Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Основными критериями выбора оптимальной мощности трансформаторов являются: экономические соображения, обеспечивающие минимум приведенных затрат и условия нагрева, зависящие от графика нагрузки, температуры окружающей среды, коэффициента начальной загрузки и длительности максимума.

1.1 По экономическим соображениям

1. Для выбора оптимально-экономической мощности трансформаторов, аналогично тому, как это производится для линий, используется метод экономических интервалов. Однако исследования усложняются из-за наличия в трансформаторах двух видов потерь: холостого хода и короткого замыкания , зависящих от разных факторов. Между тем построение зависимостей З=f(S) для трансформаторов (рисунок 1.1) и аналогичных зависимостей З=(l) для линий (рисунок 1.2) дает ломаную кривую минимальных

Рисунок 1.1-Зависимость приведенных затрат З от мощности двухобмоточных трансформаторов 110 кВ при ч/год для района I

На рисунке 1.1 фактическая максимальная мощность, протекающая через трансформатор, обозначается через S, а это же обозначение в кружке показывает номинальную мощность, при которой трансформатор является экономически выгодным для какого-то фактического интервала мощностей, заключенного между точками пересечений парабол. Однако могут быть трансформаторы, у которых зависимости З=f(S) проходят выше кривой минимума, нигде с ней не пересекаясь. Это показывает, что такие трансформаторы вообще не имеют экономической зоны использования, то есть их применение в данном случае нецелесообразно.

2. Граничное значение экономической мощности, при которой целесообразен переход от одной номинальной мощности трансформатора к большей :

(1.1)

где и -стоимость трансформаторов, руб.;

Т-время включения трансформатора;

-стоимость 1 кВтч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно.

Обозначив в предыдущем выражении через , , то есть , получим расчетное значение экономической мощности

(1.2)

Рисунок 1.2-Зависимость приведенных затрат З от тока в линии I для различных сечений

Все величины под корнем для заданных сравниваемых трансформаторов с и известны. Значения зависят от величины Т и района страны.

Так как в большинстве случаев время включения трансформатора Т постоянно и равно 8760 ч/год, то есть принимается, что трансформатор включен весь год, то величины зависят только от района страны.

3. Построенные номограммы экономических интервалов, представляющие собой по выражению прямые , разграничивают экономические области целесообразного применения трансформаторов различных мощностей. Кроме указанных наклонных прямых, горизонтальными прямыми ограничиваются зоны, допустимые по условиям нагрева.

Ориентировочно принято, что допустимая мощность по условиям нагрева . Зоны таких допустимых перегрузок на номограммах заштрихованы. Если точка с координатами () не попадает в заштрихованную зону, то выбор оптимальной мощности трансформатора определяется экономическими соображениями; если попадает, то условиями нагрева(рисунок Б.1-Б.3).

1.2 По перегрузочной способности

1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов может быть определен по перегрузочной способности и должен быть технически и экономически обоснованным, т.к. он оказывает существенное влияние на рациональное построении схем промышленного электроснабжения.

Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняют двухтрансформаторными. Одно-трансформаторные ГПП допустимы только при наличии централизованного резерва трансформаторов и при поэтапном строительстве ГПП. Установка более двух трансформаторов возможна в исключительных случаях: когда требуется выделить резко переменные нагрузки и питать их от отдельного трансформатора; при реконструкции ГПП; если установка третьего трансформатора экономически целесообразна.

Важной характеристикой силовых трансформаторов является их нагрузочная способность, представляющая собой совокупность допустимых нагрузок и перегрузок.

Силовые трансформаторы выпускают с номинальной мощностью, которую они могут длительно пропускать при нормальных условиях: номинальном напряжении, номинальной частоте, номинальной температуре окружающей среды. В этом случае превышение температуры масла и обмоток над температурой окружающей среды не выходят за установленные пределы, а срок службы трансформатора соответствует экономически целесообразному. В действительности трансформаторы работают в условиях, отличных от номинальных. Нагрузка их меняется в течении суток и года, не постоянна и температура охлаждающей среды. Это приводит, как правило, к неиспользованию трансформаторов. Опыт эксплуатации показал, что трансформаторы могут быть без ущерба для нормального срока службы загружены в течении части суток (года) сверх номинальной мощности, если в другую часть рассматриваемого периода их нагрузка была меньше номинальной. Загрузка трансформатора сверх номинальной мощности называется перегрузкой.

