Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения в соответствии с ГОСТ 687-78

4.  Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения в соответствии с ГОСТ 687-78

Время t от начала КЗ до расхождения контактов выключателя определяется из выражения:

t=t_ЗMIN + t_С.В.

где t_ЗMIN – минимальное время действия релейной защиты, принимается равным 0,001 с;

t_С.В – собственное время отключения выключателя по каталогу.

5.  Действующее значение периодической составляющей I_ДИН и амплитудные значения полного тока I_MДИН, которые характеризуют электродинамическую стойкость выключателя. Эти токи выключатель выдерживает во включенном положении без повреждений, препятствующих его дальнейшей работе.

6.  Ток термической стойкости I_Т – и время действия тока термической стойкости t_Т.

7.  Номинальный ток включателя I_ВКЛ – наибольший ток КЗ, который выключатель способен включить без сваривания контактов и других повреждений. В каталоге задают действующее значение периодической составляющей I_ВКЛ и амплитудное значение полного тока I_MВКЛ. Выключатели конструируют так, что I_ВКЛ³ I_ОТК.

8.  Время действия выключателя:

Собственное время отключения t_С.В – промежуток времени от подачи команды на отключение до расхождения контактов выключателя;

·  Время отключения t_О.В – промежуток времени от подачи команды на отключение до погасания дуги во всех фазах;

·  Время включения выключатели t_В.В – промежуток времени от подачи команды на включение до возникновения тока в цепи.

9.  Параметры восстанавливающего напряжения.

По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей:

·  масляные объемные;

·  масляные малообъемные;

·  воздушные;

·  электромагнитные;

·  элегазовые;

·  автогазовые;

·  вакуумные.

К особой группе относятся выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение токов нормального режима.

Выбор выключателей производят по следующим параметрам:

·  по напряжению электроустановки - U_УСТ£U_НОМ;

·  по длительному току I_РАБ.Н£I_НОМ; I_РАБ.Н£I_НОМ;

Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по условиям I_П0£I_ДИН; I_У£I_М.ДИН, где I_П0 и I_У – расчетные значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока в цепи, для которой выбирается выключатель.

Выбрав выключатель по рассматриваемым параметрам, а следовательно, зная t_С.В. находим t и для этого момента времени определяют периодическую (I_Пt) и апериодическую (I_Аt) составляющие тока КЗ.

Далее проверяют выключатель на ток отключения (I_Пt)£ (I_ОТК) и на возможность отключения апериодической составляющей (i_Аt). Определяют процентное содержание (i_Аt) в токе :

и проверяют выполнение условия b£b_НОМ

Если условие (I_Пt )£ (I_ОТК) выполняется, а b>b_НОМ (велика доля апериодического тока), то в соответствии с ГОСТ 687-78 допускается выбирать выключатель по полному току:

При выборе выключателей по включающей способности достаточно, чтобы были выполнены условия

I_П0£I_ВКЛ; i_У£I_М.ВКЛ.

На термическую стойкость выключатель проверяют по расчетному импульсу квадратичного тока КЗ и найденным в каталоге значениям I_t и t_t:

Расчетным видом КЗ для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является 3х фазное КЗ.

В РУ генераторного напряжения электростанций находят применение масляные малообъемные выключатели при токах отключения до 100 кА.

В цепях мощных блоков устанавливают воздушные выключатели воздушные выключатели.В РУСН станций, подстанций 6…10 кВ находят применение малогабаритные масляные малообъемные выключатели. В сетях напряжение 110 кВ могут быть установлены масляные малообъемные, воздушные выключатели. Чем выше напряжение, тем больше оказывается преимуществ у воздушных выключателей, а в электроустановках напряжением 330 кВ и выше применяются только воздушные выключатели. Перспективным является применение элегазовых выключателей в элегазовых РУ на все напряжения.

Выбор выключателей рекомендуется производить в табличной форме.

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
UУСТ	UНОМ	UУСТ£ UНОМ
IРАБ. УТЖ	IНОМ	IРАБ. УТЖ£ IНОМ
IПt	IОТК	IПt£ IОТК
	bНОМ	b£bНОМ
	-
IПО	IВКЛ	IПО£ IВКЛ
iУ	IМВКЛ	iУ£ IМВКЛ
IПО	IДИН	IПО£ IДИН
iУ	IMДИН	iУ£ IMДИН
Bк	IT, iТ

Номинальный ток отключения выключателя I_ОТКЛ дан в (ГОСТ687-78) для допустимого значения восстанавливающегося напряжения.

Переходное восстанавливающееся напряжение (ПВН) – это напряжение появляющееся на контактах полюса выключателя после погасания в нем электрической дуги.

Процесс восстановления напряжения может быть апериодическим, одно, двух и многочастотным.

ГОСТ 687-78 нормирует для выключателей характеристики восстанавливающего напряжения. Они заданы в виде граничных линий, определяющих допустимые пределы изменения восстанавливающего напряжения в месте установки выключателя, и линий запаздывания, учитывающих процесс запаздывания процесса восстановления электрической прочности дугового промежутка, свойственное прежде всего воздушным выключателям.

Характеристики ПВН нормированы для токов отключения, составляющих 100, 60 и 30% номинального.

