Выбор высоковольтного оборудования

 

Расчет ведется аналогично практической работе №9

 

Условия выбора высоковольтного оборудования приводятся в справочниках. Выбор производится путём сравнения расчётных данных с допустимыми параметрами справочника. Все результаты сравнения заносятся в таблицу.

Таблица 26-. Выбор электрооборудования подстанции.

Тип оборудования	Условия выбора	Единицы измерения	Технические данные
Расчетные	Паспортные
Предохранитель к двигателю	Uр≤Uном	кВ

 

1.Выбор жёстких шин:1) F_эк≤ F_ст,2) I_р ≤ I_доп, 3) σ_расч≤ σ_доп, 4) β_к β_т

σ_расч- это расчетное механическое усилие, возникающее на шинах при протекании токов КЗ.

σ_доп- допустимое усилие на токоведущей части.

 

σрасч= (9.1)

σрасч=

- ударный ток КЗ

– расстояние между изоляторами крепления шин, см

а- расстояние между шинами, см

- момент сопротивления сечения шины, см³

Если шина расположена плошмя на изоляторе

(9.2)

Принимаем а – 35 см, –100-130 см.

Принимаем σ_доп для следующих шин [1] стр. 246

- Медные МГМ ……………….. 170 при t=300̊С

- Алюминиевые Al ……... 80 при t=200̊С

- Стальные ………………………190 при t=400̊С

2. Выбор изоляторов:

опорные 1) U_р≤U_ном, 2) F_р≤ F_дин;

проходные 1) U_р≤U_ном , 2) F_р≤ F_дин, 3) I_р ≤ I_ном

Расчетная нагрузка (Н) на опорные изоляторы

(9.3)

 

3.Выбор кабелей: 1) по конструкции;

2) F_эк≤ F_ст;

3) I_р ≤ I_доп;

4) U_р≤U_ном;

5)

, (9.4)

где F_min - условие проверки кабеля по термической стойкости;

I_∞ - ток КЗ, А

t_пр = t_ов+ t_рз, где

t_ов – собственное время отключения включения (справочная величина) t_рз 0,6с

с – постоянная величина, зависящая от материала жилы кабеля:

медные жилы……………. с= 141

алюминиевые жилы …………. с= 85

алюминиевые шины…………… с= 88

медные шины………………….. с= 171

стальные шины …………………. с= 60

5. Выбор предохранителей:

1) по конструкции и роду установки;

2) U_р≤U_ном; 3) I_р ≤ I_ном; 4) I_к ≤ I_{ном.откл}- номинальный ток отключения

 

6.Выбор разъединителей и отделителей:

1) по конструкции;

2) U_р≤U_ном; 3) I_р ≤ I_ном; 4) i_y ≤ i_дин; 5) β_к β_т

i_дин – предельный динамический ток по данным аппарата;

β_к – тепловой импульс от тока КЗ;

β_к = I²_кз(t_ов+ t_рз), кА²с, где

β_т – расчетный тепловой импульс аппарата,

β_т= I_т² t_т – допустимый тепловой импульс, где

I_т, кА; t_т,с - данные аппарата [3] стр.428

 

7. Выбор высоковольтных выключателей:

1) U_р≤U_ном;

2) I_р ≤ I_ном;

3) i_y ≤ i_{пред.сквоз};

4) β_к β_т;

5) I_к ≤ I_н.откл;

6) I_д ≤ I_{пред.сквоз}

 

7. Выбор трансформаторов тока:

1) U_р≤U_ном; 2) I_р ≤ I_ном;

3) i_y ≤ i_дин;

4) по конструкции и классу точности;

5) β_к β_т; 6) Z₂ ≤ Z_2н - нагрузка вторичной цепи трансформатора.