2. Величину и длительность допустимых перегрузок, а так же термический износ изоляции обмоток при перегрузках определяют для прямоугольных двухступенчатых или многоступенчатых графиков нагрузки, в которые необходимо преобразовать заданные и реальные графики нагрузки.

Определение нагрузки S_Н3:

(1.3)

где cos -коэффициент мощности;

-к.п.д. двигателя.

(1.4)

Определение суммарной мощности нагрузки на шинах ГПП 6кВ:

S_{сум.гпп}=S_Н1+S_Н2+S_Н3(1.5)

Определение ориентировочной мощности главного трансформатора на ГПП:

(1.6)

3. Технико-экономическое обоснование выбора трансформаторов предусматривает решение вопроса о целесообразности установки трансформаторов большой мощности, замене трансформаторов и т.д. Для решения этих вопросов выполняется технико-экономическое сравнение вариантов. Одновременно с выбором номинальной мощности трансформаторов следует предусматривать экономичные режимы их работы, которые характеризуются минимумом потерь мощности в трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки. При этом надо учитывать не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, возникающие в системе электроснабжения по всей цепочке питания от генераторов электростанций до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности. Эти потери называют приведенными в отличии от потерь в самих трансформаторах.

Технико-экономический расчет проводится с учетом следующих факторов:

- категории надежности электроснабжения потребителей;

- компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ;

- перегрузочной способности трансформаторов в нормальных и аварийных режимах,

- шага стандартных мощностей;

- экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Количество цеховых трансформаторных подстанций непосредственно влияет на затраты на распределительные устройства напряжением 6-20 кВ и внутризаводские и цеховые электрические сети. При уменьшении числа трансформаторных подстанций уменьшается число ячеек РУ, суммарная длина линий и потери электроэнергии и напряжения в сетях 6-10 кВ, но возрастает стоимость сетей напряжением 0,4 кВ и потери в них. Увеличение числа трансформаторных подстанций, наоборот, снижает затраты на цеховые сети, но увеличивает число ячеек РУ 6-20 кВ и затраты на сети напряжением 6-20 кВ. При некотором количестве трансформаторов с номинальной мощностью можно добиться минимума приведенных затрат при обеспечении заданной степени надежности электроснабжения. Такой вариант будет являться оптимальным, и его следует рассматривать как окончательный.

4. Однотрансформаторные подстанции рекомендуется применять при наличии в цехе приемников электроэнергии, допускающих перерыв электроснабжения на время доставки складского резерва, или при резервировании, осуществляемом по линиям низшего напряжения от соседних трансформаторных подстанций. Таким образом они допустимы для потребителей III и II категорий, а также при наличии в сети 380-660В небольшого количества потребителей I категории.

5. Двухтрансформаторные подстанции следует применять в следующих случаях:

*при преобладании потребителей I категории и наличии потребителей особой группы;

*для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения;

*для цехов с высокой удельной плотностью нагрузок.

Иногда оказывается целесообразным применение двухтрансформаторных подстанций при неравномерном суточном или годовом графике нагрузок. В этом случае можно изменять присоединенную мощность трансформаторов, используя их в более рациональных режимах работы.

Для двухтрансформаторных подстанций также необходим резерв для быстрого восстановления нормального питания потребителей в случае выхода из строя одного трансформатора на длительный срок. Оставшийся в работе трансформатор должен обеспечивать электроснабжение всех потребителей I категории на время замены поврежденного трансформатора. Цеховые трансформаторные подстанции с количеством трансформаторов более двух используются только при надлежащем обосновании.

В соответствии с ГОСТ 14209-85 и 11677-75 цеховые трансформаторные подстанции имеют следующие номинальные мощности: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА. В настоящее время цеховые трансформаторные подстанции выполняются комплектными и во всех случаях, когда этому не препятствует условия окружающей среды и обслуживания, устанавливаются открыто.

