Масорский В.И. Электрическая часть подстанций систем электроснабжения - файл n1.doc

приобрести
Масорский В.И. Электрическая часть подстанций систем электроснабжения
скачать (1674.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc1675kb.22.08.2012 10:58скачать

n1.doc

1   2   3


где Рн.ф – номинальная мощность фидера, МВт; Uн.ф – номинальное напряжение фидера (потребителя), кВ; cosф – коэффициент мощности потребителя.

  1. рабочий ток секции секционного выключателя рассчитывают как ток наиболее загруженной секции сборных шин



где Рн.ф – сумма мощностей потребителей наиболее загруженной секции сборных шин, МВт; Uн – номинальное напряжение группы токоприемников, кВ; cosср.вз – средневзвешенное значение коэффициентов мощности группы токоприемников



где Рн1 , Рн2 – номинальные мощности отдельных токоприемников (фидеров); cos ф1, cos фn – коэффициенты мощности отдельных фидеров.

  1. рабочий ток вводов РУ и сборных шин



где Рн.РУ – суммарная номинальная мощность всех присоединений РУ; cos ср.вз.РУ – средневзвешенное значение коэффициентов мощности всех присоединений РУ.

  1. максимальный рабочий ток распределительного устройства высшего напряжения определяют исходя из полной загрузки силового трансформатора и допустимой перегрузки аварийного режима



где 1,4 – кратность максимальной перегрузки в аварийном режиме; Sн.т – номинальная мощность силового трансформатора; Uн.ВН – номинальное напряжение РУВН.


  1. Расчет токов короткого замыкания


Расчет токов к.з. выполняют для проверки аппаратуры на отключающую способность и динамическую стойкость, для проверки на термическую устойчивость шин распределительных устройств. Для этих целей в соответствующих точках схемы подстанции определяются наибольшие токи к.з. (трехфазные).

Наиболее подробно расчет токов к.з. рассматривается в курсе «Переходные процессы СЭС», в данном проекте расчет можно выполнить в следующем порядке:

  1. для рассматриваемой подстанции составляется расчетная схема;

  1. по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения;

  1. путем постепенного преобразования приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующаяся определенным значением результирующей ЭДС, были связаны с точкой к.з. одним результирующим сопротивлением;

  1. зная результирующую ЭДС источника и результирующее сопротивление, по закону Ома определяют начальное значение периодической составляющей тока к.з., затем – ударный ток и, при необходимости, периодическую и апериодическую составляющие тока к.з. для заданного момента времени.

Проектируемые подстанции питаются от мощных энергосистем по линиям напряжением 500, 220, 110 кВ. Так как короткие замыкания в распределительных сетях подстанции для генераторов энергосистемы являются удаленными, то амплитуда периодической составляющей тока к.з. не затухает.

Под расчетной схемой подстанции понимают упрощенную однолинейную схему с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток к.з. и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.

На расчетной схеме обычно указываются: напряжение шин разного уровня, тип трансформаторов, их мощность и напряжение к.з., намечают точки, в которых предполагается к.з.

Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими.

Для расчета значений токов к.з. при трехфазном к.з. составляется схема замещения для одной фазы, поскольку все фазы цепи находятся в одинаковых условиях.

Параметры расчетной схемы могут быть выражены в именованных или относительных единицах. Рассчитывать токи к.з. рекомендуется в относительных единицах, для этого необходимо предварительно привести все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базовым условиям. В базовую систему величин должны входить базовая мощность Sб , базовое напряжение Uб , базовый ток Iб , связанные выражением мощности для трехфазной системы . При этом произвольно можно задаваться только двумя базовыми величинами. Обычно удобно задаваться базовыми значениями мощности и напряжения и по ним уже определять базовый ток и базовое сопротивление . Базовые условия следует выбирать, учитывая удобство проведения расчетов. Так, за базовую мощность принимают 100, 1000 или 10000 МВА, а иногда часто повторяющуюся в схеме мощность отдельных элементов. За базовое напряжение удобно принимать соответствующее среднее напряжение.

Сопротивление обмоток силовых трансформаторов [2] следует рассчитывать по выражениям с использованием паспортных данных:

для двухобмоточных трансформаторов

Хт % = UкВ-Н %;

для трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов)

ХтВ % = 0,5(UкВ-Н % + UкВ-С % - UкС-Н %)

ХтС % = 0,5(UкВ-С % + UкС-Н % - UкВ-Н %)

ХтН % = 0,5(UкВ-Н % + UкС-Н % - UкВ-С %);

для трансформаторов с расщепленными вторичными обмотками

ХтВ % = 0,125 UкВ-Н %

ХтН1 % = ХтН2 % = 1,75 UкВ-Н %.

Приведенные значения сопротивлений рассчитываются по формулам табл. 3.1 и указываются на схеме замещения. Каждому сопротивлению схемы присваивается определенный номер (символ), который сохраняется до конца расчета.

