настоящее время и в перспективе является Тобольский НХК. Величина электрической нагрузки технологических потребителей Тобольского НХК по отчётным данным а также с учётом намечаемого расширения и сооружения новых производств приведена в табл. 1.1. Кроме того предполагается рост электрической нагрузки потребителей г. Тобольска для электрификации железной дороги Тюмень-Тобольск-Сургут и намечается к сооружению Тобольский НПЗ.
Основными источниками покрытия электрических нагрузок Тобольского энергоузла в настоящее время являются Тобольская ТЭЦ и ПС 500110 кВ Иртыш (1250 МВА). Баланс мощности Тобольского энергоузла в зимний максимум электрических нагрузок приведён в табл. 1.2.
Электрические нагрузки потребителей Тобольского НХК МВт
Технологические потребители
Тобольская ТЭЦ (шины 10 кВ)
То же с учётом коэффициента одновременности
Внеплощадочные объекты
ПС 110 кВ РМЗ (ГПП-1)
ПС 110 кВ Сырьевая (ГПП-2)
ПС 110 кВ Волгинская
ПС 110 кВ Вузгородок
То же с учётом коэффициента одновременности
Всего (с округлением)
Баланс мощности Тобольского энергоузла (в зимний максимум) МВт
1Электрическая нагрузка Тобольского узла
2Передача мощности по сети 110 кВ в Демьянский Тюменский и Ишимский районы
Тобольская ТЭЦ (блоки №124)
Дефицит (-) избыток (+) мощности покрываемый из сети 500 кВ через
На Тобольской ТЭЦ на 01.01.97 установлены два агрегата типа ПТ-135 и по одному агрегату Р-100 и Т-180210.
В связи с задержкой вводов объектов НХК на Тобольской ТЭЦ располагаемая мощность составляет 450 МВт (при установленной 550 МВт). Турбина Р-100 не участвует в покрытии нагрузок Тобольского узла и к настоящему времени демонтирована.
Схема выдачи мощности Тобольской ТЭЦ осуществляется на напряжении 110 кВ по трём линиям 110 кВ в сторону ПС 500кВ ИРТЫШ и по трём в распределительную сеть Тобольского узла. Генераторы станции выполнены по блочной схеме «генератор-трансформатор» и через выключатель подключены к шинам ЗРУ 110 кВ.
Электроснабжение технологических потребителей Тобольского НХК осуществляется от ПС 1101010 ГПП-3 (2х63 МВА) и с шин 10кВ трансформаторов 11010 кВ (2х80 МВА) расположенных на площадке станции и подключенных к ЗРУ 110 кВ ПС Тобольской ТЭЦ. Подстанция 11010 кВ ГПП-3 и шины 10кВ Тобольской ТЭЦ объединены распределительной сетью 10 кВ через секционированное распределительное устройство.
Подстанция 11010 кВ ГПП-3 (2х63 МВА) подключена с одной стороны посредством отпайки от ВЛ Иртыш - Тобольская ТЭЦ а с другой стороны по самостоятельной ВЛ Тобольская ТЭЦ - ГПП-3.
Закрытое распределительное устройство - ЗРУ 110кВ Тобольской ТЭЦ связано с ПС 500 кВ Иртыш по трём ВЛ 110 кВ сечением АС-400 и протяжённостью 772 км (эквивалентная длина 257 км) и по одной ВЛ сечением АС-330 длиной 151 км с ПС 110кВ Тобольская. ПС 110кВ Тобольская связана с ПС 500 кВ Иртыш по двум ВЛ сечением АС-150 и одной ВЛ сечением АС-120 протяжённостью 673 км (эквивалентная длина 224 км).
Таким образом получается “жесткий” треугольник с большим количеством “сильных” связей и с малым эквивалентным сопротивлением. Поэтому Тобольская ТЭЦ и ОРУ 110 кВ ПС 500 кВ Иртыш фактически являются одним источником электроснабжения потребителей НХК. Данная схема изображена на рис.1.1.
Согласно ПУЭ (1.2.13 1.217 1.2.18.) существующая схема электроснабжения Тобольского НХК не отвечает требованиям по надёжности электроснабжения потребителей сложного технологического цикла (относящихся к первой категории) так как не обеспечивает наличие второго независимого по напряжению источника электроснабжения. Для создания надёжной схемы электроснабжения потребителей первой категории Тобольского НХК требуется усиление существующей схемы и создание нового (второго) независимого источника электроснабжения.
Рис. 1.1. Сеть 110 кВ узла Тобольской ТЭЦ
Данные обоснования выполнены исходя из следующих темпов роста собственного электропотребления Тюменской энергосистемы которые представлены в табл. 1.3
Темпы роста собственного электропотребления Тюменской энергосистемы МВт
Развитие электростанций принято с условием возможности передачи-продажи мощности в соседние энергосистемы.
Исходя из того что в Тюменской области имеются топливная база для развития электроэнергетики и коллективы строительно-монтажных организаций можно рассматривать наращивание генерирующих мощностей темпами обеспечивающими не только покрытие собственных потребностей в электроэнергии но и передачу-продажу возможных избытков в дефицитные районы Урала и Сибири.
Основной прирост генерирующей мощности ожидается за счёт расширения Сургутской ГРЭС-2 (блок №7 мощностью 800 МВт) и сооружения второго блока мощностью 800 МВт на Нижневартовской ГРЭС. Для передачи этой мощности из района Среднего Приобья в Южные районы Тюменской области и далее на Урал необходимо сооружение ВЛ 500 кВ Сургут – Урал и ВЛ 500 кВ Тобольск – Ишим – Омск для передачи части этой мощности в Сибирь.
В настоящее время связь Среднего Приобья с южными районами Тюменской области осуществляется по ВЛ 500кВ СГРЭС-2 – Пыть-Ях СГРЭС-1 – Пыть-Ях Сомкино – Магистральная СГРЭС-2 – Ильково СГРЭС-1 – Сомкино СГРЭС-2 – Сомкино.
Карта-схема электрической сети 110 кВ и выше района размещения ПС 500 кВ Иртыш представлена на рис. 1.2
Рис. 1.2. Карта-схема электрической сети 110 кВ и выше района размещения ПС 500 кВ Иртыш
Кроме того в 1996 году введена в работу новая линия 500 кВ Тюмень – Курган. Линия была присоединена ответвлением к линии Иртыш – Тюмень в 32 км от ПС 500 кВ Тюмень с одновременным отключением двух линейных выключателей в ОРУ 500 кВ ПС 500 кВ Тюмень и образованием ВЛ 500 кВ Иртыш – Курган.
Данная схема подключения ВЛ 500 кВ Иртыш (Тюмень) – Курган недостаточно надёжна.
В таблице 1.4 приведены показатели повреждаемости ВЛ 500 кВ присоединяемых к ОРУ 500 кВ ПС 500 кВ Иртыш по данным ОДУ Урала на период 1991-1997 годов.
Показатели повреждаемости ВЛ 500 кВ присоединяемых к ОРУ 500 кВ ПС 500 кВ Иртыш
Отключение линий при повреждении
Средняя повреждаемость
Средняя повреждаемость ВЛ 500 кВ по ОЭС Урала в 1997 году составила 0394 на 100 км что значительно меньше показателей этого же года по ВЛ 500 кВ присоединяемых к ОРУ 500 кВ ПС 500 кВ Иртыш.
Существующие связи не обеспечивают требуемой надёжности в связи с чем возникает проблема сооружения дополнительных линий электропередач.
Расширение ПС 500 кВ Иртыш необходимо для повышения надёжности электроснабжения существующих запроектированных и намечаемых технологических потребителей Тобольского НХК для повышения надежности выдачи мощности Тобольской ТЭЦ а также для коммутации связей 500 кВ и установки шунтирующего реактора при сооружении электропередачи Тобольск – Ишим – Омск.
3 Существующее состояние подстанции и факторы определяющие необходимость расширения и реконструкции подстанции
На подстанции 500 кВ Иртыш установлено следующее основное оборудование выпуска семидесятых годов.
) ОРУ 500 кВ (выполнено по схеме “четырёхугольник”):
выключатели воздушные ВВМ-500Б;
разъединители РНД-500 РНДЗ-500;
трансформаторы тока ТФНКД-500;
емкостные трансформаторы напряжения НДЕ-500;
разрядники РВМГ-500 РВМК-500.
) ОРУ 110 кВ (выполнено по схеме “две рабочие и обходная системы шин”):
выключатели масляные У-110 МКП-110М;
разъединители РНДЗ-110;
трансформаторы напряжения НКФ-110;
) ЗРУ 10 кВ (выполнено по схеме “одиночная секционированная выключателем система шин”):
) Автотрансформаторы и трансформаторы:
Т1 АТДЦТН-250000500110;
) Шунтирующие реакторы 3РОДЦ-60000500.
Генеральный план подстанции с указанием расположения оборудования представлен на рис. П1.
Существующая схема электрических соединений ПС 500 кВ Иртыш приведена на рис. П2
За время эксплуатации всё электротехническое оборудование выработало свой ресурс. Кроме того в 1992 году вышел из строя автотрансформатор №2 500110 кВ что привело к снижению надёжности электроснабжения Тобольского энергоузла.