6. Ориентировочный выбор числа и мощности трансформаторов производится по удельной плотности нагрузки

(1.7)

где -расчетная нагрузка цеха, кВА;

F-площадь цеха,

При плотности нагрузки напряжением 380В до 0,2кВА/ целесообразно применять трансформаторы мощности до 1000кВА включительно; при плотности 0,2-0,3кВА/-мощностью 1600кВА; при плотности более 0,3кВА/ целесообразность применения трансформаторов мощностью 1600кВА или 2500кВА должна определяться по технико-экономическому расчету.

7. Для определения Т_max, и строится годовой график нагрузки по продолжительности. Этот график показывает длительность работы установки в течении года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузок в соответствующем масштабе, по оси абсцисс-часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагают в порядке убывания.

Построение годового графика по продолжительности нагрузок производится на основании известных суточных графиков. Для этого заданная форма графика масштабируется, принимая S_max=S_{сум.гпп}. Строится график нагрузки зимнего максимума и летнего минимума в принятом масштабе. При проектировании электроснабжения нового предприятия, то есть при отсутствии реальных суточных графиков нагрузки, используют типовые графики для данного профиля предприятия.

(1.8)

По результатам расчетов строится график по продолжительности.

8. Наиболее распространенным методом определения потерь энергии является метод с использованием времени максимальных потерь. Время, в течение которого потребитель работая с максимальной нагрузкой, взял бы из сети энергию, равную энергии, действительно полученной потребителем за год, и называется числом часов использования максимума. Время потерь так же зависит от характера потребителя. Поэтому для типовых графиков нагрузок можно установить зависимость . Таким образом, для типовых графиков нагрузок, зная величину , можно найти значение (рисунок Б.8), потери энергии и удельную стоимость потерь энергии в зависимости от (рисунок Б.10)

(1.9)

(1.10)

Из номограмм ( рисунок Б.1-Б.3) мощность трансформатора выбирается по условию нагрева. Принимается мощность трансформатора ближайшая стандартная в сторону увеличения.

В соответствии с ГОСТ 14209-65 определяются перегрузочные способности выбранного трансформатора. Для этого график зимнего максимума преобразуют в двухступенчатый эквивалентный прямоугольный (рисунок 1.3).

Рисунок 1.3-Преобразование исходного графика нагрузки в эквивалентный прямоугольный двухступенчатый

Преобразования необходимо выполнять в следующей последовательности:

на исходном графике провести линию номинальной нагрузки (номинальная мощность выбранного трансформатора);

пересечение линии номинальной нагрузки с исходным графиком позволяет выделить участок наибольшей перегрузки; его продолжительность обозначить через h';

для оставшейся части исходного графика в каждом интервале t_i определить значения S₁, S₂, ... S_m;

рассчитать начальную нагрузку К₁ эквивалентного графика по формуле

(1.11);

для участка перегрузки на каждом интервале h_i определить значения

эквивалентного графика предварительно рассчитать по формуле:

(1.12)

определить К_max исходного графика нагрузки;

сравнить полученное значение с К_max:

если 0.9*К_max, то следует принимать К₂=;

если <0.9*К_max, то следует принимать К₂=0.9*К_max, а продолжительность перегрузки в этом случае следует скорректировать по формуле:

(1.13)

По найденным значениям и h по таблицам систематических суточных перегрузок, составленным при различных значениях температуры окружающей среды с учетом допустимой температуры наиболее нагретой точки обмотки, равной 140С°, и равенства относительного термического износа изоляции единице при превышении средней температуры масла над температурой окружающей среды на 6С°, определяют коэффициент. Если окажется, что , то трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки. В противном случае должны быть приняты меры по снижению нагрузки трансформатора.

Кроме указанной систематической перегрузки трансформатора, за счет суточной неравномерности графика нагрузки допускается перегрузка за счет сезонных изменений нагрузки. Если в летнее время (июнь, июль, август) максимум типового графика нагрузки меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимние месяцы (ноябрь, декабрь, январь февраль) допускается дополнительная перегрузка трансформатора с масляным охлаждением на 1 % на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15%. Независимо от системы охлаждения для указанных трансформаторов возможно одновременно перегрузка за счет суточной и сезонной неравномерности графика. Однако суммарная перегрузка не должна превышать 50%номинальной мощности трансформатора.