Таблица 27 –Данные выбранного оборудования

Тип оборудования	Условия выбора	Единицы измерения	Данные
Расчетные	Паспортные
Выключатель высоковольтный (на ввод) ВВЭ-10-20/ 630УЗ	Uсети≤Uном Iрасч≤Iном I∞≤Iном. откл iуд≤Iпр.скв Bк≤Bт	кВ А кА кА кА2с	1,9 4,4 2,4
Выключатель высоковольтный(на компрессоры) ВВЭ-10-20/630УЗ	Uсети≤Uном Iрасч≤Iном I∞≤Iном. откл iуд≤Iпр.скв Bк≤Bт	кВ А кА кА кА2с	75,9 1,9 3,45 2,4
Выключатель высоковольтный(на ПС) ВВЭ-12-20/630УЗ	Uсети≤Uном Iрасч≤Iном I∞≤Iном. откл iуд≤Iпр.скв Bк≤Bт	кВ А кА кА кА2с	1,8 3,25
Трансформатор тока (на ввод, компрессоры, ПС) ТПЛК-10	Uсети≤Uном Iрасч≤Iном iуд≤Iэл.дин Bк≤Bт	кВ А кА кА2с	4,4 2,4	7,4
Трансформатор тока нулевой последовательности ТНПШ-1У3	Uсети≤Uном Iрасч≤Iном iуд≤Iэл.дин Bк≤Bт	кВ А кА кА2с	75,9 3,45 2,4	6,3
Измерительный трансформатор напряжения НОМ-10-77У3 НТМИ-10-66У3	Uсети≤Uном Uсети≤Uном	кВ кВ
Провод ВЛЭП 2АС(3×95)	Iрасч≤Iэл.дин Fрасч≤Fст Fmin≤Fст	А мм2 мм2
Кабель на компрессор 2АВВГ(3×35)	Iрасч≤Iдл.доп Fрасч≤Fст Fmin≤Fст	А мм2 мм2	75,9 47,4 27,6

 

Продолжение таблицы 27
Кабель на ПС 2АВВГ(3×10)	Iрасч≤Iдл.доп Fрасч≤Fст Fmin≤Fст	А мм2 мм2	11,9 17,2
Шина РУ ВН ША 80×8 a=35см	Iрасч≤Iдл.доп Fmin≤Fст Gрасч≤Gдоп	А мм2 МПа	60,3

 

 

КОМПОНОВКА ПОДСТАНЦИИ

 

При компановке оборудования предусматриваются помещения распредустройств ВН, помещения КТП, помещения РУ НН.

­Компоновка КТП в производственных зданиях должна решаться в каждом отдельном случае, исходя из их конструкции, этажа установки, направ­ления трасс внешних кабелей и шинопроводов напряжением до 1 кВ.

Комплектные трансформаторные подстанции внутренней установки выпускаются по виду охлаждения силового трансформатора следующего исполнения: с масляным ox­лаждением, с заполнением негорючим жидким диэлектриком, с воздушным охлаждением (с сухим трансформатором мощностью до 2500 кВ. А). Кроме трансформатора в комплект КТП входят вводной шкаф на напряжение 6-10 кВ и распределительныe комплектные шкафы, при помощи которых можно собрать различные по схеме КРУ напряжением до 1 кВ. КТП бывают одно- и двухтрансформаторными. Они требуют двустоpоннего обслуживания. Однотрансформатор­ные КТП имеют левое и правое исполнения.

На каждой пристроенной и встроенной закрытой подстанции, расположенной по периметру промышленного здания, при установке КТП рекомендуется применять масляные трансформаторы с суммарной мощ­ностью до 6500 кВА, при этом расстояние между разными помещениями КТП не нормируется.

С точки зрения пожарной опасности нормативные документы выдвигают ограни­чения по мощности и количеству КТП только с масляными трансформаторами и при открытой установке их в цехе. Что касается КТП с сухими трансформаторами или трансформаторами с негорючим жидким (твердым) диэлектриком, никаких ограничивающих требований к их установке не предъявляется.