,

где К_пг – коэффициент первого гасящего полюса (нормированное отношение возвращающегося напряжения на первом гасящем полюсе выключателя к наибольшему фазному рабочему напряжению), принимается равным 1,5;

К_а – коэффициент превышения амплитуды, значение К_а нормированы в зависимости от тока отключения: К_а100 = 1,4; К_а60=К_а30=1,5.

Линия запаздывания располагается параллельно линии ПВН в начальном участке и определена параметрами U’=U_C/3, ta=0.15t₃. Дополнительными параметрами является допустимая скорость восстановления напряжения (СВН), которая определяется как U_Н=U_C/t₃. Значения параметров t₃ и U_Н даны в таблице 6.

Таблица 6.

	6/7,2		10/12		15/1705		20/24		35/40,5
	t3, мкс	UН, кВ/мкс	t3, мкс	UН, кВ/мкс	t3, мкс	UН, кВ/мкс	t3, мкс	UН, кВ/мкс	t3, мкс	UН, кВ/мкс
100	35,0	0,35	51	0,4	60	0,50	75	0,55	99	0,67
60	13,2	0,88	22	1,0	26	1,25	32	1,36	42	1,75
30	7,5	1,75	11	2,0	13	2,50	16	2,75	21	3,50

Примечание: В числителе – номинальное, в знаменателе – максимальное рабочее напряжение.

Для выключателей 110 кВ и выше условная граничная линия ПВА определяется параметрами U₁, U_C, t₁, t₂. Причем

Ua=K_a×U₁, где К_пг..=1,3; К_а принимает значения, что и для выключателей до 35 кВ включительно.

Рис. «Нормированная кривая ПВН для выключателей 110 кВ.»

Линия запаздывания, параллельная граничной линии определяется параметрами U’ = 0.5 U₁ и t_a. Параметры t₁, t₂, t_a нормированы в зависимости от номинального тока отключения выключателей и отключаемого тока (100, 60, 30%). Так, например, t_a100=2 мкс, , t_a60=4 мкс, , t_a30=8 мкс. Допустимая скорость СВН является дополнительным параметром и определяется отношением: U_H=U₁/t₁.

Выбор разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, выключателей нагрузки

Разъединители предназначены для отключения и выключения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе В электроустановках небольшой мощности разрешается отключать разъединители ненагруженные трансформаторы, включать и отключать нагрузочный ток линии до 15 кА при напряжении 10 кВ и ниже, отключать (в определенных пределах) зарядный ток ВЛ и КЛ и ток КЗ на землю. При этом полагается 3х полюсный разъединитель.

По конструкции различают рубящие, поворотные, качающиеся, катящиеся разъединители. Важным элементом электроустановки ВН является заземляющие разъединители. При напряжении до 500 кВ – заземляющие разъединители монтируются на общей раме с основным разъединителем и блокируется с ним механически.

Блокировка разрешает включение заземляющего разъединителя только при отключенном основном и наоборот. Разъединители могут выполняться с одним или 2я заземляющими ножами (число заземляющих ножей обозначается цифрой 1 или 2 после первой черточки: РНДЗ-1-200У/2000 или РЛНД-2-220/1000). В эл. установках со сборными шинами в качестве линейных – с двумя заземляющими ножами. При напряжении 750 кВ и выше целесообразна раздельная установка основного и заземляющего разъединителя. Специального типа разъединители – короткозамыкатели и отделители, применяемые на подстанциях, выполненных по упрощенной схеме.

Короткозамыкатели создают искусственное ККЗ на стороне ВН трансформатора п/станции с целью повышения чувствительности РЗА линии.

Отделители предназначены для автоматического отделения поврежденного участка цепи в бестоковую паузу АПВ. Отделители допускается отключать те же токи, что и разъединителю.

Воздушные короткозамыкатели и отделители выпускаются на напряжение 35…220 кВ. Серьезным недостатком их является относительно большое время действия и затрудненность действия в условиях низких температур и гололеда. Разработаны конструкции элегазовых отделителей и короткозамыкателей.

Выключатели нагрузки используются для отключения рабочего тока цепи. Для отключения токов КЗ выключатели нагрузки не предназначены, но включающая их способность должна быть достаточной для включения их на не устраненное КЗ.

В ряде случаев к выключателям нагрузки не напряжение 6…10 кВ пристраивают кварцевые предохранители типа ВСНГ для цепей генераторов мощных блоков, допускающая синхронизацию. На напряжение 110 и 220 кВ в схема подстанций для автоматического секционирования сети разрабатываются выключатели нагрузки, вакуумные или элегазовые, на одно, два и три направления. Разъединители, отделители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжение (U_НОМ), номинальному длительному току I_НОМ, а в режиме КЗ проверяют термическую и электродинамическую стойкость.

Для короткозамыкателей выбор по номинальному току не требуется.

Выключатели нагрузки проверяют дополнительно по току отключения:

I_{РАБ.УТЖ}I_ОТКЛ.

Расчетные величины для выбора перечисленных аппаратов те же, что и для выключателей. Для правильного выбора аппаратов необходимо учитывать их перегрузочную способность и температуру окружающей среды. Нормированная температура окружающей среды для аппаратов + 35⁰С, но лн более + 60⁰С и при условии снижения нагрузки, характеризуемого следующими коэффициентами:

Температура окружающей среды, 0С,	35	40	45	50	55	60
Коэффициент снижения нагрузки	1,0	0,94	0,87	0,79	0,71	0,61

 

При температуре ниже + 35⁰С, допустимый ток может быть увеличен на 20%:

Температура окружающей среды, 0С,	35	30	25	20	15	10	5	0
Коэффициент дополнительной нагрузки	1,0	1,03	1,06	1,09	1,12	1,15	1,18	1,20

Условия выбора аппаратов сводятся в таблицу.