Другим определяющим фактором реконструкции является то что из-за коррозии ослабло крепление порталов ОРУ 500 кВ к свайным фундаментам.
Указанные сваи имеют слабое армирование и не имеют опорной металлической плиты с болтом на головке. Поэтому при забивке верх свай разрушился обнажив арматуру. Порталы ОРУ были установлены на самодельные опорные конструкции. За время эксплуатации коррозия ослабила узлы крепления и в 1994 году произошло падение линейного портала ОРУ 500 кВ.
Кроме того с течением времени выявились недостатки схемы 500110 кВ используемой на ПС Иртыш основным из которых является высокий уровень токов короткого замыкания требующий применения соответствующего оборудования.
Характерной особенностью Тобольского энергоузла является сосредоточение в нём ответственных потребителей первой категории по надёжности электроснабжения. Основными источниками покрытия электрических нагрузок Тобольского узла в настоящее время являются вышеупомянутые Тобольская ТЭЦ и ПС 500 кВ Иртыш (1250 МВА).
Поэтому необходимо расширение действующей подстанции целью которого является создание второго независимого по напряжению источника (от сети 500 кВ) для электроснабжения потребителей НХК. Расширение обеспечит основу для создания в Тобольском узле второго независимого источника питания и снижения уровней токов короткого замыкания.
ВАРИАНТЫ РЕКОНСТУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ 500 кВ ИРТЫШ
Целью расширения действующей подстанции 500 кВ Иртыш является создание второго независимого источника (от сети 500 кВ) для электроснабжения потребителей НХК путём сооружения ОРУ 220 кВ второго ОРУ 110 кВ и установки дополнительных автотрансформаторов 500220 кВ мощностью 501 МВА с резервной фазой и двух АТ 220110 кВ мощностью по 125 МВА каждый.
При расширении подстанции необходимо осуществить переключение линий в ОРУ 110 кВ ПС Иртыш и выполнить секционирование ЗРУ 110 кВ Тобольской ТЭЦ а также переход от старой схемы ОРУ 500 кВ выполненной по схеме “Четырёхугольник” к новой схеме – “трансформаторы-шины с присоединением линий через два выключателя”. За счет этого достигается образование второго независимого источника для Тобольского НХК.
На пусковом этапе расширение ПС 500 кВ Иртыш предусматривается временное включение на напряжение 220 кВ ВЛ 500 кВ Иртыш - Ишим с подключением в собственную линейную ячейку во вновь сооружаемом ОРУ 220 кВ ПС Иртыш.
Вариант 1. ОРУ 500 кВ с воздушными выключателями отечественного производства; распределительные устройства 220 и 110 кВ выполненные закрытыми с ячейками КРУЭ с элегазовой изоляцией. Схема присоединений ПС Иртыш по данному варианту приведена на рис. П3. В расширяемую часть ОРУ 110 кВ подстанции Иртыш заводится двухцепная ВЛ 110 кВ Тобольская ТЭЦ – Иртыш (12 цепь) вторые цепи ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ ГПП 3 4 и гибкие связи 110 кВ автотрансформаторов 220110 кВ. Данный вариант осложнён тем что гибкие связи от автотрансформаторов 220110 кВ до расширяемой части ОРУ 110 кВ пересекаются с существующими ВЛ 110 кВ являющихся единственными питающими ВЛ для ответственных потребителей Тобольского энергоузла.
В табл. 2.1 представлен перечень пересекающихся ВЛ 110 кВ и количество пересечений по варианту 1.
Пересечение ВЛ 110 кВ
Количество пересечений
Тобольская ТЭЦ–Иртыш (1 2 цепь)
Тобольская ТЭЦ – Иртыш (3 цепь) Иртыш – Тобольск (3 цепь) Иртыш – Абалак
Иртыш–Тобольск (3 цепь) Иртыш – Абалак
Вторые цепи на ПС 110 кВ ГПП 3 4
Гибкая связь ОРУ 110 кВ с КРУЭ 110 кВ
Тобольская ТЭЦ – Иртыш (1 2 цепь)
Схема электрических соединений 110 кВ и выше при расширении ПС Иртыш по варианту 1 приведена на рис. П3.
Вариант 2. ОРУ 500 220 кВ с воздушными выключателями распределительные устройства 110 и 220 кВ - открытые. Расширяемая часть ОРУ 110 кВ является продолжением второй части существующего. Для исключения пересечения гибких связей автотрансформаторов 220110 кВ с ВЛ 110 кВ на подстанции Тобольск (1 2 цепь) Сетово КС–9 для указанных линий оборудуются новые ячейки 110 кВ. Высвободившиеся ячейки используются для создания перемычки аварийного резерва между двумя частями ОРУ 110 кВ (ячейки №13 14) подключения автотрансформаторов (ячейки №18 19) и перезаводов ВЛ 110 кВ Тобольской ТЭЦ - Иртыш (3 цепь ячейка №15) Иртыш - Абалак (ячейка №16) Иртыш – Тобольск (ячейка №20).
В варианте 2 ОРУ 110 кВ образуется только одно пересечение ВЛ Тобольская ТЭЦ – Иртыш (3 цепь) и вторичных цепей линии 110 кВ Иртыш – ГПП 3 4. Схема электрических соединений 110 кВ и выше при расширении ПС Иртыш по варианту 2 приведена на рис. П4.
Рассматривается два варианта реконструкции ОРУ 500 кВ. оба варианта предусматривают сохранение существующей схемы соединений ОРУ 500 кВ а также возможность ее дальнейшего развития.
В основу разработанных вариантов реконструкции ОРУ 500 кВ ПС Иртыш заложены следующие принципы:
- сохранение надежности работы транзита Сургут – Урал;
-обеспечение возможности подключения ВЛ 500 (220) кВ Иртыш – Ишим на любом из этапов реконструкции;
-сохранение связи между ОРУ 500 и 110 кВ;
-минимальное количество переключений коммутационного оборудования;
-минимальное количество и протяженность временных перемычек и участков линий.
Реконструкция существующего ОРУ 500 кВ ПС Иртыш рассматривается с учетом ввода в действие автотрансформатора Т3 напряжением 50022010 кВ мощностью 3х167 + 167 МВА.
Вариант 1. Проведение реконструкции в ячейках ОРУ 500 кВ ПС Иртыш предлагается осуществить с сооружением дополнительной ячейки №5 с выключателем 500 кВ и поочерёдным использованием его вместо одного из существующих выключателей 500кВ подлежащих замене. Последний выключатель существующей ячейки №1 ОРУ 500кВ ПС 500кВ Иртыш демонтируется на последнем этапе. На рисунке 2.1 приведены этапы проведения реконструкции ОРУ 500кВ по варианту 1.
При реконструкции по варианту 1 сооружение монтаж оборудования и ошиновки в подменной ячейке а также замена оборудования в существующих ячейках выполняется вблизи высокого напряжения.
Вариант 2. Проведение реконструкции в ячейках ОРУ 500 кВ ПС Иртыш предлагается осуществить путём сооружения в ОРУ 500 кВ двух новых линейных ячеек с выключателями 500 кВ в последующем предназначенных для подключения ВЛ 500 кВ Иртыш – Ишим. При реконструкции ОРУ 500 кВ во вновь сооружаемые для указанной линии ячейки поочерёдно подключаются ВЛ 500 кВ Демьянская – Иртыш и Иртыш – Курган с поочерёдной реконструкцией освободившихся ячеек в существующем ОРУ 500 кВ.
Этапы проведения реконструкции ОРУ 500 кВ по варианту 2 приведены на рисунке 2.2.
Для временного переключения существующих ВЛ 500 кВ в расширяемую часть ОРУ 500 кВ сооружается одноцепный заход ВЛ 500 кВ показанный на рисунке 2.3.
Рис. 2.1. Этапы проведения реконструкции ОРУ 500кВ ПС 500 кВ Иртыш по варианту 1
Рис. 2.2. Этапы проведения реконструкции ОРУ 500кВ ПС 500 кВ Иртыш по варианту 2
К существующему ОРУ 110 кВ ПС Иртыш подключены линии электропередачи одни из которых обеспечивают электроснабжение ответственных потребителей узла другие являются элементами схемы выдачи мощности Тобольской ТЭЦ. Указанные особенности присоединений ОРУ 110 кВ определяют расчётные условия в которых должна производиться реконструкция действующей подстанции. При реконструкции ОРУ 110 кВ сооружение новых фундаментов в существующей части ОРУ не требуется.
В основу приведённого ниже варианта реконструкции ОРУ 110 кВ заложены следующие принципы:
максимальное сохранение в работе всех присоединений;
обеспечение выдачи всей установленной мощности Тобольской ТЭЦ;
сохранение связи между ОРУ 110 и 500 кВ подстанции;
сохранение в работе трансформатора собственных нужд (ТСН) мощностью 25 МВА;
минимальное количество временных перемычек;
исключение использования ячеек обходного и шиносоединительного выключателей для временного подключения присоединений;
проведение работ в границах одного шинного пролёта.