Допустимые аварийные перегрузки для двухступенчатого графика приводятся в таблице Б.1. В этой же таблице указывается и относительный термический износ изоляции, представляющий собой отношение износа изоляции при температуре более нагретой точки обмотки за принятый промежуток времени к износу изоляции при базовой температуре за тот же промежуток времени.

Наряду с определением допустимых аварийных перегрузок по таблице разрешается для трансформаторов с системой охлаждения Д, М, ДЦ и Ц перегрузка 1,4 номинальной мощности трансформатора но не более 5 суток подряд на время максимума нагрузки с общей продолжительностью не более 6 часов в сутки. При этом коэффициент начальной загрузки не должен превышать 0,93. На время перегрузки должны быть приняты меры по усилению охлаждения трансформатора (включены вентиляторы дутья, резервные охладители и т.д.)



2. Расчет токов короткого замыкания

2.1 Общие положения

1. Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а так же для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазах системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.

2. В трехфазной сети различают следующие виды КЗ: трехфазные, двухфазные, однофазные и двойные замыкания на землю.

Трехфазные КЗ являются симметричными, т.к. в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. Все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку при каждом из них фазы находятся не в одинаковых условиях и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются.

Наиболее распространенным видом КЗ являются однофазные КЗ в сетях с глухо- и эффективно заземленной нейтралью. Значительно реже возникают двойные замыкания на землю, т.е. одновременно замыкание на землю различных фаз в различных точках сети, работающей с изолированной нейтралью.

3. Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное КЗ. Однако для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики требуется определение несимметричных токов КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводятся допущения, которые не дают существенных погрешностей:

*не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную систему;

*трехфазная сеть принимается симметричной;

*не учитываются токи нагрузки;

не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;

*не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

*не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

2.2 Расчет токов короткого замыкания

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.

(2.1)

(2.2)

(2.3)

(2.4)

Ток короткого замыкания от первой системы в точке К₁:

(2.5)

Ток короткого замыкания от второй системы в точке К₁:

(2.6)

Суммарный ток К.З. в точке К₁:

(2.7)

Результирующее сопротивление в точке К₁ :

(2.8)

Сопротивление трансформатора, приведенное к напряжению 110 кВ:

(2.9)

Результирующее сопротивление в точке К₂ приведенное к напряжению 110 кВ:

(2.10)

Результирующее сопротивление в точке К₂ приведенное к напряжению 6 кВ:

(2.11)

(2.12)

2.3 Выбор сечения проводов и кабелей

1. При расчете по экономической плотности тока сечение проводов выбирается по выражению:

(2.13)

где I-расчетный ток линии, А;

-рекомендуемая экономическая плотность, А/.

Однако выбор проводов и кабелей по таблице электрической плотности тока (таблица Б.4) не отвечает условию минимума приведенных затрат, так как экономическая плотность тока была определена с рядом допущений.

Сечения, которые в действительности изменяются дискретно, по формуле получаются непрерывными. Напротив, экономическая плотность тока дана 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 исполнении сетей.

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:

(2.14)

где -коэффициенты отчислений на амортизацию, так как сечение мало зависит от ремонта и обслуживания;

-удельное активное сопротивление,

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

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

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.

(2.15)

(2.16)

Результирующее сопротивление в точке К₃:

(2.17)

(2.18)

4. Определение ударных токов в расчетных точках:

(2.19)

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 К.З. и включение на существующее короткое замыкание.

1. К выключателем 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.

2. По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей: 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<.06c; быстродействующие t=0.06-0.08с; ускоренного действия t=0.08-0.12c; небыстродействующие t=0.12-0.25c.

3. Рассмотрим выключатели, выпускаемые в России.

*Воздушные выключатели

В воздушных выключателях (рисунок В.3-В.4) 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 6-10кВ, номинальный ток 3200А и ток отключения до 40кА.

Достоинствами таких выключателей является: 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.