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные разъединителя	Условие выбора
UУСТ	UНОМ	UУСТ£ UНОМ
IРАБ. УТЖ	IНОМ	IРАБ. УТЖ£ IНОМ
iУ	IMДИН	iУ£ IMДИН
Bк	IT, iТ

Выбор токоограничивающих реакторов

Служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, что позволяет применять более легкие и дешевые выключатели и уменьшать площади сечения кабелей, а следовательно удешевлять РУ и распределительные сети.

Основная область применения реакторов – электрические сети напряжением 6…10 кВ. Иногда токоограничивающие реакторы используют в электроустановках напряжением 35 кВ, а также при напряжении ниже 1000 В.

Для ограничения тока КЗ в РУ применяют секционные и линейные реакторы. В нормальном режиме подстанции через секционные реакторы проходят небольшие токи и потери напряжения в них малы. При нарушении нормального режима работы, например отключении трансформатора, ВЛ через реактор проходят значительные рабочие токи и потери напряжения в них достигают 4…6% U_НОМ.

Секционные реакторы ограничивают ток КЗ в зоне сборных шин, присоединения генераторов, трансформаторов и сопротивления реакторов должно быть достаточным для того, чтобы ограничивать ток КЗ до значений соответствующих параметрам намечаемых к установке выключателей. Номинальный ток секционного реактора должен соответствовать мощности, передаваемой от секции к секции при нарушении нормального режима.

Обычно принимают

I_Р.НОМ.³(0,6…0,7)I_R._НОМ.;

Х_Р = 0,2…0,35 Ом.

Задав сопротивление реактора, рассчитывают ток КЗ на шинах установки. Если ток остается больше ожидаемого, следует изменить сопротивление реактора и повторить расчет.

Линейные реакторы включают последовательно в цепь отходящей линии, они хорошо ограничивают ток КЗ в распределительной сети и поддерживают остаточное напряжение U_ОСТ. на шинах установки при КЗ на одной из линий. Последнее благоприятно сказывается на потребителях электроэнергии, и по условиям самозапуска электродвигателей нагрузки U_ОСТ. должно составлять не менее (60…70)% от U_Н.

Для ограничения тока КЗ целесообразно иметь, возможно, большее индуктивное сопротивление реактора. Однако значение Х_Р должно быть ограничено допустимым ограничением потери напряжения в реакторе при нормальном режиме работы установки (1,5…2% номинального).

Основные параметры реакторов следующие:

·  U_{НОМИНАЛЬНОЕ};

·  I_{НОМИНЛЬНЫЙ};

·  Х_Р – индуктивное сопротивление;

·  I_mДИН – ток динамической стойкости, (амплитудное значение).

·  I_Т – ток термической стойкости;

·  t_Т – допустимое время действия тока термической стойкости.

При большом числе линий применяют групповые реакторы, то есть один реактор на несколько линий. Затраты, связанные с установкой реактора, в этом случае уменьшаются, однако и уменьшаются токоограничивающие свойства реактора с большим номинальным током при заданном значении потери напряжения. Сдвоенные реакторы лишены недостатков групповых реакторов. К среднему выводу реактора присоединены источники питания, а потребители подключаются к крайним выводам. Сдвоенные реакторы характеризуются номинальным напряжением, номинальным током ветви и сопротивлением одной ветви Х_Р= Х_В=wL при отсутствии тока в другой. При эксплуатации стремится к равномерной загрузке ветвей (I₁=I₂=I)/

В нормальном режиме работы установки потеря напряжения в ветви реактора с учетом взаимной индукции ветвей определится как:

,

где R_C=M/L – коэффициент ветвей реактора. Если Х_В=wL, то индуктивное сопротивления ветви с учетом взаимной индукции

Обычно коэффициент связи R_C близок к 0,5, тогда Х’_B=0,5Х_В, то есть потеря напряжения в сдвоенном реакторе вдвое меньше по сравнению с обычным реактором. При КЗ одной из ветвей, ток в ней значительно превышает ток в неповрежденной ветви. Влияние взаимной индукции мало, и Х_Р=Х_В, то есть сопротивление реактора при КЗ вдвое больше, чем в нормальном режиме. Рассмотрим порядок выбора линейных реакторов. Реакторы выбираются по номинальному напряжению и номинальному току:

UУСТ£ UР.НОМ

IРАБ. УТЖ£ IНОМ

Индуктивное сопротивление реактора выбирается исходя из условий ограничения тока КЗ до заданного уровня, определяемого коммутационной способностью выключателей, которые устанавливаются в данной сети.

Например, на линиях часто устанавливаются выключатели ВМ-10К с током отключения I_ОТК=20 кА.

Первоначально известно значение периодической составляющей тока КЗ I_П0, которое с помощью реактора необходимо уменьшить. Результирующее сопротивление цепи КЗ до места присоединения реакторов можно определить по выражению.

Начальное значение периодической составляющей тока за реактором должно быть равно току отключения выключатели: I_П0К2=I_ОТКЛ

Сопротивление цепи КЗ до точки К2 за реактором:

Рис. 8.6 Схема замещения для определения сопротивления реактора.