К настоящему времени к ОРУ 110 кВ подключено 15 присоединений (13 линейных и два трансформаторных АТ-500110 кВ и ТСН 11010 кВ) что является предельно допустимым количеством присоединений по действующим типовым схемам [2].
Исходя из изложенного необходимо одновременно с заменой оборудования ячеек произвести (как уже говорилось выше) переход от существующей схемы ОРУ 110 кВ “две рабочие и обходная система шин” (110-13) на типовую схему “Две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями” (110-14).
Расширяемую часть ОРУ 110 кВ с секционированными сборными шинами целесообразно иметь к моменту установки второго автотрансформатора связи – АТ 220110 кВ мощностью 125 МВ·А (первым является существующий АТ 500110 кВ 250 МВ·А).
Переход на новую схему ОРУ 110 кВ потребует расширения существующей площадки ОРУ на три шинных пролёта.
Компоновка ОРУ 110 кВ с поимёнными номерами ячеек до и после реконструкции с указанием шинных пролётов приведена на рис. П7. Реконструкцию ОРУ 110 кВ рекомендуем осуществлять в четыре этапа очерёдность которых также приведена на рис. П7.
Токи короткого замыкания (КЗ) рассчитывают для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость для выбора при необходимости устройств по ограничению этих токов а также для выбора и оценки устройств релейной защиты.
Расчётным является трёхфазное короткое замыкание т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальные значения. При расчётах токов КЗ принимаются допущения [5]:
все источники участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ работают одновременно и с номинальной нагрузкой;
расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5 % выше номинального значения;
короткое замыкание наступает в момент времени при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;
сопротивление места КЗ считается равным нулю;
не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания входящих в расчётную схему;
не учитываются ёмкости а следовательно и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;
не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
напряжение источников питания остаются неизменным.
Расчёт произведён в относительных единицах в следующей последовательности:
составлена расчётная схема цепи КЗ и схема замещения;
задана базисная мощность и базисное напряжение;
определен базисный ток для каждой ступени трансформации
определены сопротивления отдельных элементов сети приведённые к базисным условиям в относительных единицах по выражениям:
Определение сопротивлений в относительных единицах
Наименование элемента
В относительных единицах
при известной мощности КЗ
Расчётная схема представлена на рис. 3.1.
Исходные данные для расчёта представлены в табл. 3.2.
Схема замещения для расчётов токов КЗ представлена на рис. 3.2.
Рис. 3.1. Расчетная схема для токов короткого замыкания
Исходные данные элементов
Т1 Т2: АТДЦТН-125000220110
Т3: 3АОДЦТН-167000500220
Т4: АТДЦТН-250000500110
Т6 Т7: ТДЦ-20000011018
Линии: провод АС длина указана на расчётной схеме
Реакторы: РБАМ-10-600-4
Рис. 3.2. Схема замещения для расчёта токов КЗ
Расчёт короткого замыкания в точке К1
Преобразование схемы замещения (рис. 3.3)
Определение эквивалентной ЭДС источников питания
Рис. 3.3. К примеру расчёта короткого замыкания в точке К1
Ток короткого замыкания в точке К1
Расчёт токов КЗ для каждой точки сведён в табл. 3.3.
Расчётные данные и значения токов КЗ
Точка короткого замыкания
Среднее напряжение ступени где рассматривается КЗ () кВ
Базисный ток для точки КЗ () кА
Суммарное сопротивление до точки КЗ в о.е.:
Постоянная времени () с
Ударный коэффициент
Ток трёхфазного КЗ () кА
Ударный ток КЗ () кА
Ток короткого замыкания в точке К5 (новое ЗРУ 10 кВ) превышает допустимые значения. С целью применения более лёгкой аппаратуры необходимо ограничить ток КЗ на шинах ЗРУ 10 кВ. Одним из наиболее распространённых способов является установка токоограничивающих ректоров.
Реакторы выбираются по номинальному току номинальному напряжению и относительному индуктивному сопротивлению [1]. Индуктивное сопротивление реактора определяется исходя из условий ограничения токов КЗ до заданного уровня. Уровень ограничения тока КЗ выбирается по коммутационной способности выключателей намечаемых к установке в данной точке. Требуется ограничить ток КЗ так чтобы можно было в данной цепи установить выключатель с стандартным током отключения. Принято требуемое значение тока КЗ равное номинальному току отключения выключателя кА.
Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения
Определена требуемая величина сопротивления реактора
Намечен номинальный ток реактора 600 А. Выражено полученное значение в процентах
По [6] выбран реактор РБАМ-10-1000-4 и проверена его электродинамическая устойчивость и термическая устойчивость.
Электродинамическая устойчивость кА:
Термическая устойчивость кАс12:
Пересчитано значение тока КЗ и параметров схемы для точки К5 с учётом реактора.
Параметров схемы для точки К5 с учётом реактора.
На первом этапе расширения подстанции необходимо сооружение ОРУ 220 кВ для передачи мощности в Ишимский энергоузел по воздушной линии Иртыш – Ишим выполненной в габаритах 220 кВ при дальнейшем расширении линия переключится на 500 кВ.
Выбор числа трансформаторов на подстанции в первую очередь определяется требованиями предъявляемыми потребителями к надёжности электроснабжения. Для создания второго независимого источника питания потребителей первой категории Тобольского энергоузла на ПС 500 кВ Иртыш повышения надёжности электроснабжения и передачи мощности в Ишимский энергоузел устанавливается трансформатор 500220 кВ. На подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше как правило устанавливают автотрансформаторы. Автотрансформатор по сравнению с трансформаторами такой же мощности имеет следующие преимущества: меньший расход материалов (меди стали изоляционных материалов); меньшие потери и больший КПД; более лёгкие условия охлаждения; меньшие габариты что позволяет производить транспортабельные автотрансформаторы большей проходной мощности чем трансформаторы [1].
Максимальная мощность которую необходимо передать по ВЛ 500(220) кВ Иртыш – Ишим в Ишимский энергоузел составляет 300 МВт.
Автотрансформатор 500220 кВ работает в режиме при котором мощность передаётся в направлении ВН СН и одновременно ВН НН. В рассматриваемом режиме ток в общей обмотке меньше чем в трансформаторном режиме ВН НН или в автотрансформаторном режиме ВН СН. Рассматриваемый комбинированный режим ограничен мощностью последовательной обмотки [2]. Данный режим допустим если выполняется следующее условие
где - нагрузка последовательной обмотки;
- трансформаторная мощность (типовая);
- коэффициент выгодности или коэффициент типовой мощности ();
- номинальная мощность автотрансформатора.
Нагрузка последовательной обмотки определяется по формуле
где - напряжение высокой обмотки автотрансформатора;
- напряжение средней обмотки автотрансформатора;
- активная мощность на стороне СН;
- активная мощность на стороне НН;
- реактивная мощность СН;
- реактивная мощность НН.
Из выражения (4.2) определена нагрузка последовательной обмотки при условии что необходимо передать мощность (300+j170)
Таким образом =1934 МВА. По условию (4.1) мощность автотрансформатора должна быть:
Ближайшая большая мощность автотрансформатора соответствует 500 МВ·А. При использовании автотрансформатора с такой мощностью с учётом надёжной передачи мощности необходимо установить два трёхфазных автотрансформатора. В данном случае это невыгодно т.к. трёхфазные автотрансформаторы на 500 МВ·А дорогие и имеют большие габариты. По статистике в сетях на однофазные замыкания приходится примерно 70-80% всех замыканий учитывая этот факт выбрана группа однофазных автотрансформаторов с резервной фазой 3АОДЦТН-167000500220 + АОДЦТН-167000500220.
Произведена проверку на допустимую нагрузку автотрансформатора в нормальном режиме работы по следующему условию [3]:
где - коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;
- наибольшая мощность передаваемая трансформатором;
- число трансформаторов.
Так как =07 то такая перегрузка для данной группы автотрансформаторов допустима в течении 6 часов в сутки сроком не более чем на пять суток [4].
Для обеспечения надёжной выдачи генерируемой мощности Тобольской ТЭЦ и создания второго независимого источника для Тобольского НХК а также для повышения надёжности электроснабжения Тобольского энергоузла в целом необходимо установить трансформатор 220110 кВ. Исходя из того что промышленность серийно не выпускает трансформаторы напряжением 220110 кВ а также из вышеперечисленных преимуществ автотрансформаторов перед трансформаторами к установке принимается автотрансформатор. На рис. 4.2 приведён переток мощности для выбора АТ 220110 кВ.
Автотрансформатор работает в режиме при котором мощность передаётся в направлении СН ВН и одновременно СН НН. Составляющие тока (мощности) автотрансформаторного и трансформаторного режимов суммируются в общей обмотке. Рассматриваемый режим ограничен мощностью общей обмотки
и может быть допустим при условии:
Подставляя значения мощности и коэффициента выгодности в выражение (4.4) получено
По условию (4.5) мощность автотрансформатора должна быть:
Таким образом по данному условию выбран трёхобмоточный автотрансформатор АТДЦТН-125000220110.
Автотрансформатор проверен на допустимую нагрузку по условию (4.3)
В нормальном режиме работы =07 такая перегрузка допустима в течении 6 часов в сутки сроком не более чем на 5 суток [3].