4. Выбор и проверка высоковольтных выключателей производиться по следующим параметрам, приведенным в таблице 1.

Таблица 1-Условие выбора и поверки выключателей

Параметр выключателя	Условие выбора
Номинальное напряжение	Uном>Uсети
Номинальный ток	Iном>Кп*Iном тр
Номинальный ток включения	iвкл>iуд
Динамическая стойкость	iдин>iуд
Селективность	I2т*tт>I2т*tт
Собственное время отключения	iассим.норм>iассим.выкл*, где =tр.з+tвыкл
Скорость восстанавливающегося напряжения

Скорость восстанавливающегося напряжения V_СВН может быть проверена по уточнённой формуле:

·

где-волновое сопротивление линии;

L₂ -индуктивность линии (Гн/км);

С₂-ёмкость линии (Ф/км).

Если скорость восстанавливающегося напряжения больше допустимой, для данного типа выключателя, то произойдет пробой межконтактного промежутка в точке а (рисунок 3).

Гашение дуги можно посмотреть на графике(рисунок 3.1).

Рисунок 3-Пробой межконтактного промежутка при высокой скорости восстанавливающегося напряжения

Рисунок 3.1-Надежное гашение дуги при невысокой скорости восстанавливающегося напряжения.

Номинальные данные коммутационной аппаратуры-выключателей нагрузки-приведены в таблице Б.14.

5. На стороне 6-20 кВ в ЗРУ выключатели выбираются по тем же параметрам, что и на стороне высокого напряжения (см. пункт 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.

1. Ранее широко применялись разъединители рубящего типа (рисунок В.6). Недостатком их являются большие габариты при отключенном положении ножа. Разъединители горизонтально-поворотного типа выпускаются на напряжение 10-750 кВ (рисунок В.8). 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).

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 выборе их ограничиваются определением необходимых рабочих параметров: номинального напряжения и длительного номинального тока, а так же проверкой на термическую и динамическую стойкость при сквозных токах К.З.

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. Выбор и проверка разъединителей производиться по следующим параметра, приведенным в таблице 2.

Таблица 2-Условие выбора и поверки разъединителей

Параметр разъединителя	Условие выбора
Номинальное напряжение	Uсети = Uразр
Номинальный ток	Iном > Iраб
Динамическая стойкость	iдин > iуд
Термическая стойкость	I2т*tт > I2*t

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 так же для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

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.

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. Трансформаторы тока выбираются по номинальным параметрам: напряжению, первичному и вторичному токам и проверяются на динамическую и термическую стойкость в режиме К.З. (таблица 3)

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

Таблица 3-Условие выбора и поверки трансформаторов тока

Параметр трансформатора тока	Условие выбора
Номинальное напряжение	Uсети = Uтт
Номинальный ток	Iном > Iраб max
Динамическая стойкость	Кдин*1.41*Iном > iуд
Термическая стойкость	Ктер*I2ном*tт > I2*t
Класс точности	В соответствии с классом точности

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.

1. По классу точности трансформаторы напряжения группируются следующим образом:

-класс точности 0,2 соответствует трансформаторам напряжения, применяемых 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.

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. Трансформаторы напряжения выбираются по номинальным параметрам первичной цепи, классу точности и схеме соединения обмоток (таблица 4). Фактическая нагрузка подключенных приборов должна соответствовать нормальной нагрузке вторичной цепи при избранном классе точности.

Таблица 4-Условие выбора и проверки трансформаторов напряжения

Параметр трансформатора напряжения	Условие выбора
Номинальное напряжение	Uном = Uсети
Тип и схема соединения обмоток	В зависимости от назначения
Класс точности	В соответствии с классом точности
Номинальная мощность вторичной обмотки	Sном > Sрасчетного

Номинальные данные трансформаторов напряжения приведены в таблице Б.19.