Разность полученных сопротивлений дает необходимое сопротивление реактора:

Х_Р=Х_{РЕЗ К2}-Х_РЕЗК1.

По каталогу выбирают тип реактора с ближайшим большим значение Х_Р и рассчитывают действительное значение периодической составляющей тока КЗ за реактором. Выбранный реактор необходимо проверить на электродинамическую стойкость:

i_У£ I_MДИН,

где i_{У –} ударный ток 3х фазного КЗ за реактором:

Проверка на термическую стойкость проводится по условию:

где В_К – расчетный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором.

КЗ за реактором можно считать удаленным, поэтому

При этом в значение t_ОТКЛ входит время действия РЗА отходящих линий, составляющее 1…2 секунды.

Необходимо также определить потерю напряжения в реакторе и остаточное напряжение на шинах установки (в %):

И сравнить полученные значения с допустимыми.

Выбор трансформаторов тока

Измерительные ТТ предназначены для уменьшения первичных токов до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики.

ТТ характеризуются номинальным первичным током I_1НОМ (стандартная шкала номинальных первичных токов содержит значения от 1 до 40000 А) и номинальным вторичным током I_2НОМ, который принят равным 5 или 1 А.

Отношение I_1НОМ к I_2НОМ – представляет собой коэффициент трансформации К= I_1НОМ/ I_2НОМ.

ТТ характеризуются токовой погрешностью  и угловой погрешностью в минутах.

В зависимости от токовой погрешности измерительные ТТ разбиты на 5 классов точности: 0,2; 0,5; 1; 3; 10. Наименование класса точности соответствует предельной токовой погрешности ТТ при I₁ равном 1…1,2 номинального. Для лабораторных измерений класс точности –0,2; для подсоединения электросчетчиков класс 0,5; для подсоединения щитовых измерительных приборов класс точности – 1…3.

Нагрузка ТТ – это полное сопротивление внешней цепи Z₂ выраженное в Омах. Сопротивления r₂ и x₂ представляют собой сопротивление приборов, проводов и контактов.

Нагрузка ТТ может также характеризовать полная (кажущаяся мощность)

.

Под номинальной нагрузкой ТТ Z_2НОМ понимают нагрузку, при которой погрешности не выходят за пределы, установленные для ТТ данного класса точности. Значение Z_2НОМ дается в каталогах.

Электродинамическая прочность ТТ характеризует номинальный током динамической стойкости I_{М ДИН} или отношением

.

Термическая стойкость определяется номинальным током термической стойкости I_T или отношением R_T=I_T/I_1НОМ и допустимым временем действия тока термической стойкости t_T.

По конструкции ТТ различают на:

·  катушечные;

·  одновитковые (типа ТПОЛ);

·  многовитковые (с литой изоляцией) типа ТПЛ и ТЛМ.

ТТ типа ТЛМ предназначены для КРУ и конструктивно совмещены с одним из штепсельных разъемов первичной цепи ячейки. Для больших токов применяют ТТ типа ТШЛ и ТПШЛ, у которых роль обмотки – первичный выполняет шина. Электродинамическая стойкость таких ТТ определяется стойкостью шины. Для ОРУ выпускаются ТТ типа ТФН, в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией и каскадного типа – ТРН. Для РЗА имеются специальные конструкции. На выводах масляных баков выключателей и силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше устанавливаются встроенные ТТ.

Таблица 7. «Условия выбора ТТ»

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные ТТ	Условие выбора
UУСТ	UНОМ	UУСТ£ UНОМ
IРАБ. УТЖ	IНОМ	IРАБ. УТЖ£ IНОМ
iУ	IMДИН RДИН	iУ£ IMДИН
Bк	IT, iТ, RТ, I1НОМ
Z2	Z2НОМ	Z2£ Z2НОМ

Подробнее остановимся на расчете нагрузки Z₂. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелик, поэтому Z₂»r₂.

Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

r₂=r_ПРИБ + r_КОНТТ+ r_ПРОВ.

Сопротивление приборов

 

где S_ПРИБ. – мощность, потребляемая приборами.

Для подсчета S_ПРИБ рекомендуется табличная форма 8.

Таблица 8. «Расчет S_ПРИБ В×А»

Наименование и тип прибора	Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр Э-378	0,1	0,1	0,1
Счетчик активной энергии  И-670М	2,5	-	2,5
Итого

ТТ установлены во всех цепях (цепи генераторов, трансформаторов, линий и пр.). Необходимо учесть схемы включения и распределения приборов по комплектам или сердечника ТТ [23,40].

Сопротивление контактов r_К принимают равным 0,05 Ом при 2х-3х и 0,1 Ом - при большем числе приборов. Зная Z_2НОМ, определяем допустимое сопротивление

r_ПР = Z_2НОМ – r_ПРИБ –r_КОНТ

 

и площадь сечения проводов; l_РАСЧ.- расчетная длина, зависящая от схемы соединения ТТ и расстояния l от ТТ до приборов: при включении в неполную звезду при включении в звезду при включении в одну фазу

Для разных присоединений принимаются следующие длины соединительных проводов (м).