В помещении КТП при необходимости можно устанавливать дpyгoe комплектное электрооборудование напряжением до 1 кВ, например комплектные конденсаторные установки.

Наиболее выгодное (оптимальное) место установки ККУ необходимо определять согласно «Указаниям по проектированию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий». Установка ККУ зависит от сети и мощности конденсаторных установок. Если распределительная сеть выполнена только кабельными линиями, ККУ любой мощности рекомендуется присоединять непосредственно к шинам цеховой ПС.

При питании от одного трансформатора двух и более магистральных шинопроводов к каждому из них присоединяется только по одной ККУ. ДЛЯ схем с магистральными шинопроводами ККУ единичной мощностью до 400 квар подключаются к сети без дополнительной установки отключающего аппарата (ввиду установки eгo в комплекте ККУ), а при мощности более 400 квар ­ через отключающий аппарат с выполнением требований ПУЭ.

При мощности более 400 квар ККУ рекомендуется подключать к шинам цеховой ПС с использованием соответствующего автоматического выключателя подстанции.

На одиночном магистральном шинопроводе следует предусматривать установку не более двух близких ПО мощности ККУ

В ЗРУ напряжением 10(6) кВ должны устанавливаться шкафы КРУ и ячейки КСО заводского изготовления. Шкафы КРУ, конструкция которых преду­сматривает обслуживание их с одной сто­роны, устанавливаются вплотную к стене, без прохода с задней стороны. Ширина кори­дора обслуживания должна обеспечивать передвижение тележек КРУ; для их ремонта и хранения в помещении РП предусмат­ривается место или специальное помещение. Выходы из помещения РУ выполняются наружу или в другое помещение с несгорае­мыми стенами и перекрытиями, не содержа­щее пожаро- и взрывоопасных материалов, аппаратов и производств, а также в другие отсеки РУ, отделенные от данного отсека дверью с пределом огнестойкости не менее 0,6 ч. Часть РУ, находящаяся в ведении энергоснабжающей организации, отделяется перегородкой или металлической сеткой с дверью, запираемой на замок; такая компо­новка дана на рис. 2.97. [7]

Выключатели, устанавливаемые в РУ 10(6) кВ на внутрицеховых РП, должны быть безмасляными или масломалообъемными.

В основных и вспомогательных поме­щениях РП могут устанавливаться комплект­ные РУ открыто или в отдельных помеще­ниях. При открытой установке РУ напряже­нием до 1 кВ и выше должно быть применено комплектное электрооборудование в испол­нении не менее IP.

Пол внутрицеховой РП должен быть не ниже уровня пола цеха; пол в помещении КРУ с выкатными тележками должен быть рассчитан на их частое перемещение без пов­реждения его поверхности. При установке КРУ в отдельных помещениях ширина про­хода по фасаду должна определяться, исходя из следующих условий: для однорядного исполнения — длина тележки КРУ плюс не менее 0,6 м; для двухрядного исполнения -длина тележки КРУ плюс не менее 0,8 м. Однако во всех случаях ширина прохода должна быть не менее значений, приведен­ных в табл. 2.165 [7].

Сужение прохода напротив выкатывае­мых тележек не допускается. При наличии прохода с задней стороны КРУ (двусто­роннее обслуживание для их осмотра) ширина его должна быть не менее 0,8 м; допускаются отдельные местные сужения не более чем на ОД м.

Высота помещения должна быть не менее высоты КРУ, считая от выступающих частей шкафов, плюс 0,8 м до потолка и 0,3 м до балок. Это требование не распространяется на короба шинных перемычек, связываю­щих шкафы КРУ, и на вводные питающие закрытые токопроводы. Допускается мень­шая высота помещения КРУ, если при этом обеспечиваются удобство и безопасность.