После того как схема замещения составлена и определены сопротивления всех элементов, она преобразуется к наиболее простому виду. Преобразование (свертывание) схемы выполняется в направлении от источника питания к месту к.з. При этом используются известные правила последовательного и параллельного сложения сопротивлений, преобразования звезды сопротивлений в треугольник и обратно, многоугольника в многолучевую звезду и т.п.


Таблица 3.1

Элемент

электроустановки

Исходный

параметр

Именованные

единицы

Относительные

единицы




Sк






Энергосистема

Iоткл.н








Хс(ном)

Sном





Трансформатор

Хт %

Sном





Реактор

Хр





Линии

электропередачи

Худ








Определение начального значения периодической составляющей тока и мощности к.з. следует проводить по формулам

; ,

где – относительная сверхпереходная ЭДС системы (может быть принята равной 1); – базисный ток, кА; – базисная мощность, МВА; – результирующее сопротивление сети до точки к.з.

Поскольку ударный ток имеет место через 0,01 с после начала к.з., то его значение определяется:

,

где Ку ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока к.з. (Та):

Ку = 1+е-0,01/Та .

Если к.з. произошло на некотором удалении от генераторов, то для каждой ветви результирующей схемы замещения постоянная времени Та может быть найдена по выражению

Тарез/ rрез,

где Хрез и rрез – соответственно результирующее индуктивное и активное сопротивление цепи к.з.

Для упрощения можно не рассчитывать Та , а воспользоваться значениями Та и Ку , приведенными в табл. 3.2 для характерных точек электросетей.

Апериодический ток к моменту размыкания контактов

е-/Та ,

где – отрезок времени от момента к.з. до начала размыкания контактов:

=tр.з.min +tс.в. ,

где tр.з.min – минимальное время действия релейной защиты, с; t с.в. – собственное время трогания контактов выключателя, с.

В зависимости от быстродействия выключателя tс.в. принимает следующие значения: при времени полного отключения выключателя 0,16с t с.в. = 0,08с, при 0,06с – 0,04с, при 0,04 – 0,02с.

Результаты расчета , Iп.о, Sк, iу, iа в зависимости от точки к.з. должны быть сведены в таблицу записки.


  1. Выбор электрических аппаратов


При выборе выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей необходимо представить подробные расчеты для одного из присоединений, и результаты выбора свести в таблицы сопоставления паспортных и расчетных данных. По остальным присоединениям достаточно привести только таблицы сопоставления паспортных и расчетных данных.

При выборе аппаратов РУ следует:

  1. Исключить установку аппаратов, снятых с выпуска;

  2. Применять аппараты с наилучшими техническими и экономическими параметрами;

Таблица 3.2


Элементы или части

энергосистемы

Та , с

Ку

Блоки, состоящие из турбогенератора и повышающего трансформатора, при мощности генераторов, МВт

100-200

300

500

800

Система, связанная со сборными шинами, где рассматривается к.з., воздушными линиями напряжением, кВ

35

110-150

220-330

500-750

Система, связанная со сборными шинами 6-10 кВ, где рассматривается к.з., через трансформаторы мощностью, МВА в единице

80 и выше

32-80

5,6-32

Ветви, защищенные реактором с номинальным током, А

1000 и выше

630 и ниже

Распределительные сети напряжением 6-10 кВ


0,26

0,32

0,35

0,3

0,02

0,02-0,03

0,03-0,04

0,06-0,08

0,06-0,15

0,05-0,1

0,02-0,05


0,23

0,1
0,01


0,965

1,97

1,973

1,967

1,608

1,608-1,717

1,717-1,78

1,85-1,895

1,85-1,935

1,82-1,904

1,6-1,82


1,956

1,904
1,369



  1. Стремиться к однотипности аппаратов на всех напряжениях.




  1. Выбор выключателей


Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он должен быть способен коммутировать электрические цепи как в номинальных, так и в аварийных режимах.

Поэтому выключатели выбирают по допустимому уровню напряжения (по уровню изоляции), по длительному нагреву максимальным рабочим током и проверяют по отключающей способности, на динамическую и термическую устойчивость токам к.з.

  1. Выбор по допустимому уровню напряжения (по уровню изоляции)

,

где Uуст – номинальное напряжение проектируемой установки (распре-

делительного пункта); Uн – номинальное (каталожное) напряжение выбираемого выключателя.

  1. Выбор по длительному нагреву максимальным рабочим током

,

где Iраб.max – максимально возможный рабочий ток выключателя; Iн – номинальный (каталожный) ток выбираемого выключателя.

  1. Проверка по отключающей способности. Так как наиболее тяжелым режимом отключения является отключение к.з., то проверку проводят

,

где Iп.о – начальное значение периодической составляющей тока к.з.; Iоткл.н – номинальный (каталожный) ток отключения проверяемого выключателя.