Все цепи ГРУ 6-10 кВ, кроме линий к потребителям	40-60
Линии 6-10 кВ к потребителям	4-6
Цепи генераторного напряжения блочных станций	20-40
Все цепи РУ 35 кВ	60-75
Все цепи РУ 110 кВ	75-100
Все цепи РУ 220 кВ	10-150
Все цепи РУ 330-500 кВ	150-175

Для подстанций указанные длины снижаются на 15…20%.

Полученные площади сечений не должны быть меньше 4 мм² для проводов с алюминиевыми жилами и 2,5 мм² – с медными. По условиям механической прочности.

Провода сечение более 6 мм² обычно не применяются.

Измерительные трансформаторы напряжения

Измерительные ТН характеризуются номинальным значением первичного напряжения, вторичного напряжение (обычно 100 В или 100/Ö3), коэффициент трансформации К=U_1НОМ/ U_2НОМ. В зависимости от погрешности различают следующие классы точности ТН: 0,2; 0,5; 1; 3.

Вторичная нагрузка ТН – это мощность внешней вторичной цепи  под номинальной вторичной нагрузкой S_2НОМ понимают наибольшую нагрузку, при которой погрешность не выходит за допустимые пределы, установленные для ТН данного класса точности.

В электроустановках напряжением до 18 кВ применяются 3х фазные и 1-о фазные ТН, при более высоких напряжениях – только однофазные.

При напряжении до 20 кВ имеется большое число типов трансформаторов напряжения:

·  сухие (НОС);

·  масляные (НОМ, 3 НОМ, НТМИ, НТМК) с литой изоляцией (ЗНОЛ).

Следует отличать однофазные 2х обмоточные ТН-НОМ от однофазных 3х обмоточных ТН ЗНОМ. ТН ЗНОМ-15-20-24 и ЗНОЛ-06 устанавливаются в комплектных токопроводах мощных генераторов.

В эл. установках напряжением 110 кВ и выше применяются ТН каскадного типа НКЖ и емкостные делители напряжения НДЕ.

В зависимости от назначения могут применяться разные схемы включения ТН.

Два однофазных ТН, соединенных в неполный треугольник, позволяют измерить 2 линейных напряжения. Такая схема целесообразна для подключения счетчиков и ваттметров. Для измерения линейных и фазных напряжений могут быть использованы 3 однофазных ТН, соединенных по схеме «Звезда-Звезда» или 3х фазный типа НТМИ, третья обмотка которого соединена в разомкнутый треугольник и используется для присоединения реле защиты от замыканий на землю. Так же соединяются в 3х фазную группу однофазные 3х обмоточные ТН ЗНОМ и НКФ,

ТН выбирают по условиям U_УСТ£ U_1НОМ, S₂£ S_2НОМ.

За мощность S_2НОМ принимают мощность всех 3х фаз однофазных ТН, соединенных по схеме звезды и удвоенную мощность однофазного ТН, включенного по схеме неполного треугольника.

Для подсчета S₂рекомендуется табличная форма (9). Перечень измерительных приборов для расчетной цепи принимается на основании рекомендаций [ ]. Расчетную нагрузку приборов для упрощения расчетов не разделяют по фазам, тогда получают

Таблица 9. “Расчет нагрузки ТН”

Наименование и тип прибора	Мощность одной катушки прибора	Число катушек	cosj	sinj	Р, Вт	Q, В×А
Вольтметр Э-335	2,0 В×А	1	1,0	0	20,0	-
Ваттметр Д-335	1,5 В×А	2	1,0	0	3,0	-
Счетчик активной энергии И-680	2,0 В×А	2	0,38	0,925	4,0	9,7
Счетчик реактивной энергии И-676	3,0 В×А	2	0,38	0,925	6,0	14,5

Итого…

При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывается, так как оно мало, однако сопротивление проводов создает дополнительную потерю напряжения.

Согласно ПУЭ потери напряжения в проводах от трансформаторов напряжения к счетчикам не должны превышать –0,5%, а в проводах к щитовым измерительным приборам – 3%.

Площадь сечения проводов принимают:

1,5 мм² – медных, 2,5 мм² – алюминиевых.

Выбор и расчет токоведущих частей аппаратов, шин, проводов и кабелей

Выбор и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников – важнейший этап проектирования любой электроустановки, от которого в значительной степени зависит надежность ее работы.

При выборе токоведущих частей необходимо обеспечить выполнение ряда требований, вытекающих из условий работы.

Аппараты и проводники должны:

1.  Длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры;

2.  Противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов КЗ;

3.  Выдерживать механические нагрузки, создаваемые собственной массой и массой связанных с ними аппаратов, а также усилия, возникающие в результате атмосферных воздействий (ветер, гололед), это требование учитывается при расчете ЛЭП и РУ;

4.  Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки;

Один из важнейших вопросов – обеспечение термической стойкости аппаратов и проводников, что является следствием потерь мощности в них.

Составляющими этих потерь являются:

1.  Потери в токоведущих частях, обмотках, контактах;

2.  Потери от вихревых токов в металлических частях, особенно в ферромагнитных;

3.  Потери в магнитопроводах трансформаторов, электромагнитов;

4.  Потери в диэлектриках.

Для аппаратов и проводников эти потери являются сложной функцией тока, напряжения и частоты. Не учитывая, что при протекании по проводника частоты и напряжение меняется незначительно, то можно считать, что потери мощности пропорциональны квадрату тока.

