Текст книги "Методические указания для курсового и дипломного проектирования главных понижающих подстанций промышленных предприятий"

2.2 Расчет токов короткого замыкания

2.2.1 В зависимости от назначения расчета токов КЗ выбирают расчетную схему сети, определяют вид КЗ, местоположение точек КЗ на схеме и сопротивления элементов схемы замещения.

Ток короткого замыкания от первой системы в точке К₁:

Ток короткого замыкания от второй системы в точке К₁:

Суммарный ток К.З. в точке К₁:

Результирующее сопротивление в точке К₁:

Сопротивление трансформатора, приведенное к напряжению 110 кВ:

Результирующее сопротивление в точке К_2, приведенное к напряжению 110 кВ:

Результирующее сопротивление в точке К₂ приведенное к напряжению 6 кВ:

2.3 Выбор сечения проводов и кабелей

2.3.1 При расчете по экономической плотности тока сечение проводов выбирается по выражению:

где I – расчетный ток линии, А; j_эк– рекомендуемая экономическая плотность А/мм².

Однако выбор проводов и кабелей по таблице экономической плотности тока (таблица Б.6) не отвечает условию минимума приведенных затрат, так как экономическая плотность тока была определена с рядом допущений.

Сечения, которые в действительности изменяются дискретно по формуле F = I/j_эк, получаются непрерывными. Напротив, экономическая плотность тока дана j_эк для сравнительно больших диапазонов числа часов использования максимума, то есть дискретная, тогда как в действительности является непрерывной функцией. Коэффициенты отчислений от капитальных вложений принимались одинаковыми для различных случаев. Между тем, эти коэффициенты не однозначны для различных исполнений сетей.

2.3.2 В настоящее время выбор вариантов рекомендуется производить по приведенным затратам. Выбирается вариант, для которого приведенные затраты минимальны.

Для выбора сечений в простейшем случае строительства линий в один год приведенные затраты:

где p_а – коэффициенты отчислений на амортизацию, так как сечение мало зависит от ремонта и обслуживания; R_о – удельное активное сопротивление, Ом – мм² /м.

Если считать, что величина К_л линейно зависит от сечения проводов F, и учесть, что сопротивление R_о обратно пропорционально сечению, то минимум затрат приведет к выбору сечения F по экономической плотности тока. При этом рекомендуемая плотность тока j_эк может быть принята в соответствии с фактическими значениями E_н, p_а,τ, c.

Однако даже такая измененная экономическая плотность тока предполагает линейную зависимость К_л = ƒ(F). В действительности же эта зависимость нелинейная, поэтому полученные таким методом сечения могут быть не оптимальными.

2.3.3 Для расчета тока короткого замыкания в точке К₃ необходимо выбрать сечение и тип питающего кабеля для двигателя. Сечения жил кабеля выбирают по техническим и экономическим условиям.

Результирующее сопротивление в точке К₃:

2.3.4 Определение ударных токов в расчетных точках:

Выполнив расчет номинальных токов и токов короткого замыкания можно приступать к выбору и проверке оборудования.

3. Выбор оборудования

3.1 Выбор выключателей

Выключатель – это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока. Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

3.1.1 К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:

– надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

– быстрота действия, т. е. наименьшее время отключения;

– пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т. е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

– возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;

– легкость ревизии и осмотра контактов;

– взрыво– и пожаробезопасность;

– удобство транспортировки и эксплуатации.

Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток и номинальное напряжение.

Основными конструктивными частями выключателей являются: контактная система с дугогасительным устройством, токоведущие части, корпус, изоляционная конструкция и приводной механизм.

3.1.2 По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей: масляные баковые (масляные многообъемные), маломасляные (масляные малообъемные), воздушные, элегазовые, электромагнитные, автогазовые, вакуумные выключатели. К особой группе относятся выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение токов нормального режима. По роду установки различают выключатели для внутренней, наружной установки и для комплектных распределительных устройств. По степени быстродействия на отключение выключатели могут быть: сверхбыстродействующие t<0,06 c; быстродействующие t=0,06-0,08 с; ускоренного действия t=0,08-0,12 c; небыстродействующие t=0,12-0,25 c.

Рассмотрим выключатели, выпускаемые в России

Масляные баковые выключатели (рисунок В.1)

В масляных баковых выключателях масло служит для гашения дуги и изоляции токоведущих частей. При напряжении до 10 кВ (в некоторых типах выключателей до 35 кВ) выключатель имеет один бак, в котором находятся контакты всех трех фаз, при большем напряжении для каждой фазы предусматривается свой бак.