Послеаварийный режим выбранного автотрансформатора 220110 кВ
рассмотрен для случая когда отключен автотрансформатор 500220 кВ. Мощность которую необходимо передать в Ишимский энергоузел будет протекать через автотрансформатор 220110 кВ (см. рисунок). Коэффициент аварийной перегрузки будет равен ():
Такой режим работы автотрансформатора на этапе включения ВЛ Иртыш-Ишим недопустим. Необходимо также обеспечить надёжную выдачу мощности Тобольской ТЭЦ в систему через автотрансформатор 220110 кВ. Исходя из вышеизложенного установлен второй автотрансформатор АТДЦТН-125000220110.
Коэффициент аварийной перегрузки при будет равен 1. При таком режиме работы допускается перегрузка обоих автотрансформаторов в течении 6 часов в сутки сроком не более чем на 5 суток [4].
На ПС 500 кВ Иртыш для питания собственных нужд были установлены два двухобмоточных трансформатора ТМ-40010 и ТМ-63010.
Суточное потребление собственных нужд подстанции приведёно в табл. 4.1. Необходимо проверить загрузку существующих трансформаторов в нормальном и послеаварийном режиме.
Таблица 4.1 Нагрузка собственных нужд за сутки
Для приведённых выше значений мощности по методике описанной в [2] определена среднеквадратичная мощность
Определён коэффициент систематической нагрузки трансформаторов по выражению
где - суммарная номинальная мощность трансформаторов.
Аварийная перегрузка трансформатора определена по выражению
Аварийная перегрузка определена для трансформатора меньшей мощности т.е. при отключенном трансформаторе ТМ-63010. Из выражения (4.8) определен
такая нагрузка допустима в течении 24 часов [2].
Таким образом сделан вывод что существующие ТСН проходят по нагрузкам в нормальном и послеаварийном режимах.
Для расширяемой части подстанции предусмотрена: установка второй аккумуляторной батареи 220 В в существующем ОПУ новая артскважина с насосной пожаротушения система автоматического пожаротушения аппаратная маслохозяйства.
Установленная мощность собственных нужд для новой подстанции в целом составляет 1640 кВ·А. Проверен режим систематической нагрузки трансформаторов собственных нужд по выражению (4.7)
такая загрузка трансформаторов в нормальном режиме недопустима поэтому решено установить новые ТСН и соответственно новое ЗРУ 10 кВ.
Определена мощность потребляемая собственными нуждами новой части ПС 500 кВ Иртыш по выражению
где - суммарная установленная мощность потребляемая собственными нуждами при полном развитии ПС Иртыш;
- среднеквадратичная мощность потребляемая собственными нуждами при существующей ПС Иртыш.
Номинальная мощность трансформаторов определена исходя из следующих условий:
-по условию надёжности ставится два трансформатора;
-загрузка каждого трансформатора при нормальном режиме работы составляет 70 %.
По справочным данным [5] выбран трансформатор ТМ-100010.
Коэффициент аварийной перегрузки определён из выражения (4.8)
такая аварийная перегрузка в соответствии с [2] допускается на 24 часа в сутки.
ЗРУ 10 кВ от которой питаются новые ТСН подключаем к обмоткам 10 кВ автотрансформаторов АТДЦТН-125000220110
Выключатель – это аппарат предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.
Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания.
К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования [1]:
надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;
быстрота действия т.е. наименьшее время отключения;
пригодность для автоматического повторного включения т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;
удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;
взрыво- и пожаробезопасность;
удобство транспортировки и обслуживания.
Высоковольтные выключатели должны длительно выдерживать номинальный ток и номинальное напряжение .
Выбор выключателей производится:
по отключающей способности.
В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения
где - действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент начала расхождения дугогасительных контактов;
– номинальный ток отключения кА.
Затем проверяется способность выключателя отключить асимметричный ток короткого замыкания т. е. полный ток короткого замыкания с учётом апериодической составляющей
где - апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов ;
– номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе короткого замыкания; - наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения дугогасительных контактов
где = 0.01 с – минимальное время действия релейной защиты;
– собственное время отключения выключателя.
На электродинамическую устойчивость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:
где - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;
– действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания (по справочнику);
- ударный ток короткого замыкания в цепи выключателя;
- амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания (по каталогу).
На термическую устойчивость выключатель проверяется по тепловому импульсу
где – тепловой импульс по расчёту;
– предельный ток термической устойчивости по каталогу;
– длительность протекания тока термической устойчивости с.
Проверка выключателей по параметрам восстанавливающегося напряжения обычно не проводится.
Рассмотрен выбор высоковольтного выключателя на ОРУ 500 кВ для присоединения линии Иртыш – Демьянская. Максимальный рабочий ток в линии равен:
где - мощность в режиме зимнего максимума.
Из справочника намечен воздушный выключатель типа
ВГУ-500-403150У1 и произведена его проверка:
)на симметричный ток отключения по условию (4.12) кА:
) на способность выключателя отключать асимметричный ток КЗ по условию (4.13):
значение =04 при с определили из графика [7]
)на электродинамическую устойчивость по условию (4.14) и (4.15) кА:
)на термическую устойчивость по условию (4.16) кА2с:
Результаты выбора выключателей для варианта с ОРУ 220110 и ЗРУ 10 кВ сведены в таблицу 4.2.
Выбор высоковольтных выключателей
Выключатель ВМПЭ-10-630-315У3 (ЗРУ-10 кВ серии )
Справочные данные для КРУЭ 110 и 220 кВ приведены в таблице 4.3.
Выбор и проверка КРУЭ 110 и 220 кВ сведены в таблицу 4.4.
Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией
Номинальное напряжение кВ
- других элементов КРУЭ
Электродинамическая стойкость кА
Термическая стойкость кА
- начальное действующее значение периодической составляющей
Собственное время отключения с приводом с
Время отключения (до погасания дуги) с
Число вторичных обмоток для РЗ
Трансформатор напряжения
Первичное напряжение кВ
Вторичное напряжение В:
- дополнительной обмотки
Проверка выключателей КРУЭ-110 220 кВ
Выбор разъединителей производится:
по конструкции роду установки;
по электродинамической устойчивости;
по термической устойчивости.
Результаты выбора разъединителей сведены в табл. 4.5.
Выбор разъединителей
РНДЗ.1(2)-5003200 ХЛ1
РНДЗ.1(2)-2201000 ХЛ1
РНДЗ.1(2)-1101000 ХЛ1
Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения первичного тока до величин наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Выбор ТТ при проектировании РУ заключается в выборе типа трансформатора определении ожидаемой нагрузки и сопоставлении её с номинальной проверке на электродинамическую и термическую стойкость. Класс точности намечается в соответствии с назначением трансформатора тока: класс точности 05 – применяется для присоединения счётчиков денежного расчёта; класса 1 – для всех технических измерительных приборов; класса 3 и 10 – для релейной защиты.
Контроль за режимом работы подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов: вольтметра ваттметра варметра счётчиков активной и реактивной энергии. Вышеперечисленные контрольно-измерительные приборы устанавливаются на каждом линейном присоединении. Общая нагрузка приборов на фазу составляет 91 ВА.
Выбор и проверку трансформаторов тока произведена по методике описанной в [8]
Выбор и сравнение трансформаторов тока приведён в табл. 4.6.
Выбор и проверка трансформаторов тока
Условие выбора и проверки
Для проверки трансформаторов тока по вторичной загрузки пользуясь каталожными данными приборов определена нагрузка по фазам (табл. 4.7).
Вторичная нагрузка трансформатора тока
Счётчик активной энергии
Счётчик реактивной энергии
Из табл. 4.7 видно что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.
Произведена проверка по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТФРМ-500Б. Общее сопротивление приборов
Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05 составляет 30 Ом. Сопротивление контактов принимаем 01 тогда сопротивление проводов
Проверка трансформаторов тока на 220 и 110 кВ сведена в табл. 4.8
. Проверка трансформаторов тока на 220 и 110 кВ
Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до значения удобного для измерения. Трансформаторы предназначенные для присоединения счётчиков должны отвечать классу точности 05. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют трансформаторы классов 10 и 30; для релейной защиты – 05 10 и 30.
Трансформаторы напряжения выбирают [8]:
по конструкции и схеме соединения обмоток;
по вторичной нагрузке
где - номинальная мощность в выбранном классе точности;
- нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения В·А
Для ОРУ 500 кВ выбран трансформатор напряжения типа НКФ-500-78ХЛ1. Подсчёт нагрузки произведен в табл. 4.9.
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Выбор трансформаторов напряжения сведён в табл. 4.10.
Выбор трансформаторов напряжения
Таким образом трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.
Недостаточная степень компенсации реактивной мощности транзита 500кВ Сургут – Урал и слабая его загрузка в характерные периоды года и суток (ночные часы нерабочие дни летний период) приводит к высоким уровням напряжения в сети 110 кВ Тобольского узла и в ОРУ 500 кВ ПС Иртыш. Так по отчетным данным ОЭС Урала «Уралэнерго» в 1996 году количество случаев работы оборудования 500кВ на ПС Иртыш с уровнями напряжения выше наибольшего рабочего (525 кВ) составило:
- в диапазоне напряжений 525-537 кВ 171 случай работы что приближается к допустимому числу эксплуатационных повышений напряжения в течение года (200- для данного диапазона напряжения в соответствии с Циркуляром № Ц-01-95(Э) от 15.03.95).