Различают два основных режима нагрева токоведущих частей:

·  Длительный нагрев рабочим током; этот режим характеризуется тепловым равновесием, в нем проводники приобретают определенную (установившуюся температуру);

·  Кратковременный нагрев током КЗ; в этом режиме температура проводника непрерывно растет, так как теплота выделяется во много раз больше, чем в нормальном режиме, она не успевает отводиться и тепловое равновесие не устанавливается.

Допустимые температуры в каждом режиме различны и определяются рядом требований;

1.  Обеспечить экономически целесообразный срок службы изоляции;

2.  Обеспечить надежную работу контактной системы;

3.  Не допускать заметного ухудшения механически свойств металла токоведущих частей;

4.  Не допускать разрушение изоляции.

Рассматривая вопрос о допустимых температурах аппаратов и проводников, необходимо определить понятия о наблюдаемых температурах и температурах в наиболее нагретых точках аппаратов (машин).

Под наблюдаемыми температурами понимают температуры, найденные простым измерением. Они на 5…15 ⁰С отличаются от температуры, в наиболее нагретых точках.

Для кабелей длительно допустимые температуры определены в зависимости от номинального напряжения и конструкции кабеля:

·  Для одножильных кабелей всех напряжений и 3х жильных кабелей 3 кВ – 80⁰С; для трехжильных кабелей 6 кВ – 65⁰С; 10 кВ – 60⁰С; 20 и 35 кВ – 50⁰С;

Допустимые конечные температуры для кратковременного нагрева при КЗ значительно выше допустимых температур при длительной работе, так как износ изоляции и интенсивность окисления контактов определяются не только температурой, но и длительностью теплового воздействия. Допустимые конечные температуры ( в ⁰С) при КЗ приведены ниже:

Неизолированные части аппаратов и проводников

Из меди и латуни	300
Из алюминия	200

Силовые кабели до 10 кВ включительно с бумажной изоляцией и эмалями:

Из меди	250
Из алюминия	200

Силовые кабели 20…35 кВ с бумажной изоляцией175

Силовые кабели с резиновой изоляцией, а так же провода

С резиновой и полихлорвиниловой изоляцией200

Таким образом, исходя из рабочего режима, токоведущие элементы выбирают по условиям рабочего режима и проверяют на термическую и электродинамическую стойкость при токах КЗ.

При выборе токоведущих частей по условиям рабочего режима учитываются два фактора:

·   Нагрев проводника длительным рабочим током;

·  требования экономичности установки.

Допустимая температура нагрева шин – 70⁰С;

Температура окружающей среды – 25⁰С; Превышение температуры шин над температурой окружающего воздуха – 45⁰С.

Теплоотдача шин пропорциональна превышению ее температуры над температурой воздуха, а потеря энергии пропорциональна квадрату тока

где - нормированное и принимаемое превышение температуры шины над температурой воздуха.

Для шин прямоугольного сечения шириной до 60 мм, расположенных плашмя, допустимый ток снижается по сравнению с табличным значением на 5%, и шириной больше 60 мм – 8%. Для кабелей таблицы длительно допустимого тока составлены в расчете на одиночный кабель, проложенный в земле при температуре почвы +15⁰С или на воздухе при температуре +25⁰С. При других условиях необходимо вводить поправочные коэффициенты на температуру почвы, воздуха (К1) и на число кабелей в траншее (к₂) [23, 59], то есть

I_ДОП=К₁×К₂× I_ДОП.

Кабели отходящих линий (к потребителям) прокладываются обычно в земле в траншеях. Кабели генераторных, трансформаторных цепей, РУ и линии к двигателям собственных нужд, как правило, имеют небольшую длину и прокладываются в кабельных каналах, туннелях, открытых шахтах, и их выбор по условиям длительного нагрева производится, как для кабелей, проложенных на открытом воздухе. Для кабелей прокладываемых к механизмам собственных нужд в котельном и турбинному цехах, следует учитывать высокую температуру воздуха в этих цехах.

При выборе сечения проводников, учитывающих условия рабочего режима, необходимо также учитывать расход проводникового материала и потери энергии в проводниках. При заданном рабочем токе увеличение площади сечения проводника связано с увеличением затрат на сооружение РУ, шинной или кабельной линий и соответствующих отчислений на амортизацию и ремонт. Но одновременно уменьшаются потери энергии, стоимость которых входит в суммарные эксплуатационные расходы. Последние являются, таким образом, функцией сечения проводника: из минимум определяет экономичное сечение проводника.

Плотность тока, соответствующую минимуму суммарных эксплуатационных расходов называют экономической плотностью тока, которое является функцией многих величин, из которых главными является стоимость проводникового материала, стоимость энергии и продолжительность использования максимальной нагрузки T_MAX установки.

«Экономическая плотность тока, А/мм²» Таблица 10.

Проводник	ТМАХ, час
	До 3000	3000-5000	Свыше 5000
Неизолированные провода и шины
Из меди	2,5	2,1	1,8
Из алюминия	1,3 (1,5)	11 (1,4)	1,0 (1,3)
Кабели с бумажной, провода с резиновой изоляцией и жилами
Из меди	3,0	2,5	2,0
Из алюминия	1,6 (1,8)	1,4 (1,6)	1,2 (1,5)
Кабель с резиновой и пластмассовой изоляцией и жилами:
Из меди	3,5	3,1	2,7
Из алюминия	1,9 (2,2)	1,7 (2,0)	1,6 (1,9)

Примечание. Числа без скобок относятся к Европейской части, Дальнему востоку. В скобках к Центральной Сибири.