Основные преимущества баковых выключателей: простота конструкции; высокая отключающая способность; пригодность для наружной установки; возможность установки встроенных трансформаторов тока.

Недостатки баковых выключателей: взрыво– и пожароопасность; необходимость периодического контроля за состоянием и уровнем масла в баке и вводах; большой объем масла, что обуславливает большую затрату времени на его замену; необходимость больших запасов масла; непригодность для установки внутри помещений; непригодность для выполнения быстродействующего АПВ; большая затрата металла, большая масса, неудобство перевозки, монтажа и наладки.

Маломасляные выключатели (рисунок В.2)

Маломасляные выключатели (горшковые) получили широкое распространение в закрытых и открытых РУ всех напряжений. Масло в этих выключателях в основном служит дугогасящей средой и только частично – изоляцией между разомкнутыми контактами. Изоляция токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций осуществляется фарфором или другим твердым изолирующим материалом. Контакты выключателей для внутренней установки находятся в стальном бачке (горшке), отсюда сохранилось название выключателей «горшковые». Маломасляные выключатели напряжением 35 кВ и выше имеют фарфоровый корпус. Самое широкое применение имеют выключатели 6-10 кВ подвесного типа. В этих выключателях корпус крепится на фарфоровых изоляторах к общей раме для всех трех полюсов. В каждом полюсе предусмотрен один разрыв контактов и дугогасительная камера.

Достоинствами маломасляных выключателей являются: небольшое количество масла; относительно малая масса; более удобный, чем у баковых выключателей, доступ к дугогасительным контактам; возможность создания серии выключателей на разное напряжение с применением унифицированных узлов.

Недостатки маломасляных выключателей: взрыво– и пожароопасность, хотя и значительно меньшая, чем у баковых выключателей; невозможность осуществления быстродействующего АПВ; необходимость периодического контроля, доливки, относительно частой замены масла в дугогасительных камерах; трудность установки встроенных трансформаторов тока; относительно малая отключающая способность.

Область применения: закрытые РУ электростанций и подстанций 6, 10, 20, 35 и 110 кВ, комплектные РУ 6, 10 и 35 кВ и открытые РУ 35 и 110 кВ.

Воздушные выключатели (рисунок В.3 – В.4)

В воздушных выключателях гашение дуги происходит сжатым воздухом, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами.

Конструктивные схемы воздушных выключателей различны и зависят от их номинального напряжения, способа создания изоляционного промежутка между контактами в отключенном положении, способа подачи сжатого воздуха в дугогасительное устройство.

Воздушные выключатели имеют следующие достоинства: взрыво– и пожаробезопасность быстродействие и возможность осуществления быстродействующего АПВ; высокая отключающая способность; надежное отключение емкостных токов линий; малый износ дугогасительных контактов; легкий доступ к дугогасительным камерам; возможность создания серий из крупных узлов; пригодность для наружной и внутренней установки.

Недостатками воздушных выключателей являются: необходимость компрессорной установки; сложная конструкция ряда деталей и узлов; относительно высокая стоимость; трудность установки встроенных трансформаторов тока.

Электромагнитные и вакуумные выключатели

Электромагнитные выключатели для гашения дуги не требуют ни масла, ни сжатого воздуха, что является большим преимуществом их перед другими типами выключателей. Выключатели этого типа выпускаются на напряжение 6-10 кВ, номинальный ток 3200 А и ток отключения до 40 кА.

Достоинствами таких выключателей являются: полная взрыво– и пожаробезопасность; малый износ дугогасительных контактов; пригодность для работы в условиях частых отключений и включений; относительно высокая отключающая способность.

Недостатки электромагнитных выключателей: сложность конструкции дугогасителя с системой магнитного дутья; ограниченный верхний предел номинального напряжения; ограниченная пригодность для наружных установок.

Вакуумные выключатели

Применяются для отключения емкостного тока (ненагруженные линии высокого напряжения, батареи конденсаторов). Для создания выключателей на высокое напряжение несколько дугогасительных камер соединяются последовательно. Для увеличения отключаемого тока применяют так же магнитное дутье, которое приводит дугу в быстрое вращение по поверхности контактов.

Недостатками вакуумных выключателей являются небольшие токи отключения и возможность коммутационных перенапряжений при отключении малых индуктивных токов, когда погасание дуги в камере происходит до естественного перехода тока через нуль.