- в диапазоне 538-550 кВ 13 случаев работы.
Ввод ВЛ 500(220) кВ Иртыш-Ишим связывающей Тобольский узел с Ишимским энергорайоном где проблема ограничения повышенных уровней напряжения стоит остро (напряжение в сети 220 кВ Ишимского узла в режимах минимальных нагрузок повышается до 250-260 кВ) осложнит проблему регулирования напряжения и компенсации ее зарядной мощности в размере 60 МВАр.
Для снижения уровней напряжения в сети 110-220 кВ Ишимского узла до значений допустимых по условиям работы оборудования необходимо установить три шунтирующих реактора 35 кВ единичной мощностью по 20 МВАр с подключением их к третичной обмотке АТ 220110 кВ ПС 500 кВ Ишим.
Отсутствие реакторов на ПС 500 кВ Ишим окажет неблагоприятное влияние на уровни напряжения Тобольского узла и режимы работы генераторов Тобольской ТЭЦ по реактивной мощности. Однако установка шунтирующих реакторов аналогичной мощности на ПС 500 кВ Иртыш для компенсации зарядной мощности ВЛ 500(220) кВ Иртыш-Ишим (по сравнению с размещением реакторов на 500 кВ Ишим) значительно менее эффективно поскольку при этом сохраняются недопустимо высокие уровни напряжения в Ишимском районе а на уровне напряжения в сети 500 кВ района ПС Иртыш установка реакторов такой мощности не окажет существенного влияния.
Поддержание допустимых уровней напряжения в сети 110 кВ и 220 кВ Тобольского узла можно обеспечить за счет использования РПН автотрансформаторов 500110 кВ 500220 кВ и 220110 кВ на ПС 500 кВ Иртыш а также использования режима работы генераторов Тобольской ТЭЦ с потреблением реактивной мощности в соответствии с настройкой БОМВ (блоков ограничения минимального возбуждения). Уровни напряжения в сети 500 кВ при этом остаются высокими. В режимах минимальных перетоков по электропередаче 500 кВ Сургут-Урал напряжение в ОРУ 500 кВ ПС Иртыш превысит наибольшее рабочее напряжение (525 кВ). Превышение допустимых уровней напряжения в системе собственных нужд питающихся от обмоток низкого напряжения АТ 500110 кВ и АТ 500220 кВ.
Кроме того ограничения на длительную работу генераторов в режиме могут обострить проблему компенсации активной мощности в Тобольском узле.
Для обеспечения допустимых уровней напряжения в сети 110-500 кВ Тобольского узла целесообразно осуществить опережающую установку в ОРУ 500 кВ ПС Иртыш второго шунтирующего реактора 500 кВ мощностью 180 МВАр ещё до перевода ВЛ 500(220) кВ Иртыш-Ишим на номинальное напряжение для чего на пусковом этапе потребуется соответствующее расширение ОРУ 500 кВ. При включении ВЛ 500(220) кВ Иртыш-Ишим на номинальное напряжение реактор необходим как для регулирования напряжения так и по условиям защиты от внутренних перенапряжений и устанавливается в линейную ячейку 500 кВ ПС Иртыш.
-расширение ОРУ 500 кВ на одну линейную ячейку для захода ВЛ 500 кВ Ишим с реактором 3хРОДБС-60000500 и переход на схему «трансформатор – шины с присоединением линий через два выключателя»;
-установка автотрансформаторной группы 500220 кВ с резервной фазой мощностью 4х167 МВА;
-сооружение нового ОРУ 220 кВ по схеме «две рабочие и обходная системы шин»;
-установка двух автотрансформаторов 220110 кВ мощностью по 125 МВА;
-расширение ОРУ 110 кВ для подключения двух автотрансформаторов 220110 кВ и четырех ВЛ и переход на схему «две рабочие секционированные выключателями системы шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями» в соответствии с количеством присоединений и требованиями надёжности схемы электроснабжения потребителей. За счёт частичной реконструкции существующего ОРУ 110 кВ и дополнительной перецепки существующих ВЛ 110 кВ удаётся исключить пересечение гибких связей 110 кВ: от автотрансформаторов 220110 кВ и ВЛ 110 кВ;
-сооружение нового ЗРУ 10 кВ около АТ 220110 кВ для питания собственных нужд расширяемой части подстанции по схеме «одиночная секционированная выключателем система шин»;
-сооружение нового двухэтажного ОПУ для размещения нового щита собственных нужд панелей релейной защиты и автоматики средств телемеханики и связи
ОРУ 500 кВ. Принимается типовая компоновка с двухрядным расположением выключателей с заходом ВЛ 500 кВ с северо-востока. Связь по сборным шинам существующего ОРУ 500 кВ и вновь сооружаемого ОРУ выполняется гибкими связями на порталах 500 кВ.
Для удобства выполнения заходов и исключения пересечений ВЛ 500 кВ на подходах к подстанции существующая ВЛ 500кВ на Демьянскую перезаводится из ячейки №4 в ячейку №9 расширяемой части ОРУ в существующую ячейку №4 ОРУ 500 кВ заводится ВЛ на Ишим.
Компоновка ОРУ 220 кВ принимается типовая с однорядным расположением выключателей.
Компоновка расширяемой части ОРУ 110 кВ принимается по аналогии с существующим ОРУ 110 кВ и выполняется на свободной территории.
Секционирование сборных шин ОРУ 110 кВ выполняется в ячейках 1314 гибкие связи от автотрансформаторов заводятся в ячейки №№ 1819 существующего ОРУ (см. рис П).
Связь между рабочими системами шин существующей и расширяемой части ОРУ 110 кВ осуществляется гибкой связью на опорах ВЛ.
Автотрансформаторные группы 500220 кВ и 220110 кВ располагается вдоль ОРУ 500 кВ и ОРУ 220 кВ соответственно.
Гибкие связи от автотрансформаторов 220110 кВ до ОРУ 110 кВ выполняются на линейных опорах.
Для расширяемой части подстанции во всех представленных вариантах предусмотрены: установка второй аккумуляторной батареи 220 кВ в существующем ОПУ с новым щитом постоянного тока щит собственных нужд 04 кВ в новом ОПУ новая артскважина с насосной пожаротушения система автоматического пожаротушения АТГ 500220 кВ и кабельного помещения нового ОПУ охранные мероприятия в соответствии с действующими нормами (новая ограда охранное освещение и сигнализация по периметру всей подстанции) аппаратная маслохозяйства со складом масла (три горизонтальных бака по 75 м3) мастерская по ремонту электрооборудования с кран-балкой размером в плане 12х12 м теплая стоянка на пять автомашин склад-ангар размером в плане 18х36 м система маслоприемника и маслоотводов водонепроницаемый выгреб емкостью 100 м3.
Выбор экономически целесообразной схемы подстанции определяется минимальными приведёнными затратами:
где Е – нормативный коэффициент экономической эффективности (для расчётов в электроэнергетике принимается равным 012);
К – капиталовложения на сооружение подстанции;
И – годовые эксплуатационные издержки;
У – ущерб от недоотпуска электроэнергии.
Капиталовложения К при выборе оптимальных схем определяем по укрупнённым показателям стоимости по выражению
где - капиталовложения на сооружение линии (не учитываем т.к. тип и длина линии одинаковая);
- капиталовложения на сооружение подстанции (приведены в табл. 7.1.)
где - суммарные капиталовложения на сооружения трансформаторов ОРУ 500 220 110 кВ и ЗРУ 10 кВ соответственно.
Капиталовложения по вариантам подстанции тыс. руб. (цены 1999 г.)
Вторая составляющая расчётных затрат – годовые эксплуатационные издержки – определяется на основании выражения:
где отчисления на амортизацию ремонт и обслуживание соответственно о.е.год [5]. Для силового оборудования 500 и 220 кВ принимается равным 0078 для 110 кВ - 0088 и для ЗРУ 10 кВ - 0104;
стоимость потерь электроэнергии.
Стоимость потерь электроэнергии для трансформаторов руб.год
где n число трансформаторов в группе;
и номинальные (табличные) потери ХХ и к.з кВт соответственно;
и стоимость 1 кВтч потерь электроэнергии ХХ и КЗ соответственно;
Т время работы трансформаторов чгод (при работе круглый год Т=8760ч);
фактическая мощность протекающая по трансформатору (группе трансформаторов) МВА.
По выражению (7.5) определяем стоимость потерь электроэнергии для трансформаторов. В табл. 7.2 и 7.3 приведены исходные данные и значения сЭтр. Потерями электроэнергии для трансформатора ТМН-2500110 не учитываем.
Потери электроэнергии в трансформаторах по варианту I
Потери электроэнергии в трансформаторах по варианту II
Ниже приведены данные расчёта суммарных годовых издержек по вариантам подстанции.
Годовые издержки на оборудование по варианту подстанции I
Годовые издержки на оборудование по варианту подстанции II
По выражению (7.1) определяем приведённые затраты для каждого варианта. Итоговые данные сравнений для вариантов приведены в табл. 7.6.