В курсовом проекте при выборе кабелей к потребителям на генераторном напряжении можно принимать Т_МАХ =3000…5000ч. Для шин связи генераторов и трансформаторов на ТЭС и АЭС Т_МАХ³5000, на ГЭС - Т_МАХ<3000 ч.

Таким образом по условиям рабочего режима определяется 2е площади сечения проводников: S_ЭК, при которой обеспечивается минимум эксплуатационных расходов;

S_ДОП – при которой температура проводника не превышает допустимой при длительной работе. Однако определяются эти две площади по разным рабочим токам. Первая – по рабочему току нормального режима.

вторая – по току утяжеленного режима, то есть S_ДОП определяется из условия I’_ДОП³ I_{РАБ.УТЖ.}

Принимается большая площадь сечения.

Под нормальным рабочим режимом установки или ее части понимают режим, предусматривающий план эксплуатации, при котором все элементы рассматриваемой установки находятся в рабочем состоянии. Утяжеленным называется режим при вынужденном присоединении вследствие их повреждения или в связи с профилактическим ремонтом. При этом рабочие токи других присоединений могут заметно увеличиваться и значительно превышать рабочие токи нормального рабочего режима. При отключении одной из двух параллельных ВЛ и КЛ или одного из 2х параллельно включенных трансформаторов нагрузка второй линии ли второго трансформатора увеличивается вдвое против ее нормального значения. Такой режим допускается в течении ограниченного времени (до нескольких суток) необходимого для восстановления нормального режима. Пропускную мощность линии, номинальную мощность трансформаторов выбирают с учетом таких режимов. При этом может быть использована перегрузочная способность силовых трансформаторов, кабелей 6-10 кВ и некоторых других элементов. Рабочие токи в шинах и проводах РУ в утяжеленном режиме не должны превышать номинальных значений во избежание повреждения контактных соединений и аппаратов, к которым они примыкают.

Для того, чтобы определить расчетные рабочие токи присоединенной ВЛ и КЛ, необходимо найти распределение тока в сети для заданных нагрузок при нормальном режиме и при отключении одной из линии. Отношение расчетных токов утяжеленного и нормального режимов зависит от схемы сети: Обычно оно равно 1,5…2,0. Расчетные рабочие токи сборных шин зависят от рабочих токов присоединений, их взаимного расположения в РУ, а также от вида сборных шин (одиночные, двойные, кольцевые и тому подобное) и режима установки. Для выбора площади сечения шин по утяжеленному режиму следует выявить ожидаемые рабочие токи на отдельных участках РУ при наиболее неблагоприятных условиях. Если рабочие токи на этих участках резко различны, шины могут быть выбранными «ступеньками» – с площадью сечений, соответствующих рабочим токам участков. Площадь сечения шин должна быть достаточной для передачи рабочего тока наиболее мощного агрегата. В ЗРУ до 20 кВ включительно шины выполняют из полос прямоугольного сечения. Они более экономичны, чем с круглыми, так как при равной площади сечения имеют большую боковую поверхность охлаждения, меньший коэффициент поверхностного эффекта и больший момент сопротивления (по одной оси). Наибольшие размеры сечения однополосных алюминиевых шин 120×10 мм I_ДОП = 2070 А. При больших токах применяют многополосные шины – пакеты из 2х-3х полос на фазу. В многополосных шинах на переменном токе вследствие эффекта близости ток по сечению распространяется неравномерно. В 3х полосных пакетах в крайних полосах протекает до 40%, а в средней - 20% полного тока фазы.

При рабочих токах, превышающих допустимые для 2х полосных шин, следует применять коробчатые шины – пакет из 2х швеллеров на фазу , а при еще больших токах – трубчатые шины квадратного и круглого сечения.

Критерием термической стойкости аппарата и проводника является их конечная температура при КЗ, которая должна быть меньше допустимой. За время протекания тока КЗ температура проводника возрастает до 200…300⁰С, необходимо учитывать зависимость сопротивления проводника и его теплоемкости от температуры. Для определения конечной температуры проводника обычно используют вспомогательную функцию А, характеризующую связь между выделившейся в проводнике энергии и его температурой (рис. 7-1) «Кривые для определения температуры нагрева токами КЗ проводника из стали (1), алюминия (2), меди (3).

Количество, выделившейся в проводнике теплоты принято характеризовать импульсом квадратичного тока – (А_Н), при температуре в конце КЗ (А_К), импульсом В_К и площадью сечения проводников S существует зависимость

А_К-А_Н = В_К/S²,

откуда

А_К = В_К/S² +А_Н.

По значению А_Н определяют температуру Q_К в конце КЗ. Проводники термически устойчивы, если Q_К£Q_К.ДОП.

Чаще всего проводники проверяют на термическую стойкость по минимальной площади сечения проводника:

 

где А_К.ДОП – величина характеризующая допустимое тепловое состояние проводника в конце КЗ при температуре Q_К.ДОП (Q_К.ДОП.=300 ⁰С для медных проводников и при Q_К.ДОП.=200 ⁰С для алюминиевых проводников); значение А_Н находится по кривым 7.1 при Q_К.ДОП.=70 ⁰С.