  1. Проверка на электродинамическую устойчивость токам к.з. необходима для проверки выключателя на механическую прочность в режиме к.з.

,

где iу – ударный ток режима к.з.; iпр.с – каталожное значение предельного сквозного тока выбираемого выключателя.

  1. Проверка на термическую устойчивость (тепловой импульс тока к.з.)

,

где Вк.рас.=I2п.о.(tоткл.+Tа) – расчетное значение теплового импульса в период к.з.; tоткл.= tр.з+ tо.в – длительность к.з.; tр.з – время действия релейной защиты; tо.в – время отключения выключателя; Tа – постоянная времени затухания периодической составляющей тока к.з.; Вк.н=I2тtт – номинальное значение теплового импульса выбираемого выключателя; Iт ; tт – номинальные значения тока и времени термической стойкости выключателя.

Если выбранный выключатель не проходит по отключающей способности, электродинамической и термической устойчивости, следует ограничивать ток к.з. дополнительными мерами (см. п. 3.6.3).

Результаты расчета и выбора всех выключателей сводить в табличную форму (табл. 3.3).

Таблица 3.3


Расчетные величины

Каталожные данные

выключателя ...

Условия выбора

Uуст

Iраб.max

Iп.о

iу

Вк.рас.

Uн

Iн

Iоткл.н

iпр.с

Вкн













  1. Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей


Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей производится так же, как и выключателей, но без проверок на отключающую способность, так как они не предназначаются для отключения цепей, находящихся под током. Кроме того, короткозамыкатель принимается без выбора по нагреву рабочим током.

Результаты расчета и выбора всех разъединителей, отделителей и короткозамыкателей сводить в табличную форму (табл. 3.4).

Таблица 3.4


Расчетные величины

Каталожные данные

аппарата ...

Условия выбора

Uуст

Iраб.max

iу

Вк.рас.

Uн

Iн

iпр.с

Вкн










Расчетные величины для разъединителей те же, что и для выключателей, в цепях которых они установлены.


  1. Выбор средств ограничения тока короткого замыкания


Величина токов к.з. влияет на стоимость аппаратуры, устанавливаемой в распределительных устройствах. В сетях 6-10 кВ токи к.з. особенно влияют на электродинамическую, термическую устойчивость, поэтому при выборе главной схемы электрических соединений подстанции необходимо предусматривать меры по ограничению токов к.з. до величины, позволяющей применить экономически выгодные аппараты и сечения токоведущих частей. При этом, как правило, повышается надежность электроснабжения.

Одним из основных мероприятий по ограничению токов к.з. [2, 1] является использование раздельной работы секций шин трансформаторной подстанции при наличии средств подстанционной автоматики (АВР на секционном выключателе). Другим мероприятием по ограничению токов к.з. является использование линейных реакторов на отходящих присоединениях или в цепи трансформатор – сборные шины подстанции.

Реакторы выбираются по уровню допустимого напряжения, нагреву рабочим током, величине требуемого индуктивного сопротивления. Выбранный реактор проверяется по допустимому падению напряжения в номинальном режиме и на электродинамическую и термическую устойчивость токам к.з. Результаты расчета, выбора и проверки реакторов следует сводить в табл. 3.5.

Таблица 3.5

Расчетные величины

Каталожные данные

реактора ...

Условия выбора

и проверки

Uуст

Iраб.max

Хртреб

Uр

iу

Вк.рас.

Uн

Iн

Хнр

Uр.доп=5% Uн

iпр.с

Вкн














Выбор реактора по уровню допустимого напряжения, нагреву рабочим током и проверки на электродинамическую и термическую устойчивость проводятся с использованием каталожных данных реакторов по методике, аналогичной выбору и проверке выключателя.

Выбор реактора по индуктивному сопротивлению сводится к расчету требуемого сопротивления реактора (), позволяющему ограничить ток к.з. до нужного значения

,

где – результирующее сопротивление цепи к.з. без

реактора;

– требуемое сопротивление цепи к.з. для обес-

печения требуемого (сниженного) значения

периодической составляющей тока к.з.

().

Падение напряжения на реакторе при номинальной нагрузке (Uр) не должно превышать допустимого уровня (Uр.доп), равного 5% Uн.

,

где Хнр , Iнр – номинальные индуктивное сопротивление и ток реак-тора; – фазный угол нагрузки.

В некоторых каталогах индуктивное сопротивление реактора дается не в процентах, а в омах, либо в относительных единицах (о.е.). Перевод в проценты проводится по выражениям:

.


  1. Выбор измерительных трансформаторов


Питание всех токовых измерительных приборов осуществляется от трансформаторов тока (ТА). Используются ТА с несколькими сердечниками: один или несколько соответствующего класса точности для питания измерительных приборов, другие – для релейных защит.