Итоговое сравнение вариантов
Издержки по оборудованию подстанции
Стоимость потерь электроэнергии
Таким образом вариант с применением ОРУ 220 110 кВ оказался дешевле варианта с КРУЭ 220 110 кВ на 262 %.
Как уже говорилось выше вариант с КРУЭ 220 110 кВ имеет большое количество пересечений гибких связей автотрансформаторов с воздушными линиями которые являются единственными питающими линиями для особо важных потребителей. Поэтому вариант II принимаем как оптимальный для расширения ПС 500 кВ Иртыш.
БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ
Оценка опасных и вредных факторов воздействующих на персонал обслуживающий ПС 500 кВ Иртыш и меры по предотвращению этих факторов.
При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы:
поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;
поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящихся под напряжением;
влияние электромагнитного поля на организм;
поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;
поражение обслуживающего персонала находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;
возможность падения персонала с высоты;
возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;
Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал необходимо предусматривать следующие мероприятия:
персонал должен действовать согласно ПТБ при работе в электроустановках; должна проводится ежегодная проверка знаний инструктаж по технике безопасности;
при невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля необходимо применить экранирование рабочих мест: экраны над переходами экранирующие козырьки и навесы над шкафами управления вертикальные экраны между выключателями на ОРУ 500 кВ съёмные экраны при ремонтных работах.
установка заземляющего контура заземление и зануление оборудования;
соблюдение расстояний до токоведущих частей;
выполнение организационно технических мероприятий для безопасного проведения работ.
2 Электромагнитные поля
В ОРУ и вблизи линий электропередачи особенно 330 кВ и выше токоведущими частями создается переменное электромагнитное поле. Оно характеризуется в основном напряженностью электрической составляющей поля Е Вм которая в РУ напряжением 500 кВ на высоте роста человека может достигнуть значений Е=3000 – 15000 Вм. Напряженность магнитной составляющей поля Н незначительна – 10-20 Ам поэтому ее влиянием пренебрегают. Зоной влияния называют пространство в котором напряженность электрического поля Е>5000 Вм.
Электрическое поле неблагоприятно влияет на центральную нервную систему человека вызывает учащенное сердцебиение повышенное кровяное давление и температуру тела. Работоспособность человека падает. Он быстро утомляется. Воздействие на человека электрического поля зависит от его напряженности и длительности пребывания в зоне влияния.
Нормы для электрической напряженности (без применения защитных средств) согласно ГОСТ 12.1.006-84 [11] приведены в таблице 8.1.
Допустимые времена пребывания в электромагнитном поле
Напряженность поля Е кВм
Допустимое время пребывания в электрическом поле
В электроустановках 330 кВ и выше применяют сетчатые экраны навешивают экранирующие козырьки и тросы которые надежно заземляют. Козырьки устанавливают под шкафами аппаратуры управления щитками и сборками. Навесы устанавливают над проходами и участками ОРУ с которых осматривается оборудование. Также используют временные передвижные экраны.
Для защиты от воздействия электрического поля применяют защитные костюмы из металлизированной ткани снабженные гибким проводом для заземления. Этот костюм полностью экранирует тело человека и исключает протекание по нему емкостного тока.
В результате гигиенических исследований установлено что шум и вибрация ухудшают условия труда оказывая вредное воздействие на организм человека. При длительном воздействии шума на организм человека происходят нежелательные явления: снижается острота зрения и слуха повышается кровяное давление снижается внимание. Сильный продолжительный шум может быть причиной функциональных изменений сердечно-сосудистой и нервной систем.
Вибрации также неблагоприятно воздействуют на организм человека они могут быть причиной функциональных расстройств нервной и сердечно-сосудистой систем а также опорно-двигательного аппарата. Эти заболевания сопровождаются головными болями головокружением повышенной утомляемостью. Длительное воздействие вибрации приводит к развитию вибрационной болезни успешное лечение которой возможно только на ранней стадии ее развития.
Нормативным документом для нормирования шума является ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ [12]
Допустимые уровни звукового давления и уровни звука
Уровень звукового давления [дБ]
октавы со среднегеометрическими частотами [Гц]
Согласно ГОСТ 12.4.012-90 [13] установлены предельно допустимые параметры вибрации указанные в таблице.
Предельно допустимые параметры вибрации
Частота колебаний Гц
Амплитуда наибольших перемещений при колебаниях мм
Скорость колебательных движений ммс
Строительные нормы и правила СНиП 11-12-77 [14] предусматривают защиту от шума строительно-акустическими методами:
а) звукоизоляция ограждающих конструкций
б) установка в помещениях звукопоглощающих конструкций
в) применение глушителей аэродинамического шума
г) правильная планировка и застройка территорий городов.
А также одним из основных методов уменьшения шума на производственных объектах является снижение шума в самих его источниках.
Методами снижения вибрации являются: а) снижение вибрации в источнике ее возникновения б) конструктивные методы (виброгашение вибродемпфирование - подбор определенных видов материалов виброизоляция) в) организационные меры г) организация режима труда и отдыха д) использование средств индивидуальной защиты (защита опорных поверхностей).
Из общего объема информации человек получает через зрительный канал около 80%. Качество поступающей информации во многом зависит от освещения: неудовлетворительно количественно или качественно оно не только утомляет зрение но и вызывает утомление организма в целом. Нерациональное освещение может явиться причиной травматизма. Неправильная эксплуатация может привести к взрыву пожару и несчастным случаям. При неудовлетворительном освещении кроме того снижается производительность и увеличивается брак продукции.
Используется три вида освещения - естественное искусственное и совмещенное.
Естественное освещение - солнечное излучение в оптической области спектра наряду с видимой частью дает невидимую - ультрафиолетовую и инфракрасную.
Защита от ультрафиолетовых излучений осуществляется просто: их не пропускает ткань обычной одежды и очки с простыми стеклами.
Инфракрасное излучение имеет тепловое воздействие.
Искусственное освещение применяется при работах в тёмное время и днём. Источники света – лампы накаливания газоразрядные лампы покрытые люминофором.
. Для обеспечения безопасной работы персонала в условиях временного отключения РУ существует аварийное освещение питание которого осуществляется от аккумуляторных батарей подстанции.
Факторы учитываемые при нормировании искусственного освещения:
Характеристика зрительной работы;
Минимальный размер объекта различения с фоном;
Разряд зрительной работы;
Контраст объекта с фоном;
Светлость фона (характеристика фона);
Тип источника света.
Кроме освещенности следует учитывать такие параметры света как: нужное направление светового потока отсутствие резкой границы в яркости рабочих поверхностей и окружающего поля зрения отсутствие слепящего действия источника света равномерность и постоянство освещения в зоне обзора и в поле зрения благоприятный спектр света близкий к дневному. Если по технико-экономическим причинам нельзя обеспечить оптимум то освещение должно быть не менее предельно-допустимого.
В таблице представлены нормы из СНиП 23-05-95 [15] для работ при искусственном освещении в помещениях.
Нормы освещённости на рабочих поверхностях.
Мастерские по обработке материалов
Кабинеты технологического проектирования
Лаборатории измерительные
Инвентарные кладовые
5 Электробезопасность
Основная опасность при обслуживании РУ подстанции является опасность поражения электрическим током. Источником опасности является открытые токоведущие части и токоведущие части с изоляцией которая может оказаться по каким-либо причинам нарушенной. Воздействие тока на организм человека можно разделить на биологическое термическое электрическое. Оно вызывает различные нарушения в организме вызывая как местное поражение тканей и органов так и общее поражение организма.
Существует два вида поражения электрическим током: электрический удар и местные электрические травмы. К травмам относятся ожоги электрические знаки электрометаллизация кожи и электрофтальмия. При электрическом ударе воздействию тока подвергается нервная система что может привести к сердечной и дыхательных мышц. Интенсивность воздействия тока на организм определяется множеством факторов например длительностью прохождения тока путём прохождения тока через тело родом тока индивидуальными особенностями человека.
Пороговые значения тока [16];
) пороговый ощущаемый ток 5-7 мА50Гц
) пороговый неотпускающий ток 10-15 мА50Гц
) пороговый фибрилляционный ток 70-100 мА50Гц
Основное условие обеспечения безопасности обслуживающего персонала – это исключение возможного прикосновения к токоведущим частям. Для этого необходимо ограждать все токоведущие элементы установок и использовать защитные средства которые делятся на основные и дополнительные.
Основные защитные средства – средства которые выдерживают рабочее напряжение и позволяют производить работы непосредственно на токоведущих частях.
Дополнительные защитные средства - средства которые не позволяют производить работы на токоведущих частях.
В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю возникают значительные потенциалы опасные для людей находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусматривают заземляющие устройства [2] назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.
На площадке РУ вдоль рядов оборудования подлежащего заземлению укладываются проводники в землю на глубине 08 м. Предусматриваем также проводники в поперечном направлении. Таким образом образуется сетка с квадратными или прямоугольными ячейками. Сетку дополняют некоторым числом вертикальных проводников.
Рассмотрим расчёт заземляющего устройства.
Согласно [9] расчет заземляющего устройства проводится в следующем порядке:
В соответствии с ПУЭ устанавливают допустимое сопротивление заземляющего устройства Rз . Если заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение то за расчетное принимается наименьшее из допустимых.
Предварительно с учетом отведенной территории намечают расположение заземлителей.
Определяют необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя включенного параллельно из выражения
где Rз – допустимое сопротивление заземляющего устройства принятое по п.1;
Rи – сопротивление искусственного заземлителя;
Rе – сопротивление естественного заземлителя.
Определяют расчетное удельное сопротивление грунта р для горизонтальных и вертикальных электродов с учетом повышающего коэффициента Кп учитывающего высыхание грунта летом и промерзание его зимой по формулам:
где уд – удельное сопротивление грунта;
Кп.г и Кп.в – повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов соответственно.
Определяют сопротивление растеканию одного вертикального электрода по выражению:
d – диаметр стержня м;
t – глубина заложения расстояние от поверхности почвы до середины стержневого заземлителя м;
Определяют ориентировочное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования Ки.в :
где Rо.в.э – сопротивление растеканию одного вертикального электрода определенное в п.4;
Rи – сопротивление искусственного заземлителя найденное в п.2.
Коэффициент использования заземлителя учитывает увеличение сопротивление заземлителя вследствие явления экранирования соседних электродов.
Определяют расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов Rр.г.э по формуле
где Rг.э – сопротивление растеканию горизонтальных электродов определяемое по выражению:
t – глубина заложения электрода.
Уточняют необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродов
Определяют число вертикальных электродов с учетом уточненного коэффициента использования Ки.в.у по формуле:
Принимают окончательное число вертикальных электродов из условия их размещения.
Для установок напряжением выше 1000 В в сетях с заземленной нейтралью заземляющие проводники проверяют на термическую стойкость по формуле:
где Iр – расчетный ток через проводник;
tп – приведенное время прохождения тока КЗ на землю;
Кт – температурный коэффициент учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева проводника.
Рассчитаем заземление ОРУ 110 кВ подстанции в соответствии с вышеприведенной методикой.
Предполагаем сооружение заземлителя с внешней стороны ОРУ с расположением вертикальных электродов по периметру.
В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стрежни диаметром 12 мм и длиной 5 метров. Верхние концы электродов располагают на глубине 07 м от поверхности земли. К ним приваривают горизонтальные электроды стрежневого типа из той же стали что и вертикальные электроды размером 40х5 мм.
Для установки выше 1000 В с большим током замыкания на землю (Iз 500 А) по ПУЭ Rз 05 Ом.
Предварительно с учетом площади занимаемой объектом намечаем расположение заземлителей – по периметру с расстоянием между вертикальными электродами 6 м.
Определяем необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом естественного заземлителя (система тросы-опоры с сопротивлением заземления 12 Ом)
Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей принимая по [9] Кп.г = 45 и Кп.в = 15:
р.г = 10045 = 450 Омм;
р.в = 10015 = 150 Омм.
Находим сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа по выражению (8.4):
Определяем примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом по [9] коэффициенте использования Ки.в = 03 (при отношении расстояния между электродами к длине равном 1 и ориентировочном числе вертикальных электродов в соответствии с планом 140)
Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонтального электрода :
Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов
Определяем окончательное число вертикальных электродов при коэффициенте использования Ки.в.у = 03:
Проверяем термическую устойчивость полосы 40х5 мм2.
sт = = 108 мм2 200 мм2
Следовательно горизонтальные электроды проходят по термической устойчивости.
Схема контура заземления приведена на рис. П9.
Дополнительно к контуру на территории подстанции устраиваем сетку из продольных полос расположенных на расстоянии 08 – 1 м от оборудования с поперечными связями через каждые 30 м для выравнивания потенциалов у входов и въездов а также по краям контура прокладываем углублённые полосы. Эти неучтённые горизонтальные электроды уменьшают общее сопротивление заземления проводимость их идёт в запас надёжности.
6 Пожаробезопасность
Пожаром называется неконтролируемое горение вне специального очага наносящее материальный ущерб.
Опасными факторами пожара для человека являются открытый огонь и искры повышенная температура воздуха и предметов токсичные продукты горения дым пониженная концентрация кислорода в воздухе обрушения и повреждений зданий сооружений установок а также взрывы.
Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин трансформаторов различных электромагнитных устройств. Наибольшую опасность представляют маслонаполненные аппараты – трансформаторы баковые выключатели кабели с бумажной изоляцией пропитанной маслоканифолевым составом.
Причины возникновения пожаров на подстанциях:
При работе на подстанции возможны возникновения следующих аварийных ситуаций:
повышение переходных сопротивлений в электрических контактах;
возникновение токов утечки;
неаккуратное обращение с огнём;
неправильное проведение сварочных работ.
При возникновении аварийных ситуаций происходит резкое выделение тепловой энергии которая может явиться причиной возникновения пожара.
На долю пожаров возникающих в электроустановках приходится 20%.
Статистические данные о пожарах
- короткое замыкание43
- перегрузки проводовкабелей13
- образование переходных сопротивлений5
Режим короткого замыкания - появление в результате резкого возрастания силы тока электрического искрения частиц расплавленного металла электродуги открытого огня воспламенившейся изоляции.
Причины возникновения короткого замыкания:
ошибки при проектировании;
увлажнение изоляции;
механические перегрузки.
Пожарная опасность при перегрузках - чрезмерное нагревание отдельных элементов которое может происходить при ошибках проектирования в случае длительного прохождения тока превышающего номинальное значение.
Пожарная опасность переходных сопротивлений - возможность воспламенения изоляции или др. близлежащих горючих материалов от тепла возникающего в месте аварийного сопротивления (в переходных клеммах переключателях и др.).
Пожарная опасность перенапряжения - нагревание токоведущих частей за счет увеличения токов проходящих через них за счет увеличения перенапряжения между отдельными элементами электроустановок. Возникает при выходе из строя или изменении параметров отдельных элементов.
Пожарная опасность токов утечки - локальный нагрев изоляции между отдельными токоведущими элементами и заземленными конструкциями.
В целях предотвращения пожара предусматривают следующие меры:
а) предотвращение образования горючей среды;
б) предотвращение образования в горючей среде или внесения в неё источников зажигания;
в) поддержание температуры и давления горючей среды ниже максимально допустимых по горючести;
г) уменьшение определяющего размера горючей среды ниже максимально допустимого по горючести.
Пожарная безопасность на предприятиях обеспечивается системой предотвращения пожара путём организационных и технических средств обеспечивающих невозможность возникновения пожара а также системой пожарной защиты направленной на предотвращение воздействия на людей опасных факторов пожара и ограничения материального ущерба от него.
Классификация взрыво- и пожароопасных зон помещения в соответствии с ПУЭ
Для обеспечения конструктивного соответствия электротехнических изделий правила устройства электроустановок - ПУЭ-85 [4] выделяется пожаро- и врывоопасные зоны.
Пожароопасные зоны - пространства в помещении или вне его в котором находятся горючие вещества как при нормальном осуществлении технологического процесса так и в результате его нарушения.
П-I -помещения в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки паров свыше 61 С.
П-II -помещения в которых выделяются горючие пыли с нижних концентрационных пределах возгораемости > 65 гм3.
П-IIа -помещения в которых обращаются твердые горючие вещества.
П-III -пожароопасная зона вне помещения в которой выделяются горючие жидкости с температурой вспышки более 61С или горючие пыли с нижним концентрационным пределом возгораемости более 65 гм3.
Взрывоопасные зоны - помещения или часть их или вне помещения где образуются взрывоопасные смеси как при нормальном протекании технологического процесса так и в аварийных ситуациях.
Подстанция 500 кВ Иртыш относится к П-III зоне.
Влияние подстанции на окружающую среду крайне разнообразно.
Вредное действие магнитного поля на живые организмы и в первую очередь на человека проявляется только при очень высоких напряжённостях порядка 150-200 Ам возникающих на расстояниях до 1-15 м от проводов фаз ВЛ и представляет опасность при работе под напряжением [4].
Наиболее опасными местами при проведении работ на ПС 500 кВ Иртыш являются ОРУ 500 кВ и ОРУ 220 кВ где напряжённость электрического поля превышает допустимых значений опасных для организма.
Непосредственное (биологическое) влияние электромагнитного поля на человека связано с воздействием на сердечно-сосудистую центральную и периферийную нервные системы мышечную ткань и другие органы. При этом возможны изменения давления и пульса сердцебиение аритмия повышенная нервная возбудимость и утомляемость. Вредные последствия пребывания человека зависят от напряжённости поля Е и от продолжительности его воздействия.
Для эксплуатационного персонала подстанции установлена допустимая продолжительность периодического и длительного пребывания в электрическом поле при напряжённостях на уровне головы человека (18 м над уровнем земли): 5 кВм – время пребывания неограниченно; 10 кВм – 180 мин; 15 кВм – 90 мин; 20 кВм – 10 мин; 25 кВм – 5 мин. Выполнение этих условий обеспечивает самовосстановление организма в течении суток без остаточных реакций и функциональных или патологических изменений.