«Значение коэффициента С»

	QК.ДОП, 0С	С
Шины:
Из меди	300	170
Из алюминия	200	90
Из стали, не соединенными Непосредственно с аппаратом	400	65
Из стали, соединенной Непосредственно с аппаратом	300	60
Кабель до 10 кВ с бумажной изоляцией и жилами:
Из меди	200	160
Из алюминия	200	90

Если нагрузка проводника меньше допустимой по условиям нагрева, то есть I_Н<I_{Н. ДОП}, то проводник будет нагреваться в нормальном режиме до температуры, меньше допустимой:

 

где Q₀ – расчетная температура окружающей среды (+25 для шин , +15⁰С для кабеля).

После определения S_MIN условие термической стойкости проводника запишется в виде : S_MIN£ S_РАСЧ. , где S_РАСЧ. – площадь сечения проводника, выбранная по условиям рабочего режима.

Импульс квадратичного тока КЗ для мощны современных генераторов при удаленном КЗ определяется [61]:

,

где t_ОТКЛ.= t₃+ t_В, t_З – время действия РЗ; t_В – полное время отключения выключателя; T_а – постоянная времени цепи КЗ.

Проверка шин на динамическую стойкость сводится к механическому расчету шинной конструкции при КЗ. Эл. динамические сила, возникающая при КЗ носит колебательный характер и имеет периодическую составляющую с частотой 50 Гц и 100Гц. Эти силы приводят шины и изоляторы, представляющие собой динамическую систему, в колебательное движение. Деформация элементов конструкции и соответствующие напряжения в материала зависят от составляющей электродинамической силы и от собственной частоты элементов, приведенных в колебание.

Особенно большие напряжения возникают в условиях резонанса, когда собственные частоты системы шины-изоляторы оказываются близки к 50 и 100 Гц. В этом случае напряжения в материале шин и изоляторов могут в 2…3 раза превышать напряжения, рассчитанные по максимальной электродинамической силе при КЗ, вызванной ударным током КЗ.

Если же собственные частоты системы меньше 30 или более 200 Гц то мианического резонанса не возникает и проверка шин на электродинамическую стойкость производится в предположении, что шины и изоляторы являются статической системой с нагрузкой, равной максимальной электродинамической силе при КЗ.

При проектировании новых РУ с жесткими шинами, определяется частота собственных колебаний по следующим выражением:

 для алюминиевых шин.

 для медных шин,

где l – пролет между изоляторами, м;

J – момент индукции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см⁴;

S- площадь сечения шины, см^2.

Изменяя длину пролета и форму сечения шин, добиваются того , чтобы механический резонанс был исключен, то есть чтобы n₀ >200 Гц. Если этого добиться не удается, то производится специальный расчет шин с учетом динамических усилий, возникающих при колебаниях шинной конструкции.

При расчете шин как статической систем, исходя из допущения, что шина каждой фазы является многопролетной балкой, свободно лежащей на жестких опорах с равномерно распределенной нагрузкой. В этом случае –изгибающий момент определяется выражением

где f- сила, приходящаяся на единицу длины шины, Н/м.

В наиболее тяжелых условиях находится средняя фаза, которая принимается за расчетную; за расчетный вид КЗ принимаются 3х фазные.

Максимальная сила, приходящаяся на единицу длины средней фазы при 3х фазном КЗ.

где i_У – ударный ток КЗ, А.

а – расстояние между осями смежных фаз, м:

Напряжение в Мпа возникающее в материале шины,

где W- момент сопротивления шины, м³.

В графической части проекта схемы электрических соединений подстанции выполняется однолинейной на листе ватмана формата 1 576×814 мм. Условные графические обозначения должны быть сделаны в соответствии с Единой системой конструкторской документации. Компоновка всех элементов должна быть выполнена, такой, чтобы получился более наглядный и выразительный чертеж с правильным соотношением размеров обозначений машин, аппаратов и измерительных приборов, четкими пояснениями к ним.

План подстанции в разрезе по ячейке трансформатора выполняется на миллиметровой бумаге формата 22-24. При выполнении конструктивных чертежей следует использовать [1, гл. 10; 3, #6-3, 6-5; 5, #5-3, 26-4, 26-5].

Список литературы

1.  Васильев А.А, Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф., и др. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для Вузов / Под редакцией А.А. Васильева- М. Энергия, 1980 г-608 стр.

2.  Неклепаев Б.Н. «Электрическая часть станций»- М. Энергия, 1976 г-475 стр.

3.  Рожкова Л.Д., Козулин В.В. Электрооборудование станций и подстанций - М. Энергия, 1987 г-600 стр.

4.  Усов С.В. Электрическая часть электростанций, - М. Энергия, 1977 г-420 стр.

5.  Справочник по электроснабжению предприятий. Промышленные электрические сети./ Под общей редакцией Федорова А.А и Сербинского Г.В, - М. Энергия, 1980 г-576 стр.

6.  Гук Ю.Б. и др. «Проектирование электрической части станций и п/станций» Л. Энергоатомиздат, 1985 г – 312 с.

7.  «Электрическая часть станций и по/станций»: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования /Под редакцией Б.Н. Неклепаева. – М.-Энергия, 1986

8.  Методические указания по выбор трансформаторов на п/ст 35…220 кВ для курсового и дипломного проектирования. -Кострома, КГСХА, 1997 г.

9.  Методические указания по выбору эл. аппаратов для курсового и дипломного проектирования.