Трансформаторы тока могут устанавливаться в 2-х или 3-х фазах. Измерительные трансформаторы напряжения (ТV) устанавливаются на сборных шинах. К ним присоединяются параллельные катушки измерительных приборов на подстанции.

Выбор трансформаторов тока.

Трансформаторы тока выбираются по уровню допустимого напряжения, нагреву рабочим током и по требуемому классу точности, проверяются по электродинамической и термической стойкости токам к.з.

Выбор по уровню напряжения и нагреву рабочим током аналогичен выбору выключателя. Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

При выборе ТА по классу точности необходимо:

  1. определить необходимый класс точности ТА;

  2. задаться номинальным вторичным током ТА (I2);

  3. выполнить условие

,

где Z2 – вторичная (расчетная) нагрузка ТА. Z2 R2, т.к. индуктивное сопротивление токовых цепей мало; Z – номинальная (каталожная) нагрузка ТА в требуемом классе точности.



где Rприб, Sприб – сопротивление и мощность измерительных приборов; Rконт – сопротивление контактов вторичной цепи ТА, Rконт = 0,05 Ом при 23 приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов; I2 – номинальный вторичный ток ТА (1А или 5А).

Для расчета Sприб рекомендуется табличная форма записи (табл.3.6).

Таблица 3.6


Наименование

прибора

Тип

прибора

Нагрузка ТА от приборов

(Sприб)







фаза А

фаза В

фаза С

Амперметр

Счетчик активной

мощности

ИТОГО:

Э-378
И-670и

0,1
2,5

2,6

0,1


0,1

0,1
2,5

2,6


Cопротивление монтажных проводов (Rпров) вторичных цепей ТА зависит от расчетной их длины (), площади сечения (q) и удельного сопротивления материала провода :

.

Провода с медными жилами ( = 0,0175) применяются во вторичных цепях подстанций с напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях используются провода с алюминиевыми жилами ( = 0,0283).

Расчетная длина проводов зависит от количества приборов и схемы их соединения (рис. 3.1).



Рис. 3.1
Длину соединительных проводов от ТА до приборов можно принять приблизительно равной для РУ напряжением:

а) 6-10 кВ – 35 м;

б) 35 кВ – 5060 м;

в) 110 кВ – 6080 м;

г) 220 кВ – 85130 м

д) 330-500 кВ – 130140 м

В качестве соединительных проводов применяются многожильные контрольные кабели. По условию механической прочности их сечение не должно быть меньше 2,5 мм2 для алюминиевых жил и 1,5 мм2 – для медных. Сечение больше 6 мм2 обычно не применяется.

Выбор и проверку ТА нагляднее проводить в табличной форме (табл. 3.7).

Таблица 3.7


Расчетные величины

Каталожные данные

трансформатора тока

....................................

Условия выбора

Uуст

Iраб.max

Z2

iу

Вк.рас.

Uн

Iн

Z

iпр.с

Вкн









Вк.рас? (КТIн)2tТ

Проверки на электродинамическую и термическую устойчивость проводятся аналогично проверкам выключателя. Иногда каталоги не дают величин предельно сквозного тока и номинального теплового импульса. В этом случае их рассчитывают

Iпр.с=2кдIн; Вкн=(кТIн)2tТ,

где кд , кТ – кратность токов динамической и термической стойкости ТА.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим параметрам:

  1. напряжению ;

  2. конструкции и схеме соединения обмоток;

  3. классу точности (выбор производится аналогично ТА).

Трансформаторы напряжения (ТU) проверяются в соответствии с классом точности по условию

,

где S – номинальная мощность в выбранном классе точности.

При однофазных ТU, соединенных в звезду, следует брать суммарную мощность всех трех фаз, а при соединении открытого треугольника – удвоенную мощность одного ТU.

Для упрощения расчетов S2 можно не разделять по фазам, тогда

.

Подсчет S2 нагляднее производить в табличной форме (табл. 3.8).

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй ТU, и часть приборов присоединяют к нему.

Сечение проводов до ТU определяется допустимой потерей напряжения в соединительных проводах. Для упрощения расчетов сечения жил можно принимать по условию механической прочности: 1,5 мм2 для медных жил и 2,5 мм2 для алюминиевых.

Таблица 3.8



Прибор


Тип

прибо-ра

Мощ-ность, потребляемая 1 кату-шкой


Число кату-шек



cos



sin

Чис-

ло прибо-ров


Суммарная

потребляемая

мощность






















Р, Вт

Q, ВАр

Вольтметр

Счетчик

активной

энергии

ИТОГО

Э-335


И-670м

2,0


2,0

1


2

1


0,38

0


0,925

1


2

2,0


8,0

10,0

0


19,4

19,4


Выбор и проверку ТU лучше проводить в табличной форме (табл.3.9).

Таблица 3.9

Расчетные величины

Каталожные данные

ТU марки

....................................