3.5 Ограничители перенапряжения

3.5.1 Классификация и обозначение

Основная классификация ограничителей перенапряжений производится по номинальному разрядному току и по группе разрядного тока, характеризующей энергопоглащающую 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 50Гц с номинальным напряжением 6-220кВ. 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

Конструкция ограничителя представляет собой герметичную полимерную изоляционную покрышку с металлическими фланцами, внутри которой содержится нелинейное сопротивление, собранное из оксидно-цинковых варисторов 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

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 К.З.;

*они должны выдерживать механические нагрузки, создаваемые собственной массой и массой связанных с ними проводов и аппаратов, а так же усилиями, возникающими при К.З. или в результате атмосферных воздействий;

*в условия нормальной эксплуатации при рабочих напряжениях на шинах не должно возникать короны;

*число соединений и изоляторов должно быть минимальным.

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. 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.

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.

5. Выбор гибких шин производится по длительно допустимому току (таблица 5).

Таблица 5-Условие выбора гибких шин

Параметр шины	Условие выбора
Длительно допустимый ток	Iдоп > Iрасч

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

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 6).

Таблица 6- Условие выбора и поверки шин, кабелей и изоляторов

Параметры шин, кабелей и изоляторов	Условие выбора
Длительно допустимый ток	Iдоп > Iрасч
Номинальный ток (для проходных изоляторов)	Iдоп > Iрасч
Допускаемое напряжение в материале(для шин) при коротких замыканиях
Максимально допускаемая температура при кратковременном нагреве
Допускаемая нагрузка на изолятор

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

3.7 Расчет компенсирующих устройств

1. Передача по линиям больших значений реактивной мощности приводит к возрастанию потерь мощности в энергосистемах и снижению напряжения на приемной стороне линии электропередачи. Качество электрической энергии при этом может стать неприемлемым для использования.

Чтобы снизить потоки реактивной мощности по линиям вблизи узлов потребления и в ряде узлов энергосистемы устанавливают источники реактивной мощности. Источниками реактивной мощности могут служить синхронные компенсаторы, синхронные двигатели, тиристорные источники в сочетании с реактивными элементами (реакторами и конденсаторными батареями) и силовые конденсаторные установки.

2. Выбор типов устройств и их мощность производится по техническим и экономическим соображениям.

Наибольшее распространение получили БК, как наиболее дешевые компенсирующие устройства, удобные в эксплуатации. Требование экономичности при выборе КУ должно обеспечиваться минимумом приведенных затрат с одновременным учетом потерь мощности в сетях, затрат на установку КУ и потерь мощности в нем, а так же регулирующих устройств. Баланс реактивной мощности должен обеспечивать равенство генерируемой и потребляемой реактивной мощности при допустимых отклонениях напряжения в узлах.

3. Расчет компенсирующих устройств:

P_ГПП=S_ГПП·cos (3.1)

Q_ГПП=S_ГПП·sin (3.2)

P_ГППН=S_ГПП·cos _Н(3.3)

Q_ГППН=S_ГПП·sin _Н(3.4)

Qку=Q_ГПП-Q_ГППН(3.5)

где Qку-реактивная мощность, которую необходимо скомпенсировать.



4. Расчет заземляющих устройств

4.1 Общие положения

Заземлением называют преднамеренное гальваническое соединение металлических частей электроустановки с заземляющим устройством.

1. Различают следующие виды заземлений: защитное-выполняют с целью обеспечения электробезопасности при замыкании токоведущих частей на землю; рабочее предназначено для обеспечения нормальных режимов работы установки; молниезащитное-для защиты электрооборудования от перенапряжений и молниезащиты зданий и сооружений. В большинстве случаев одно и тоже заземление выполняет несколько функций, т.е. одновременно является защитным, рабочим и т.д.

Естественные заземлители-это различные конструкции и устройства, которые по своим свойствам могут одновременно выполнять функции заземлителей.

Под искусственными заземлителями понимают закладываемые в землю металлические электроды, специально предназначенные для устройства заземлений.

В настоящее время различают заземление грозозащиты, рабочее заземление и защитное заземление. В некоторых случаях один и тот же заземлитель выполняет несколько назначений одновременно.