 

 

Таблица 28 -Наименьшие допустимые размеры ширины коридоров и проходов в закрытых РУ напряжением 10(6) кВ

 

Коридоры и проходы	Ширина при расположении оборудования, м
Одноряд- ном	Двухряд- ном
1. Проходы в помещениях РП (некомплектных) напряжением выше 1 кВ: Управления Обслуживания 2. Проходы в помещениях с КРУ напряжением 10(6) кВ ста­ционарного и выкатного типа: управления при двухрядном расположении шкафов КРУ с фасадами обоих рядов, обращенными внутрь прохода управления при однорядном расположении шкафов КРУ обслуживания с задней стороны шкафов КРУ 3. Проходы в помещениях сборных камер одностороннего об­служивания серии КСО: при отсутствии комплектных шинных мостов при наличии комплектных шинных мостов на камерах серий КСО с учетом длины моста. 4. Проход снаружи подстанции вдоль ее стен, имеющих двери или вентиляционные отверстия, при отсутствии надобности в транспортировке оборудования в этом проходе	1,5   1,9 0,8 1,5 −	2; 1,2       0,8

Допускается местное сужение прохода выступающими строительными конструкциями не более чем на 0,2 м.

 

 

.

Рис.7 Компоновка подстанции

 

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

 

Релейная защита предназначена для отключения повреждённого участка.

Аппараты релейной защиты — это специальные уст­ройства (реле, контакторы, автоматы и др.), обеспечивающие автоматическое отключение поврежденной части электрической установки или сети. Если повреждение не представляет для установки непосредственной опасности, то релейная защита приводит в действие сигнальные устройства. Для обеспечения надежной работы релейная защита должна:

1) иметь избирательность (селективность), т. е. отключать
высоковольтными выключателями или автоматами только
поврежденный участок установки. Время срабатывания защиты
характеризуется выдержкой времени, обеспечивающей избира­-
тельность действия защиты. Выдержка времени определяется
временем действия выключателя поврежденного участка и вре­-
менем срабатывания защиты;

2) обладать достаточно высокой чувствительностью ко всем видам повреждений на защищаемой линии и на линиях, питаемых от нее, а также к изменившимся в связи с этим параметрам нормального режима работы (току, напряжению и др.), что оценивается коэффициентом чувствительности;

3)быть выполнена по наиболее простой схеме с наименьшим числом аппаратов.

Реле, применяемые в релейной защите, классифицируют по следующим признакам:

• по принципу действия — электромагнитные, индукционные, электродинамические, тепловые, электронные, магнитоэлектри­ческие и др.;

• по параметру действия — тока, напряжения, мощности, теп­ловые и др.;

• по способу воздействия на отключение — прямого и косвен­ного действия.

Выбор тока срабатывания защиты:

,

к_з=1,3 − коэффициент запаса;

к_н= 1,1 1,2− надёжности;

к_воз= 0,8 0,85− возврата.

, где Ктт= − коэффициент трансформации тока,

Ксх=1− коэффициент схемы

Максимальная токовая защита (МТЗ):

1. Токовая защита

2. Защита от замыкания на землю

3. Защита от асинхронного хода

4. Защита от минимальных напряжений

 

− коэффициент трансформации напряжения,

 

 

 

Рис.8 Принципиальная схема токовой отсечки и защиты от перегрузки электродвигателя.

 

Для защиты СД до 5000 кВт используются следующие виды защит:

1. Токовая отсечка с реле, включённым на разность токов фаз. Эта защита работает, при многофазных КЗ двигателей и на его выводах.

2. Максимальная токовая защита работает при перегрузках двигателя.

3. Защита от замыкания на землю,выполняется мксимальной токовой защитой «0» последовательности.

4. Зашита от падения напряжения.

5.Защита от асинхронного хода осуществляется при помощи максимальной токовой защиты, для неё устанавливается выдержка времени больше чем время затухания пусковых токов двигателей.