Условия выбора

Uуст

S2

Uн

S








  1. Выбор трансформаторов собственных нужд


Состав потребителей собственных нужд (с.н.) зависит от типа подстанции, электрооборудования, мощности силовых трансформаторов.

Потребителями с.н. подстанций являются электродвигатели обдува трансформаторов, обогреватели приводов отделителей и короткозамыкателей, шкафов КРУН, а также освещение.

На подстанции с воздушными выключателями к потребителям относятся также компрессорные установки, зарядные и подзарядные агрегаты.

На всех двухтрансформаторных подстанциях 35-500 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд (Тс.н). Они могут быть подключены к сборным шинам РУ 6-10 кВ. Однако такая схема обладает недостатком, который заключается в нарушении электроснабжения системы с.н. при повреждениях в РУ. Поэтому трансформаторы с.н. предпочитают присоединять к выводам низшего напряжения главных трансформаторов – на участках между трансформатором и вводным выключателем.

Выбор мощности каждого из двух трансформаторов производится по полной нагрузке системы с.н. Напряжение системы с.н. переменного тока на подстанции с постоянным оперативным током принимается 380/220 В с заземленной нейтралью.

Мощность потребления с.н. невелика, а мощность трансформатора с.н. выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции, но не более 630 кВА. Если отсутствуют данные для подробного подсчета нагрузки с.н., то мощность Тсн выбирается: для узловых подстанций 200-500 кВт, для проходных подстанций – 50-200 кВт.
Оперативный ток на подстанции
Источником постоянного оперативного тока служат аккумуляторные батареи, которые выбирают по необходимой емкости (типовому номеру), по уровню необходимого напряжения и схеме присоединения к шинам.

Типовой номер батареи (N) рассчитывается по формуле

,

где 1,05 – коэффициент запаса, учитывающий понижение энергии ба-тареи при старении; j – допустимая нагрузка аварийного разряда (А/N), приведенная к первому номеру аккумулятора в зависимости от температуры электролита (рис. 3.2); Iав – нагрузка установившегося аварийного разряда, которая на подстанциях составляет 25-60 А и складывается из:

  1. постоянной нагрузки (сигнальные и контрольные лампы на щитах управления, аппараты защиты и автоматики);

  2. временной аварийной нагрузки, появляющейся при нарушениях электроснабжения переменным трехфазным током (аварийное освещение, двигатели постоянного тока) и сохраняющейся в течение всего времени аварии ав;

  3. временной аварийной нагрузки.




Рис. 3.2.

1 – разряд 0,5 часа; 2 – разряд 1 час
Длительность работы батареи в аварийном режиме ав рекомендуется принимать: 1ч – для подстанций; 0,5 ч – для электростанций.

Полученный номер округляется до ближайшего большего типового номера аккумулятора.

Количество элементов (банок), присоединяемых к шинам, в режиме постоянного подзаряда:



где nо – число основных элементов в батарее; Uш – напряжение на шинах (у большинства подстанций равно 233 В); Uп.з. – напряжение на элементе в режиме подзаряда (2,15 В).

В режиме дозаряда при повышенном напряжении на элементе (2,5В) к шинам присоединяется минимальное количество элементов (nmin)

.

В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 1,75 В, а на шинах не ниже номинального (220 В).

.

В качестве подзарядных устройств применяют выпрямительное устройство ВАЗП – 380/260-40/80 на напряжение 380260 В и ток 4080 А.


  1. Выбор шин


В открытых и закрытых распределительных устройствах подстанций могут применяться как гибкие шины, так и жесткие.

Выбор гибких шин

Сечение гибких шин выбирается по нагреву рабочим током, проверяется по экономической плотности тока, по термическому действию тока к.з. и по условиям короны:

  1. по нагреву рабочим током

,

где Iраб max – максимальный рабочий ток шины; Iдоп – допустимый ток шины выбранного сечения;

  1. по экономической плотности тока

,

где Sэк – экономически целесообразное сечение шины; j – экономическая плотность тока , А/мм2.

Расчетное сечение, найденное по экономической плотности тока, округляется до ближайшего стандартного:

– шина является термически стойкой к токам к.з., если соблюдается условие

,

где S – выбранное сечение проводника, мм2; Iк – установившийся ток к.з. (можно принять Iп.о), А; tк – время прохождения тока к.з., равное времени tоткл (см. п.3.6.1), с; С – коэффициент, принимаемый для медных шин – 165, для алюминиевых – 88, а для стальных – 70.


  1. по условиям короны

,

где Е – напряженность электрического тока вокруг шин; Ео – начальная критическая напряженность поля.

Выбор жестких шин

Сечение жестких шин выбирается по нагреву рабочим током и проверяется на термическое и электродинамическое действие токов к.з. Выбор по нагреву рабочим током и проверка на термическое действие токов к.з. аналогичны с гибкими шинами.