Автогазовые выключатели

В автогазовых выключателях для гашения дуги используется газ, выделяющийся из твердого газогенерирующего материала дугогасительной камеры.

Элегазовые выключатели

Элегаз обладает высокими дугогасящими свойствами, которые используются в различных аппаратах высокого напряжения. Выключатели нагрузки элегазовые во многом напоминают конструкцию отделителей. Однако для успешного отключения тока в них предусматриваются устройства для вращения дуги в элегазе.

Вращение дуги в элегазе способствует быстрому гашению. Чем больше отключаемый ток, тем больше скорость перемещения дуги, что защищает контакты от обгорания. Контактная система помещается внутри фарфорового корпуса, заполненного элегазом и герметически закрытого. Давление внутри камеры 0,3 МПа. Подпитка при возможных утечках происходит из баллона со сжатым элегазом. Конструкции включателей с элегазом разработаны на напряжения 35, 110 и 220 кВ.

Достоинствами элегазовых выключателей является: пожаро– и взрывобезопасность, быстрота действия и высокая отключающая способность.

3.1.4 Выбор и проверка высоковольтных выключателей производиться по следующим параметрам, приведенным в таблице 3.1

Таблица 3.1

Условие выбора и поверки выключателей

Номинальные данные коммутационной аппаратуры – выключателей нагрузки – приведены в таблице Б.16

3.1.5 На стороне 6 кВ в ЗРУ выключатели выбираются по тем же параметрам, что и на стороне высокого напряжения (см. пункт 3.1.4.)

3.2 Выбор разъединителей

Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, и который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток. Разъединители, устанавливаемые в открытых РУ, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.

3.2.1 Ранее широко применялись разъединители рубящего типа (рисунок В.5). Недостатком их являются большие габариты при отключенном положении ножа. Разъединители горизонтально-поворотного типа выпускаются на напряжение 10-750 кВ (рисунок В.7). Широкое применение этих разъединителей объясняется значительно меньшими габаритами и более простым механизмом управления. Широко распространенные горизонтально-поворотные разъединители типа РЛНД в настоящее время заменяются усовершенствованной конструкцией РНД и РНД(З) (разъединители для наружной установки, двухколонковые с заземляющими ножами).

3.2.2 Выбор разъединителей гораздо проще, чем выбор выключателей, т. к. разъединители не предназначены для отключения ни нормальных, ни аварийных токов. В связи с этим, при их выборе ограничиваются определением необходимых рабочих параметров: номинального напряжения и длительного номинального тока, а так же проверкой на термическую и динамическую стойкость при сквозных токах КЗ.

Особое внимание при выборе разъединителей следует обращать на их конструкцию. Для электроустановок всех напряжений, в том числе и небольших, следует выбирать исключительно трехполюсные разъединители. Однополюсное управление разъединителями может привести к случайному контуру емкости и индуктивности и вызвать феррорезонанс со всеми неприятными последствиями: перенапряжениями, субгармониками тока, опрокидыванием магнитного поля и т. д.

3.2.3 Выбор и проверка разъединителей производиться по следующим параметрам, приведенным в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Условие выбора и поверки разъединителей

Параметр разъединителя

Условие выбора

Номинальное

U_сети = U_разр

напряжение

Номинальный ток

I_ном > I_раб

Динамическая стойкость

i_дин > i_уд

Термическая стойкость

I⁽²⁾_t*t_t > I²_кз*t_кз

Номинальные данные разъединителей приведены в таблице Б.20-Б.22.

3.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

3.3.1 В зависимости от предъявляемых требований выпускают трансформаторы тока с классами точности 0,2; 0.5; 1; 3; 10. Указанные цифры представляют собой токовую погрешность в процентах номинального тока при нагрузке первичной обмотки током 100–120 % для первых трех классов и 50-120 % – для двух последних.

Трансформаторы тока класса 0,2 применяются для присоединения точных лабораторных приборов, класса 0,5 – для присоединения счетчиков денежного расчета, класса 1 – для всех технических измерительных приборов, классов 3 и 10 – для релейной защиты.