6. Для защиты используется схема с двумя реле включенные на фазные токи КА1, КА2. При междуфазном КЗ замыкаются контакты КА1 или КА2, срабатыает указательное реле КН1, промежуточное реле КL1. Реле КL1 замыкает свой контакт и выдаёт сигнал на отключение выключателя.

Защита от замыкания на землю путём включения реле цепи ТР тока «0»

последовательности действует без выдержки времени (в схеме не показано).

Зашита от токов перегрузки выполнена как максимальная токовая зашита при помощи реле КА3,которое включено на разность токов 2-х фаз. При срабатывании реле, замыкаются контакты с выдержкой времени КА3 и выдаётся сигнал на отключение кнопки SВ- опробывания защиты.

КА- выходное реле защиты от замыкания на землю в схеме не показано.

 

 

Рисунок 9. Схема защиты трансформатора

 

На рисунке 9 приведена полная схема защиты цехового транс­форматора, питающегося от радиальной кабельной линии с глухим присоединением трансформатора на стороне первичного напряже­ния. На головном участке кабельной линии имеется выкатной вы­ключатель Q, на стороне вторичного напряжения 0,4 кВ имеется автоматический выключатель QF.

Защита трансформаторных подстанций напряжением 6...10/0,4 кВ:

1) максимальная токовая защита;

2) защита от однофазных замыканий на землю;

3) газовая защита для транс­фор­маторов мощностью от 400 кВА и выше.

Схема защиты трансформатора напряжением 6... 10/0,4 кВ: KT1 – МТЗ от перегрузки; KA2, KA3 – то же от междуфазных КЗ; KA4, KA5, KA6, KT2 – МТЗ от внешних КЗ; KA7, KT3 – МТЗ ну­левой последовательности от однофаз­ных КЗ; 1 – на сигнал; 2 – к приборам.

Реле KA1, KT2 – однофазная однорелейная МТЗ трансформатора от перегрузки, действующая на сигнал;

Реле KA2, KA3 – двухфазная двухрелейная защита ТО без выдер­жки времени, установленная со стороны питания, от междуфазных КЗ в трансформаторе, действующая на его отключение;

Реле KA4, KA5, KA6 – двухфазная трехрелейная МТЗ трансформатора от внешних КЗ, установленная со стороны питания (реле KA4, KA5включены на фазные токи, реле KA6 –на сумму фазных токов для повышения надежности срабатывания защиты);

Реле KA7 – МТЗ нулевой последовательности, установленная в ней­трали трансформатора, от однофазных КЗ в цепи напряжением 0,4 кВ; реле KSG газовая защита масляного трансформатора, реагиру­ющая на витковые замыкания, пробои изоляции на корпус и на по­нижение уровня масла, но не реагирующая на КЗ на выводах транс­форматора.

Газовая защита осуществляется газовым реле типа ПГЗ-22. Повреждения внутри трансформатора, вызванные витковыми и междуфазными замыканиями, сопровождаются выделением газа и понижением уровня масла в трансформаторе.

 

 

 

Рисунок. 10. Принципиальная схема защиты линии к конденсаторной установке АС

 

Защита ККУ: 1) от многофазных КЗ;

2) от токов перегрузки;

3) от повышения напряжения;

4) от замыкания.

Первая защита выполнена по схеме при помощи реле КА1, КА2, включенных на фазные токи трансформаторы ТА1, ТА2.При коротком замыкании получает питание реле КН1, КL1, выдаётся сигнал на отключение выключателя и схему сигнализации о состоянии указателей.

Вторая защита выполняется реле КА3,КА4,КА5. При длительных перегрузках и срабатываний реле срабатывают контакты этих реле, получают питание реле времени КТ1, которое замыкает свои контакты с выдержкой времени в цепи указательного реле КН3 и выдаёт сигнал на отключение выключателя.

Третья защита выполняется при помощи реле КV, к которым подключены шины через ТР напряжения.

Четвёртое реле защиты на схеме не показано. Оно подключается к реле времени ТА2.