Проверка на электродинамическую устойчивость сводится к механическому расчету жестких шин. При механическом расчете шина каждой фазы рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах, с равномерно распределенной нагрузкой.

Шина динамически устойчива, если

,

где и – расчетное и допустимое напряжение в материале шины; = 70 МПа для алюминия, 140 МПа – для меди, 160 МПа – для стали.

Расчетное напряжение в шине определяется

, МПа,

где W – момент сопротивления шин;

– изгибающий момент;

fрас – изгибающая сила, приходящаяся на единицу длины сред-

ней фазы, Н/м;

= 1,52,0 – расстояние между изоляторами вдоль шины, м;

Н/м,

где iу – ударный ток при к.з. на шинах, А; а – расстояние между осями смежных фаз, м.

Согласно ПУЭ расстояние в свету между шинами должно быть не менее 100130 мм для РУ 6/10 кВ.

Момент сопротивления шин (W) зависит от формы шин и их взаимного расположения и определяется согласно данным табл. 3.10.

В многополосных шинах расчетное напряжение складывается из 2х составляющих: напряжения, возникающего из-за взаимодействия между токами фаз ф, и напряжения вследствие взаимодействия токов отдельных полос в одной фазе п

.

Напряжение из-за взаимодействия токов отдельных фаз (ф) определяется аналогично однополосным шинам. Усилие между полосами (п) значительно и может привести к схлестыванию шин. С целью устранения этого явления между полосами через промежутки устанавливаются прокладки, равные толщине шин. Тогда напряжения в материале шин от взаимодействия полос


где b, h – соответственно меньший и больший размеры сечения шин; fп.рас – усилие, приходящееся на 1 м длины полосы, от взаимодействия между токами полос пакета, Н/м.



Коэффициент находится по кривым на рис. 3.3.

Таблица 3.10

Расположение шин и форма их сечения

Момент сопротивления W, м3





0, 167 bh2
1,44 hb2

3,3 hb2

0,1 d3




0,333 hb2




Рис. 3.3.

1 – двухполосные шины; 2 – трёхполосные шины


  1. Выбор изоляторов


На распределительных устройствах подстанции могут применяться подвесные, опорные и проходные изоляторы. Тип и количество «тарелок» в гирлянде подвесного изолятора определяются уровнем рабочего напряжения, типом гирлянды (натяжная, поддерживающая), допустимой механической нагрузкой. Ввиду небольшой длины пролета гибких шин подстанции в данном проекте можно ограничиться выбором по первым двум параметрам, данные по которым приводятся в справочниках.

Опорные изоляторы для жестких шин выбираются по номинальному напряжению, месту установки изолятора (внутренняя, наружная), номинальному току (только для проходных изоляторов) и по допускаемой механической нагрузке.

Расчетная механическая нагрузка на изолятор (Fрас) в многопролетной шинной конструкции определяется расчетной нагрузкой шин на один пролет. Согласно ПУЭ расчетная нагрузка на изолятор не должна превышать 60% от разрушающей нагрузки (Fразр), приводимой в справочных данных изоляторов [5, 9], т.е. должно соблюдаться условие

.

Расчетная нагрузка определяется

,

где – поправочный коэффициент на высоту шины; Низ – высота изолятора; С – высота шины по оси изолятора (при установке шин на ребро С = h , плашмя С = b).


  1. Расчет заземляющего устройства


Заземляющие устройства являются составной частью большинства электроустановок и служат для обеспечения необходимого уровня электробезопасности в зоне обслуживания электроустановки и за ее пределами, для отвода в землю импульсных токов с молниеотводов и разрядников, для создания цепи при работе защиты от замыкания на землю и для стабилизации напряжения фаз электрических сетей относительно земли.

В результате расчета необходимо определить:

а) требуемое ПУЭ сопротивление растекания заземляющего устройства подстанции;

б) требуемое сопротивление искусственного заземлителя;

в) размеры подстанции, схему заземляющего устройства, тип, форму, количество и размещение электродов на участке;

г) параметры заземления.

Для обеспечения безопасных значений напряжений прикосновения и шагового в ПУЭ нормируется величина сопротивления заземляющего устройства:

а) в установках 110 кВ и выше с большим током замыкания на землю ;

б) в высоковольтных установках до 35 кВ с малым током замыкания на землю , но не менее 10 Ом;

в) в низковольтных установках , но не более 10 Ом при мощности источника до 100 кВА и не более 4 Ом, если мощность источника более 100 кВА.

При наличии на подстанции РУ нескольких напряжений за расчетное сопротивление заземления берется наименьшее.

Для заземления используются естественные и искусственные заземлители. В качестве естественных заземлителей используются водопроводные трубы (24 м), фундаменты опор, системы трос-опора.

При использовании естественных заземлителей сопротивление искусственного заземлителя Rи меньше требуемого Rз:



где Rе – сопротивление растеканию естественного заземлителя, которое определяется непосредственно измерениями.