На ПС 500 кВ Иртыш применяем оборудование с масляной изоляцией: трансформаторы выключатели. При эксплуатации данного оборудования возможны частичные разливы масла. Разлив происходит в пределах маслосборников и поэтому на окружающую среду не оказывает большого влияния.
Произведём оценку чрезвычайных ситуаций – их последствие меры предотвращения и меры по ликвидации.
Обрыв линии и короткое замыкание на линиях. Данная ситуация может привести к снижению напряжения у потребителей соответственно к снижению качества выпускаемой продукции. Для предотвращения данной ситуации необходимо особо ответственные потребители запитывать по двум одноцепным линиям и от двух независимых источников питания. Для восстановления нормального режима работы линии необходимо использовать системную автоматику: АВР и АПВ. При успешном АПВ линия может вернуться в нормальный режим работы в противном случае применяется АВР и вызывается служба линии для восстановления линии.
Пожар трансформатора приводит к перерыву электроснабжения потребителей на время АВР. При сгорании масла в атмосферу выделяются вредные токсичные газы. Данная ситуация также приводит к дополнительным затратам на восстановление трансформатора. Для предотвращения пожара применяется автоматическая система пожаротушения вызывается пожарная бригада.
Пожар окружающего лесного массива может привести к пожару на территории подстанции при переносе огня.
Для предотвращения возникновения пожара необходима противопожарная полоса вокруг подстанции шириной 50 м. Для ликвидации последствий может привлекаться персонал ПС и пожарная служба.
Взрыв пропана при перевозке по близ лежащей магистральной автодороги. Данную ситуацию оцениваем для 3 тонн пропана по следующей методике. Выделяют зону детонационной волны с радиусом R1 и зону ударной волны. Определяются также: радиус зоны смертельного поражения людей (Rс.п.л); радиус безопасного удаления Rб.у; радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации пара газа Rпдвк.
Радиус зоны детонационной волны определяется по уравнению:
Радиус зоны смертельного поражения людей определяется по формуле
где Q – количество газа в тоннах;
R1 – детонационной волны;
- радиус смертельного поражения людей.
Далее определяем степень разрушения зданий.
Определяем радиус зоны детонационной волны по выражению (8.11)
Определяем радиус зоны смертельного действия по выражению (8.12)
Радиус безопасного удаления определяем по формуле
Радиусы детонационной волны смертельного действия и безопасного удаления показаны на рис. П9.
Принимаем величину дрейфа газо-воздушного облака равной 300 метров в сторону ПС Иртыш при внезапном выходе. Расстояние от автодороги до ПС Иртыш 50 м (до ОРУ 220 кВ). В рассматриваемом случае зона детонационной волны будет находится на территории подстанции. Избыточное давление в зоне детонационной волны . Давление во фронте ударной волны зависит от r2R1 где r2 – расстояние от центра взрыва до элемента предприятия.
По данным расчёта и по табл. [10] определяем вероятные разрушения зданий сооружений и оборудования находящихся непосредственно в зоне детонационной волны. Для всех элементов находящихся в зоне детонационной волны степень разрушения будет сильной ПС Иртыш практически вся будет подвержена сильному разрушению.
Для здания ОПУ: r2R1=50268=186 сильная степень разрушения; остекленение зданий – сильная степень разрушения.
Возможна чрезвычайная ситуация связанная с утечкой хлора на магистральной жд. Расстояние от жд до ПС Иртыш составляет 3500 м рассматриваемое количество хлора – 1 тонна.
При разливе СДЯВ образуется первичное облако пара (мгновенное испарение) и вторичное облако пара (испарение слоя жидкости).
Определяем эквивалентное количество вещества по первичному облаку по формуле:
где К1 – коэффициент зависящий от условий хранения СДЯВ;
К3 – коэффициент равный пороговой токсодозы;
Q0 – количество выброшенного при аварии вещества т.
Определяем эквивалентное количество вещества по второму облаку в тоннах по формуле:
где К2 – коэффициент зависящий от свойств СДЯВ;
d – плотность СДЯВ тм3;
h – толщина слоя СДЯВ м.
Эквивалентное количество вещества по первичному облаку по (8.13)
Эквивалентное количество вещества по первичному облаку по (8.14)
Определяем максимальные значения глубин зон заражения первичным Г1 и вторичным Г2 облаком по выражению
где - наибольшее число из чисел Г1 и ;
- наименьшее из чисел Г1 и .
км при QЭ1= 018; км при QЭ2=81. Определяем по выражению (8.15.) максимальное значение глубины зоны
Пары хлора имеют плотность большую воздуха и при утечке растекаются над поверхностью земли. Т.к. ПС 500 кВ Иртыш находится на высоте 25м от уровня жд то данная ситуация никак не повлияет на персонал подстанции.
Пример дерева причин и опасностей рассмотрим для наиболее опасного случая – пожара на подстанции:
РИС. 8.1. . ДЕРЕВО ПРИЧИН И ОПАСНОСТЕЙ
Начальные условия возникновения ЧС:
Пригорели контакты отключающего реле. При этом контакты реле не перекинулись и сигнал на катушку отключения не пошел;
Не сработала катушка отключения выключателя;
Не сработал привод выключателя;
Старение изоляции в самом трансформаторе;
Не соблюдение правил ТБ при работе на действующем электрооборудовании;
Природный катаклизм: ураганный ветер наводнение землетрясение удар молнии и т.д.;
Нарушение норм и правил проведения сварочных работ;
Провисание проводов и сильное загрязнение изоляторов;
Брак сборки и наладки панелей защиты слабое крепление проводов в клеммнике а также невыполнение требований правил ПТЭ электроустановок;
Сломалась автоматика управления отопительными приборами;
Повышенный режим потребления электроэнергии потребителями;
Наличие легковоспламеняющихся предметов.
Для повышения надёжности питания потребителей Тобольского энергоузла необходимо произвести реконструкцию ОРУ 110 кВ с одновременным переходом на схему “Две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями”.
Указанную реконструкцию необходимо выполнить до перевода ВЛ Иртыш –Ишим на напряжение 500 кВ т.к. ячейка для данной линии временно используется во время замены существующих.
Расширение подстанции с применением ячеек КРУЭ 220 и 110 кВ (первый вариант) почти в полтора раза дороже чем расширение с открытыми распределительными устройствами 500 220 110 кВ. Кроме того в этом варианте невозможно исключить пересечения существующих воздушных линий 110 кВ с проектируемыми ВЛ 110 кВ и гибкой связью 110 кВ автотрансформаторов 220110 кВ.
Из рассмотренных вариантов расширения подстанции 500 кВ Иртыш для дальнейшего проектирования из условий наибольшей надёжности Тобольского НХК минимального количества пересечений ВЛ 110 кВ рекомендуется вариант II c перезаводом существующих линий 110 кВ.
Рис. П1. Генеральный план подстанции 500 кВ Иртыш
Рис. П2. Схема существующей ПС 500 кВ Иртыш
Рис. П3. Тобольский энергоузел по варианту I ПС 500 кВ Иртыш
Рис. П4. Тобольский энергоузел по варианту II ПС 500 кВ Иртыш
Рис. П5. Схема полного развития ПС 500 кВ Иртыш
Рис. П6 Этапы реконструкции ОРУ 500кВ по варианту 1
Рис. П7 Этапы реконструкции ОРУ 500 кВ по варианту 2
Рис. П8. Этапы реконструкции ОРУ 110 кВ
Рис. П9. Контур заземления
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. – М.: Энергия 1975. – 704 с.
Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузовА.А. Васильев И.П. Крючков Е.Ф. Наяшкова и др.; Под ред. А.А. Васильева. – 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1990. – 576 с.
Лычёв П.В. Федин В.Т. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для вузов. – Мн.: ДизайнПРО 1997. – 192с.
Правила устройств электроустановок. – М.: Энергоатомиздат 1985. – 640 с.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергет. спец. вузов 2-е изд. перераб. и доп. В.М. Блок Г.К. Обушев Л.Б. Паперно и др. Под ред. В.М. Блок. – М.: Высш. шк. 1990. – 383 с.
Справочник энергетика промышленных предприятий. Гольстрем В.А. Иваненко А.С. Изд. 4-е перераб. и доп. Киев Техника 1977. – 464с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций.: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. –608с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов. – 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1986. – 640с.
Фёдоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. Изд. 2-е перераб. и доп. - М.: Энергия 1972. – 416 с.
Методические указания к выполнению раздела “Безопасность и экологичность проекта” в дипломных проектах технологических специальностей: Учебное пособие. Г.В. Старикова В.П. Милевский В.Д. Шантарин Под ред. Г.В. Стариковой. – Тюмень: ТюмГНГУ 1998 – 79 с.
ГОСТ 12.1.006-84 ССБТ.
ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.
ГОСТ 12.4.012-90 ССБТ. Вибробезопасность.
СНиП 11.12-77. Защита от шума.
СНиП 23-05-95. Строительные нормы и правила. Нормы проектирования. Естественное и искусственное освещение. Минстрой РФ.
Охрана труда в электрустановках Под ред. Князевского Б.А. М.: Энергоатомиздат 1983. 145 с.