 

РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ

При расчете заземляющего устройства определяются тип заземлителей, их количество и место размещения, а также сечение заземляющих проводников. Этот расчет производится для ожидаемого сопротивления заземляющего устройства в со­ответствии с существующими требованиями ПУЭ.

Грунт, окружающий заземлители, не является однородным. Наличие в нем песка, строительного мусора и грунтовых вод | оказывает большое влияние на сопротивление грунта. Поэтому ПУЭ рекомендуют определять удельное сопротивление р грунта путем непосредственных измерений в том месте, где будут размещаться заземлители.

Полученное путем замеров удельное сопротивление грунта является важнейшей величиной, определяющей сопротивление заземляющего устройства. При этом необходимо учитывать сезонные колебания удельного сопротивления грунта. Весной и осенью оно ниже, чем зимой и летом. Увеличение удельного сопротивления земли в зимнее и сухое летнее время учитывается с помощью коэффициентов повышения. Коэффициент повышения показывает, во сколько раз расчетное удельное сопротивление грунта больше по сравнению с из­меренным в теплое время года (май — октябрь). Величина

Чтобы создать надежный контакт со слоями грунта, не подверженными промерзанию и высыханию, заземлители закла­дываются на глубину порядка 0,7 м (от поверхности земли до верхней части заземлителя).

По форме расположения заземлителей различают выносные (или сосредоточенные) и контурное заземления.

При выносном заземлении все заземлители сосредоточивают в одном определенном месте, где располагают их на расстоянии

не менее 2,5—3 мм друг от друга. С помощью магистралей заземления

 

к выносному заземлению присоединяется электро­оборудование.

При контурном заземлении заземлители располагаются по периметру защищаемой территории; при большей величине территории заземлители закладываются также внутри ее. Контурное заземление рекомендуется во всех случаях, а в уста­новках напряжением выше 1000 В оно является обязательным.

Способ размещения заземлителей (в ряд или по контуру) определяется по плану установки. В установках с большими токами замыкания на землю заземлители и полосы связи следует располагать так, чтобы обеспечить по возможности равномерное распределение потенциала на площади, занятой электрооборудованием. Для этого вдоль осей оборудования на глубине 0,5 м прокладывают выравнивающие проводники, которые через каждые 6 м соединяют поперечными проводника­ми. Выравнивание потенциалов предусматривают также у вхо­дов и въездов на территорию предприятия.

Полосовая сталь, применяемая для электрической связи между электродами, является дополнительным заземлением. Ввиду сравнительно большого сопротивления соединительных полос оно мало влияет на общее сопротивление заземляющего устройства. Поэтому в практических расчетах проводимость соединительных полос можно не учитывать (за исключением больших контурных заземлителей).

Расчет:

1. Общее сопротивление естественных заземлителей составляет:

R_ест.з= 7 Ом

Удельное сопротивление грунта (в данном случае суглинка), ρ=200 Ом×м;

2. Определяем сопротивление заземляющего устройства:

Принимаем I_з=20 А,

 

R_з=6,25 Ом

Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом. Принимаем R_з= 4 Ом, при этом необходимо использование искусственных заземлителей.

3.Определяем сопротивление искусственного заземлителя:

4.Для искусственных заземлителей принимаем прутковые электроды диаметром 12 мм и, длиной 5 м, сопротивление которых с учетом сопротивления грунта составляет:

Rпр = 68,1 Ом

5. Определяем общее количество электродов:

n= = 18 шт.,

где =0,43 – коэффициент экранирования при размещении электродов по контуру, а/l=1

6. Определяем сопротивление заземляющего устройства с учетом коэффициента экранирования без учета протяженного заземлителя:

R`_и=

Так как R`_и(8,8Ом)≤ R_и(9Ом), то число стержней заземлителей из прутков n=18 выбрано правильно и учитывать сопротивление

 

 

Рисунок 11. План распределения вертикальных электродов