Площадь, занимаемая оборудованием подстанции, определяется размерами ячеек всех распределительных устройств, схемой РУ, их количеством, габаритами силовых трансформаторов, допустимыми минимальными расстояниями для открытых РУ. Эти данные имеются в литературе [4, 5].

Затем составляется предварительная схема заземляющего устройства. Различают два типа заземляющих устройств – выносное и контурное. Наиболее распространенным является контурное.

При контурном заземляющем устройстве одиночные заземлители в виде вертикальных электродов размещаются по контуру (периметру) площадки. Для выравнивания потенциала внутри площадки вдоль осей оборудования прокладываются выравнивающие проводники в виде полосовой стали на глубине 0,81,0 м от фундаментов или оснований оборудования. Выравнивающие проводники соединяются по всей площади, занимаемой оборудованием, поперечными проводниками шагом не более 6 м. Расстояние от границ заземлителя до забора с внутренней стороны должно быть не более 3 м. Определение параметров заземления сводится к вычислению сопротивления выравнивающих полос заземления, образующих сетку, и количества вертикальных электродов. Для этого сначала определяется сопротивление одной продольной полосы

,

где – длина полосы, см; в – ширина полосы, см; t – глубина заложения, см (80); п – расчетное сопротивление грунта на глубине закладки:

п = к1 ,

где к1 – коэффициент, учитывающий просыхание и промерзание почвы (при t = 0,8 м, к1 = 1,6); – среднее удельное сопротивление грунта (табл. 3.11).

Сопротивление всех продольных полос с учетом коэффициента использования

,

где п – коэффициент использования, учитывающий взаимное влияние полос при растекании с них тока (табл. 3.12).

Аналогично определяется сопротивление одной, затем всех поперечных полос Rпп2.

Таблица 3.11

Грунт

, Омсм104

Песок

Супесок

Суглинок

Глина

Торф

Чернозем

Известняк

Скалистый грунт

4 - 10

1,5 - 4

0,4 - 1,5

0,08 - 0,7

0,2

0,09 - 5,3

10 - 20

20 - 40


Общее сопротивление сетки полос

,

где = 0,8 - коэффициент использования.

Таблица 3.12


Длина

каждой

Число па-

раллельных

Расстояние между параллельными полосами, м

полосы, м

полос, n

1,0

2,5

5,0

10,0

15

15

25

50

75

100

200

2

5

10

20
5

10

20
2

5

10

20
5

10

20
5

10

20
5

10

20


0,63

0,37

0,25

16
0,35

0,23

0,14
0,6

0,33

0,2

0,12
0,31

0,18

0,11
0,3

0,17

0,1
0,28

0,14

0,088

0,75

0,49

0,37

0,27
0,45

0,31

0,23
0,6

0,4

0,27

0,19
0,38

0,25

0,16
0,36

0,23

0,15
0,32

0,2

0,12

0,83

0,6

0,49

0,39
0,55

0,43

0,33
0,73

0,48

0,35

0,25
0,45

0,31

0,21
0,43

0,28

0,2
0,37

0,23

0,15


0,92

0,73

0,64

0,57
0,66

0,57

0,47
0,88

0,58

0,46

0,26
0,53

0,41

0,31
0,51

0,37

0,28
0,44

0,3

0,215

0,96

0,79

0,72

0,64
0,73

0,66

0,57
0,93

0,65

0,53

0,44
0,58

0,47

0,38
0,57

0,44

0,345
0,5

0,36

0,265


Общее сопротивление естественных заземлителей и сетки полос (Ом)

.

Если R Rз, то искусственных заземлителей в виде вертикальных электродов не требуется. Если R Rз, то необходимо использовать стержневые заземлители, общее сопротивление которых

,

сопротивление одного стержневого заземлителя



где – длина стержня (обычно 35 м); d – диаметр стержня (1012 см); t – глубина заложения, расстояние от поверхности почвы до середины стержневого заземлителя, см; ст – расчетное сопротивление грунта стержней ст2, где к2 – коэффициент, аналогичный к1, к2 = 1,4 для средних климатических районов.

Необходимое количество стержней



где ст – коэффициент использования стержневых заземлителей, зави-сящий от расстояния между стержнями, их длины и количества электродов (табл. 3.13).