2. Заземление молниеотводов, опор ВЛ, разрядников является необходимым условием эффективной грозозащиты электрических сетей. К рабочему заземлению относятся: заземление нейтралей силовых трансформаторов, дугогасящих аппаратов, генераторов, заземление фазы при использовании земли в качестве рабочего провода и др. Защитное заземление служит для обеспечения безопасности людей, обслуживающих электрическую установку, путем заземления металлических частей установки, например, генераторов, которые нормально имеют нулевой потенциал, но могут оказаться под напряжением при перекрытии или пробое изоляции. трансформатор ток напряжение молниезащита

3. Заземлитель характеризуется сопротивлением, которое окружающий грунт оказывает стекающему с него току. Для стекания с заземлителя относительно небольшого и медленно меняющегося во времени тока промышленной частоты заземлитель характеризуется стационарным сопротивлением (R). Сопротивление заземлителя при протекании импульсного тока связано с R соотношением:

R_i = R (4.1)

где -коэффициент импульса заземлителя.

Особенностями тока молнии являются его большая амплитуда и кратковременность, что сказывается на величине коэффициента импульса. При стекании с заземлителя тока плотностью в грунте с удельным сопротивлением растеканию импульсного тока _и возникает электрической поле E_и =_и

Рисунок 4-Электрическое поле, возникающее в грунте при стекании с заземлителя тока:1-заземлитель;2-дуговая зона;3-искровая зона;4-зона полупроводниковой проводимости;5-зона постоянной проводимости

Установлено, что с ростом напряженности поля _и грунтов плавно уменьшается, что связано, по-видимому, с явлением нелинейной проводимости, свойственной всем полупроводникам, в том числе и грунтам. При дальнейшем возрастании напряженность электрического поля вблизи заземлителя достигает пробивной напряженности грунта (Е_гр=10 -12кВсм). Искрообразование приводит к резкому снижению падения напряжения в искровом разряде (рисунок 4) который, в свою очередь переходит в дуговую стадию.

4. Импульсный характер воздействия напряжения приводит к необходимости подразделять заземлители на сосредоточенные и протяженные. Заземлитель, имеющий относительно небольшую длину, у которого собственная индуктивность практически играет малую роль, называется сосредоточенным и его импульсный коэффициент всегда меньше единицы. В случае заметного проявления влияния индуктивности имеет место протяженный заземлитель, импульсный коэффициент которого может быть как меньше, так и больше единицы. Это зависит от преобладающего влияния индуктивности или искровых процессов.

Стационарное сопротивление заземлителя в однородном грунте может быть определено аналитически. Предполагая, что наиболее простой полушаровой заземлитель радиусом r₀, в грунте с удельным сопротивлением присоединен к баку трансформатора для защиты в случае перекрытия или пробоя изоляции имеем:

(4.2)

сопротивление элементарного слоя:

и потенциал электрического поля заземлителя равен:

(4.3)

.

Человек, касающийся бака во время протекания тока, оказывается под разностью потенциалов бака и земли в месте расположения ног человека, под так называемым напряжением прикосновения:

U_пр =U₀-U_ч(4.4)

Человек, идущий к трансформатору, оказывается под шаговым напряжением U_ш. Таким образом, для обеспечения безопасности обслуживающего персонала заземляющее устройство следует проектировать таким образом, чтобы напряжение на теле человека от напряжения прикосновения и шага в любых условиях не превосходили безопасных для человека величин. Достигнуть этого можно уменьшением сопротивления заземлителя, выравниванием распределения потенциала заземлителя по поверхности земли вблизи заземленных объектов, а также увеличением сопротивления растеканию тока со ступней человека в землю путем подсыпки гравия или использованием изолирующих бот и др.

5. Для заземлителей используются горизонтальные и вертикальные электроды, углубленные на 0,5-2м от поверхности земли. Для горизонтальных заземлителей применяется полосовая сталь шириной 2-4см и толщиной не менее 0,4см и круглая сталь не менее 0,6см. В качестве вертикальных, заземлителей применяются стальные трубы, угловая сталь и металлические стержни. На тех участках, где сопротивление верхних слоев почвы велико (сухой песок) и сказывается большое влияние сезонных изменений удельного сопротивления грунта целесообразно применение глубинных вертикальных заземлителей. Длинные вертикальные электроды обеспечивают более пологую кривую распределения потенциала по поверхности земли, они относятся к группе протяженных заземлителей.

...