3.3.2 Для наружной установки выпускают трансформаторы тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией типа ТФН (рисунок В.13). В установках 35 кВ и более широко применяются трансформаторы тока, встроенные в проходные втулки силовых трансформаторов или баковых выключателей (рисунок В.14). Первичной обмоткой таких трансформаторов является стержень втулки. Кроме рассмотренных типов трансформаторов тока выпускаются специальные конструкции для релейных защит: трансформаторы тока нулевой последовательности ТНП, ТНПШ, ТЗ, ТЗЛ; быстронасыщающиеся трансформаторы ТКБ; трансформаторы для поперечной дифференциальной защиты генераторов ТШЛО.

3.3.3 Трансформаторы тока выбираются по номинальным параметрам: напряжению, первичному и вторичному токам и проверяются на динамическую и термическую стойкость в режиме КЗ (таблица 3.3).

Кроме того, трансформаторы тока подбираются по классу точности, который должен соответствовать приборам, подключаемым во вторичную цепь.

Таблица 3.3

Условие выбора и поверки трансформаторов тока

Номинальные данные трансформаторов тока приведены в таблице Б.17-Б.18.

3.4 Выбор трансформаторов напряжения

В электроэнергетических установках трансформаторы напряжения применяются для включения в их вторичную цепь параллельных обмоток приборов контрольно-измерительных систем, устройств синхронизации, релейной защиты, автоматики, для контроля изоляции и других целей.

3.4.1 По классу точности трансформаторы напряжения группируются следующим образом:

– класс точности 0,2 соответствует трансформаторам напряжения, применяемым для точных измерений, проверок и исследований при наладочных работах, приемных испытаниях оборудования, для подключения вычислительных машин, приборов автоматического регулирования частоты, градуировки эксплуатационных приборов и т. п.; ими оснащаются электротехнические лаборатории электрических станций;

– трансформаторы напряжения классов точности 0,5 и 1 устанавливаются в РУ и служат для подключения щитовых приборов, расчетных и контрольных счетчиков и прочих измерительных устройств;

– трансформатор напряжения класса 3 и грубее используется в релейных защитах, устройствах автоматики, для питания сигнальных ламп и т. п.

3.4.2 В зависимости от напряжения, назначения, схемы конструкции, способа охлаждения, места установки трансформаторы напряжения различаются маркой.

Типы НОС, НОСК, НТС, НТСК – это однофазные (О) или трехфазные(Т), сухие (С), компенсированные (К) трансформаторы напряжения. Они предназначены для внутренних установок напряжением до 6 кВ.

Типы НОМ, ЗНОМ (с заземлением внутреннего конца обмотки высокого напряжения), НТМК, НТМИ (рисунок В.9), выполненные в баке с маслом с естественным масляным охлаждением, применяются для внутренних установок напряжением до 18 кВ (рисунок В.8); однофазные трансформаторы напряжения – до 35 кВ.

Типы НКФ (напряжения, каскадный, фарфоровый) для напряжения до 500 кВ (рисунок В.10) изготовляются однофазными в фарфоровом кожухе, заполненном маслом, с металлической головкой – расширителем.

Для новейших конструкций герметизированных элегазовых распределительных устройств КРУЭ применяются специальные трансформаторы напряжения типа ЗНОГ (заземленный, напряжения, однофазный с газовой изоляцией) (рисунок В.10). Он предназначен для питания измерительных приборов, цепей защиты и сигнализации.

3.4.3 Трансформаторы напряжения выбираются по номинальным параметрам первичной цепи, классу точности и схеме соединения обмоток (таблица 3.4). Фактическая нагрузка подключенных приборов должна соответствовать нормальной нагрузке вторичной цепи при избранном классе точности.

Таблица 3.4

Условие выбора и проверки трансформаторов напряжения

Номинальные данные трансформаторов напряжения приведены в таблице Б.19.

3.5 Ограничители перенапряжения

3.5.1 Классификация и обозначение ОПН

Основная классификация ограничителей перенапряжений производится по номинальному разрядному току и по группе разрядного тока, характеризующей энергопоглощающую способность ОПН при воздействии импульса большой длительности.

3.5.2 Область применения

Нелинейные ограничители перенапряжений предназначены для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений изоляции электрооборудования переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением 6 – 220 кВ.

Ограничители перенапряжений являются защитными аппаратами нового поколения, заменяющими морально и физически устаревшие конструкции вентильных разрядников, и обладают лучшими по сравнению с последними защитными характеристиками.

3.5.3 Конструкция ограничителя представляет собой герметичную полимерную изоляционную покрышку с металлическими фланцами, внутри которой содержится нелинейное сопротивление, собранное из оксидно-цинковых варистров в одну колонку. Ограничитель на класс напряжения 220 кВ состоит из 2-х унифицированных модулей и оснащается защитным экраном для выравнивания распределения напряжения по модулям. Герметичное уплотнение на торцах (фланцах) покрышки обеспечивается мембраной, из нержавеющей стали и кольцевыми резиновыми прокладками. В конструкции ограничителя предусмотрено предохранительное противовзрывное устройство, исключающее при коротком замыкании внутри покрышки повышение давления и возможность ее взрывного разрушения. Действие предохранительного устройства обеспечивается уплотнительной системой. Рабочее положение ограничителей – вертикальное. Крепление нижнего фланца при установке на заземленное основание производится через изолирующие шайбы.

3.6 Выбор шин

3.6.1 Общие требования к шинам РУ заключаются в следующем:

– сечения их должны соответствовать максимальным возможным токам при наиболее благоприятных эксплуатационных режимах;

– они должны обладать достаточной термической стойкостью в режимах КЗ;

– они должны выдерживать механические нагрузки, создаваемые собственной массой и массой связанных с ними проводов и аппаратов, а также усилиями, возникающими при КЗ или в результате атмосферных воздействий;

– в условиях нормальной эксплуатации при рабочих напряжениях на шинах не должно возникать короны;

– число соединений и изоляторов должно быть минимальным.

3.6.2 В качестве материала шин используется сталь, медь или алюминий. Сталь имеет низкую электрическую проводимость и подвержена интенсивной коррозии, а поэтому используется ограничено, преимущественно в неответственных установках умеренных напряжений. Её главные преимущества – дешевизна и высокая механическая прочность.

Медь и алюминий применяются одинаково часто, причем медь используется преимущественно при напряжениях 110 кВ и ниже. При напряжениях выше 330 кВ почти исключительно используется алюминий, имеющий хорошие электрические характеристики и значительно меньшую плотность, чем медь (примерно в три раза).

Следует учитывать, что медные шины применяются преимущественно в тех случаях, когда использование алюминия невозможно из-за коррозии, недостаточной механической прочности и т. п.

3.6.3 Форма сечения шин разнообразна: применяются шины прямоугольного сечения, круглого или профильного (чаще всего коробчатого). Прямоугольные шины удобны в монтаже, к ним легко присоединять плоские контакты аппаратов, однако недостаточная механическая прочность позволяет применять их только при коротких пролетах, а корона ограничивает напряжения, при которых они могут использоваться значением 20–24 кВ.

Максимальные размеры однополосных медных и алюминиевых шин по условиям прочности равны 120*10 мм, их предельная нагрузка 2,65 кА для меди и 2,07кА для алюминия. При больших нагрузках применяют двух– и трехполосные шины, что позволяет увеличить нагрузку трехполосных медных шин до 5,2 кА, а алюминиевых до 4,1 кА.

Гораздо больший выигрыш дают шины профильного (коробчатого) сечения, имеющие к тому же значительно более высокую механическую прочность. Пакет шин, состоящий из двух коробчатых шин с толщиной станки 12,5 м и высотой полки 250 мм, позволяет передавать ток 12,5 кА в медных шинах и 10,8 кА в алюминиевых шинах.

3.6.4 В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов, закрепленных по окружности в кольцах – обоймах. Два провода из пучка сталеалюминевые – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода – алюминиевые – являются только токоведущими. Сечение отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать, возможно большими, т. к. это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.

3.6.5 Выбор гибких шин производится по длительно допустимому току (таблица 3.6).

Таблица 3.6

Условие выбора гибких шин

Номинальные данные шин приведены в таблицах Б.7-Б.13.

3.6.6. Условия выбора жестких шин ОРУ по существу нечем не отличается от условий выбора шин для ЗРУ. Добавляется лишь требование обязательной проверки выбранного сечения шин на корону. Выбор и расчет гибких шин производится так же, как и многопроволочных сталеалюминевых проводов такой же конструкции для линий высокого напряжения (таблица Б.14-Б.15).

Опорные изоляторы для шинных конструкций выбираются по номинальному напряжению, номинальному току (для проходных изоляторов) и по пропускной механической нагрузке, которая не должна быть больше 60 % разрушающей нагрузки на изгиб (таблица 3.7).

Таблица 3.7

Условие выбора и поверки шин, кабелей и изоляторов

Номинальные данные для шин и изоляторов приведены в таблицах Б.7-Б.15.