Таблица 3.13

Отношение

расстояния

между эле-

ктродами к

их длине

Число

элект-

родов

ст

Отношение

расстояния

между эле-

ктродами к

их длине

Число

элект-

родов

ст

1
2

4

6

10

20

40

60

100

4

6

10

20

0,66-0,72

0,58-0,65

0,52-0,58

0,44-0,5

0,38-0,44

0,36-0,42

0,33-0,39

0,76-0,8

0,72-0,75

0,66-0,71

0,61-0,66


2


3

40

60

100

4

6

10
20

40

60

100

0,55-0,61

0,52-0,58

0,49-0,55

0,84-0,86

0,78-0,82

0,74-0,78
0,68-0,73

0,64-0,69

0,62-0,67

0,62-0,67





  1. Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты


Основным аппаратом защиты оборудования подстанции от перенапряжений являются ограничители перенапряжений (ОПН), либо вентильные разрядники. Они устанавливаются на сборных шинах, если к шинам подключены воздушные линии электропередачи; на выводах высшего и среднего напряжения автотрансформаторов; в цепях силовых трансформаторов и отдельных линий, если ОПНы, установленные на шинах, не обеспечивают должной защиты оборудования; в нейтралях силовых трансформаторов 110220 кВ, работающих с изолированной нейтралью.

ПУЭ регламентирует наибольшее расстояние от ОПН, устанавливаемых на сборных шинах или трансформаторных присоединениях, до защищаемого оборудования [4].

На подстанциях напряжением 110500 кВ режим заземления нейтрали трансформаторов выбирается с учетом класса изоляции нейтрали, допустимых значений токов однофазного к.з. по условиям выбора аппаратуры, действия релейной защиты.

От прямых ударов молнии электроустановки подстанции защищаются стержневыми молниеотводами. Здания с хорошо заземленной металлической крышей не требуют защиты молниеотводами. В ОРУ 110 кВ и выше разрешается установка молниеотводов непосредственно на металлических конструкциях, присоединенных к заземляющему контуру подстанции, а в открытых распределительных устройствах 35 кВ рекомендуется установка отдельно стоящих молниеотводов, имеющих обособленные заземления. Каждый молниеотвод защищает вокруг себя строго определенное пространство, вероятность попадания в которое равна нулю.

В зависимости от типа, количества и взаимного расположения молниеотводов зоны защиты могут иметь самые разнообразные геометрические формы.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода (рис. 3.4) определяется выражением



где Р = 1, если , , если h30м.

Условием защищенности всей площади четырьмя молниеотводами (рис. 3.5) на высоте hх является

.






Рис. 3.4 Рис. 3.5
Вопрос о расположении и количестве молниеотводов на подстанции решают на основании плана РУ подстанции, который составляют при расчете заземляющего устройства.
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


  1. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 640 с.

  2. Васильев А.А., Крючков И.П. и др. Электрическая часть станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1990. –575 с.

  3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование электрических станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 647 с.

  4. Правила устройства электроустановок. – 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.

  5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергия, 1989. – 605 с.

  6. Справочник по проектированию подстанций 35500 кВ / Под ред.С.С.Рокотяна и Я.С.Самойлова. – М.: Энергоатомиздат, 1982.–352 с.

  7. Лисовский Г.С., Хейфвиц М.Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35750 кВ.–М.: Энергия, 1977. – 464 с.

  8. Гук Ю.Б., Кантан В.В., Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций. – Л.: Энергоатомиздат, 1985. – 312 с.

  9. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию / Под ред. А.А.Федорова. Т.1, 2. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 590 с.

10. БалаковЮ.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов. – М.: Изд-во МЭИ, 2004. – 288 с.
ОГЛАВЛЕНИЕ


1. Объем и требования к оформлению проекта

1

2. Исходные данные проектирования

2

3. Методические указания по выполнению курсового проекта

8

  1. Определение суммарной мощности потребителей

подстанции


8

3.2. Выбор силовых трансформаторов

9

  1. Выбор схемы главных электрических соединений

подстанции


10

3.4. Расчет рабочих токов

13

3.5. Расчет токов короткого замыкания

14

3.6. Выбор электрических аппаратов

18

3.6.1. Выбор выключателей

20

3.6.2. Выбор разъединителей, отделителей и




короткозамыкателей

21

3.6.3. Выбор средств ограничения тока короткого




замыкания

22

3.6.4. Выбор измерительных трансформаторов

24

3.6.5. Выбор трансформаторов собственных нужд

28

3.6.6. Выбор шин

31

3.6.7. Выбор изоляторов

35

3.7. Расчет заземляющего устройства

36

3.8. Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты

41

Список рекомендуемой литературы

43










Составитель


ВИКТОР ИВАНОВИЧ МАСОРСКИЙ

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПОДСТАНЦИЙ

СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ


Методические указания и задания по курсовому

проектированию для студентов специальности

100400 «Электроснабжение»


Рецензент Б.В.Соколов

Печатается в авторской редакции


ЛР №

Подписано в печать . .2006. Формат 6084/16.

Бумага офсетная. Отпечатано на ризографе. Уч. изд. л. .

Тираж 120 экз. Заказ

ГУ КузГТУ. 650026, Кемерово, ул. Весенняя, 28.

Типография ГУ КузГТУ. 650099, Кемерово, ул. Д. Бедного, 4А.


1   2   3


Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации