Условия выбора выключателя

Расчетные параметры	Условие выбора	Каталожные данные выключателя

Выключатель удовлетворяет всем условиям выбора.

Таблица 6.4

Условия выбора разъединителя РГН -110/1000

Расчетные параметры	Условие выбора	Каталожные данные выключателя

Разъединитель типа РГН-110/1000 удовлетворяет всем условиям выбора.

7. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ, СБОРНЫХ ШИН И
КАБЕЛЕЙ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

7.1. Выбор гибких шин и токопроводов

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС и А. Они выбираются по тем же условиям, что и жесткие шины. Добавляется лишь проверка выбранного сечения шин на исключение возможности схлестывания шин или опасного их сближения в результате динамического действия токов КЗ (вместо проверки на электродинамическую стойкость) Методика проверки гибких шин на схлестывание изложена в [6, с. 243]; пример расчета – в [6, с.248].

Гибкие токопроводы для соединения трансформаторов с
РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов, закрепленных по окружности в кольцах – обоймах. Два провода из пучка – сталеалюминевые (АС) – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда, ветра. Остальные провода – алюминиевые – являются только токоведущими.

Расчет гибкого токопровода заключается в определении числа и сечения проводников.

Экономическое сечение токопроводов определяется по выражению:

, (7.1)

где – длительный рабочий ток нормального режима (без перегрузок), А; – нормированная экономическая плотность тока,
[4, с. 267].

Исходя из общего сечения пучка проводов выбираются несущие провода. Сечение несущего провода принимается равным _.

Число и сечение токоведущих проводов выбирается по следующим условиям:

1. .

2. Сечение несущего провода рекомендуется брать на ступень больше токоведущего.

Выбранное сечение токопровода проверяется по длительно допустимому току, термическому и электродинамическому действию тока КЗ.

Выбор сечения проводников воздушных линий (ВЛ) производится по экономической плотности тока.

Сечение проводника определяется по формуле (7.1). Найденное сечение округляется. При этом принимается ближайшее меньшее сечение, если оно не отличается от расчётного значения больше чем на 15 % [7, с. 45].

Выбранные по экономической плотности тока проводники проверяются:

– по длительно допустимому току из условий нагрева

, (7.2)

где – максимальный рабочий ток;

– длительно допустимый ток выбранного проводника;

– по термическому и электродинамическому действию токов КЗ;

– по короне.

Выбор жестких шин

Рассмотрим типы проводников, применяемых на подстанциях.

1. На подстанциях в открытой части могут применяться гибкие провода или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6-10 кВ или с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. В РУ 6-10 кВ применяется жесткая ошиновка.

2. В цепях линий 6-10кВвся ошиновка до реактора и за ним, а также в шкафах КРУ выполнена прямоугольными алюминиевыми шинами. Непосредственно к потребителю отходят кабельные линии.

3. Цепь трансформаторасобственных нужд. От стены ЗРУ до выводов ТСН, установленного вблизи ЗРУ, соединение выполняется жесткими алюминиевыми шинами. Если ТСН устанавливается на удалении от ЗРУ, то участок между ними выполняется гибким токопроводом. От трансформатора до РУ собственных нужд применяется кабельное соединение.

4. В закрытых РУ 6-10 кВ и в ряде случаев в открытых РУ напряжением 35 кВ и выше ошиновка (присоединения к сборным шинам) и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины применяются значительно реже. В РУ 6-10 кВ обычно применяются однополосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения.

Выбор сечения токоведущих частей производится по экономической плотности тока [6, с. 243].

,(7.3)

где – экономическая плотность тока, зависящая от величины .

Для неизолированных алюминиевых и сталеалюминевых проводников при часов – , часов – и свыше 5000 часов – .

Сечение, найденное по (7.3) округляется. При этом принимается ближайшее меньшее стандартное сечение, если оно отличается от экономического не больше, чем на 15 %. В противном случае, принимается ближайшее большее стандартное сечение.

Следует учесть, что по экономической плотности тока не выбираются:

– сборные шины всех напряжений, так как нагрузка по длине неравномерна и на многих ее участках меньше рабочего тока;

– ошиновка и кабели резервных линий и резервных трансформаторов СН, так как они включаются эпизодически.

Выбранные по токоведущие части проверяются:

– по допустимому току из условий нагрева;

– на термическую стойкость при воздействии токов КЗ;

– на динамическую стойкость при КЗ (механический расчет).

Проверка шин по допустимому току осуществляется по условию их нагрева током утяжеленного режима: ,

где – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом температуры охлаждающей среды, отличной от принятой в таблицах [7, с. 46] при определении допустимого тока .

Величину можно определить из приближенного равенства:

,(7.4.)

где – допустимая температура нагрева шины по условиям нормального режима (70 ⁰С) [7, табл. 1.3];

– фактическая расчетная температура окружающей среды (воздуха [7, табл. 1.4];

– нормированная температура окружающей среды (25 ^°С).

Проверка термической устойчивости шин сводится к определению минимального допустимого сечения по условиям термической стойкости:

,(7.5.)

где значение коэффициента С следует брать по таблице 7.1.

Таблица 7.1.

Вид и материал проводника	Коэффициент С,А×с-1/2
Медные шины
Алюминиевые шины
Кабели до 10 кВ с медными жилами
Кабели до 10 кВ с алюминиевыми жилами

 

Проверка шин на электродинамическую стойкость сводится к механическому расчету шинной конструкции при КЗ. Электродинамические силы, возникающие при КЗ, носят колебательный характер. Эти силы приводят шины и изоляторы, представляющие собой динамическую систему в колебательное движение. Для обеспечения механической прочности шин при токах КЗ расчетное напряжение в материале не должно превосходить , для алюминия и для меди [7, с. 30].

Условие проверки:

. (7.6)

Для однополосных шин (или труб) максимальное расчетное напряжение в шине определяется по формуле:

, (7.7)

где – максимальное усилие, приходящееся на 1 м длины, от взаимодействия между токами фаз, ;

– расстояние (пролет) между осями изоляторов вдоль фазы, м;

– момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению действия усилия, см³.

Формулы для подсчета момента сопротивления:

– для прямоугольных шин или зависимости от их взаимного расположения, где – толщина шины, см; – ее высота, см;

– для труб , где и – соответственно внешний и внутренний диаметр трубы;

– моменты сопротивления коробчатых шин приведены в [9, табл. 2.4].

Усилие при расположении шин в одной плоскости:

, , (7.8)

где – расстояние между осями смежных фаз, м.

Так для сборных шин приняты следующие расстояния:

35 кВ	110 кВ	220 кВ	330 кВ	500 кВ	750 кВ
1,5 м	3 м	4 м	4,5 м	6 м	10 м

 

Для токопроводов генераторного напряжения ;

Для ОРУ согласно ПУЭ:

110 кВ	150 кВ	220 кВ	330 кВ	500 кВ
0,45 м	0,6 м	0,95 м	1,4 м	2 м

 

Максимальное расчетное напряжение в многополосных шинах, когда в пакет входят две или три полосы, находится по выражению , где – напряжение от взаимодействия фаз, определяемое также как и для однополосных шин; – напряжение от взаимодействия полос пакета одной фазы.

Величина определяется как

, МПа (7.9)

где – усилие, приходящееся на 1 м длины полосы от взаимодействия между токами полос пакета, ;

– расстояние между прокладками пакета, м.

При этом сила взаимодействия между полосами в двухполосных шинах и сила, действующая на крайние полосы в трехполосных шинах (как наиболее деформируемые) составляет в Н/м соответственно:

; , (7.10)

где – коэффициент формы шин, учитывающий влияние поперечных размеров проводника на силы взаимодействия. Рекомендации по выбору значений параметров , , приведены в [6, с. 244].

Сборные шины РУ выбираются по допустимому току утяжеленного режима. Расчетные рабочие токи сборных шин зависят от рабочих токов присоединений, их взаимного расположения в РУ, а также от вида сборных шин и режима установки. Для выбора площади сечения сборных 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 выбраны «ступенчатыми» - с площадью сечения, соответствующей рабочим токам участков. Площадь сечения шин должна быть достаточной для передачи рабочего тока наиболее мощного агрегата.

Сборные шины проверяются на тех же условиях, рассматриваемых выше. Кроме того РУ 110 кВ и выше выбранное сечение жестких шин проверяется на корону [6, с. 246].

Следует подчеркнуть важность выбора формы сечения шин. В закрытом РУ до 20 кВ включительно шины выполняют из полос прямоугольного сечения, так как проводники с прямоугольным сечением более экономичны, чем с круглым. В РУ 110 кВ и выше по условиям короны применяются шины только круглого или трубчатого сечения.

Выбор изоляторов:

Жесткие шины крепятся на опорных и проходных изоляторах, которые выбираются из условий:

;

,

где – сила, действующая на изолятор;

– допустимая нагрузка на головку изолятора;

– разрушающая нагрузка изолятора на изгиб, зависит от типа изолятора.

При расположении изоляторов всех фаз в горизонтальной или вертикальной плоскости расчетная сила опорных изоляторов определяются:

,

где – поправочный коэффициент на высоту шины, если она установлена на "ребро" – ;

, где – высота опорного изолятора.

При расположении шины на изоляторе плашмя: .

При расположении шин в вершинах треугольника ;

где – изгибающая сила, равная

, Н.

Для проходных изоляторов расчетная сила:

, Н.

Эти изоляторы выбираются также по номинальному току.

Выбор кабелей

Кабели выбираются по напряжению установки, а сечение кабеля по экономической плотности тока.

,(7.11)

где – экономическая плотность тока, зависящая от величины .

Проверка нагрева кабелей при аварийных перегрузках производится по условию

,

где – длительно допустимый ток на одиночный кабель, проложенный в земле при температуре почвы 15^оС или на воздухе при температуре 25^оС;

– поправочные коэффициенты соответственно на температуру почвы, воздуха и на число кабелей в траншее, определяемые по [7, табл. П14, П15, П16].

Выбранные сечения кабеля проверяются по выражению (7.5.) на термическую устойчивость.

Пример 6

Выбрать токоведущие части в ОРУ-110 кВ, для проектируемой подстанции, при следующих расчетных параметрах: номинальная мощность трансформатора , максимальное время использования часов , ток короткого замыкания в ОРУ-110 кВ .

Решение

Выберем сечение токоведущей части по экономической плотности тока, при этом должно выполняться следующее условие: :

,

где – экономическая плотность тока для [9, табл. 1.2];

.

Выбираем гибкий сталеалюминевый провод типа АС–120/19 и .

Проверка по длительно допустимому току из условий нагрева:

;

.

Проверка по условиям коронирования и на схлестывание. Согласно ПУЭ минимальное сечение проводника по короне для РУ-110 кВ – 120 мм².

Провода не будут схлестываться, если выполняется следующие условие: .

– мощность короткого замыкания;

– нормированная мощность короткого замыкания:

Номинальное напряжение, кВ	110 кВ	150 кВ	220 кВ	330 кВ	500 кВ
Мощность КЗ, МВ×А

 

;

.

Проверка на термическую стойкость не нужна, т. к. токоведущие части находится в ОРУ.

Пример 7

Выбрать сборные шины прямоугольного сечения РУ 10 кВ при следующих расчетных параметрах: мощность утяжеленного режима ; ток короткого замыкания , ударный ток короткого замыкания , междуфазное расстояние ; длина пролета между изоляторами шин .

Решение

Сборные шины выбирают по току нагрузки.

Ток нагрузки НН:

.

Предварительно выберем алюминиевую шину прямоугольного сечения [11, табл. П11]: с и .

Проверка по длительно допустимому току из условий нагрева:

;

.

Проверка на динамическую стойкость.

Момент инерции для прямоугольной шины [6, табл. 4.2], [7, табл. 2.4]:

.

Частота собственных колебаний для алюминиевых шин [7, стр. 27]:

.

Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает.

Максимальное распределенное усилие на единицу длины:

.

Момент сопротивления [6, табл. 4.2], [7, табл. 2.4]:

.

Напряжение в материале шин:

Проверка на термическую стойкость.

,

где – апериодическая составляющая времени для РУ-10 кВ [7, табл. 2.3].

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

,

где , коэффициент, определяемый по [7, табл. 2.2].

.

Условие термической стойкости:

;

.

Пример 8

Для трансформатора собственных нужд мощностью , подключенного к РУ-10 кВ (пример № 3), выбрать кабель. В цепи ТСН установлены предохранители типа ПКТ. Расчетные условия следующие: кабель проложен в песчаной почве влажностью более 9 %, температура почвы . Параллельно проложены 2 кабеля, расстояние между кабелями . Выполнять проверку на термическую стойкость для цепей защищенных предохранителями не требуется.

Решение

Выберем сечение кабельной линии по экономической плотности тока, при этом должно выполняться условие: :

,

где – экономическая плотность тока для кабеля с бумажно-масляной изоляцией при Т_maх=5000 ч [7, табл. 3.1];

.

Выбираем сечение кабельной линии с алюминиевыми жилами с .

Проверка по длительно допустимому току из условий нагрева:

;

,

где – поправочный коэффициент на температуру почвы или воздуха [7, табл. П14];

– поправочный коэффициент на число параллельно проложенных кабелей и расстояние между ними [7, табл. П15];

– поправочный коэффициент позволяет учитывать удельное сопротивление земли, при прокладке кабелей в земле [7, табл. П16].

.

Условие проверки по длительному режиму выполняется:

.

 

8. КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ НА
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОДСТАНЦИЯХ

Контроль над режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

Измерениями должны быть охвачены все параметры основного и вспомогательного оборудования, которые определяют режим управляемого объекта – электрической подстанции.

Структурная схема системы измерения в общем случае включает в себя: первичный измерительный прибор, преобразователи, канал связи и вторичный измерительный прибор.

На электрических подстанциях используются измерительные приборы четырех типов:

1) показывающие аналоговые и цифровые приборы – для визуального наблюдения за параметрами режима;

2) регистрирующие (самопишущие) приборы – для непрерывной графической или цифровой записи параметров в нормальном режиме;

3) интегрирующие приборы (счетчики) – для суммирования показаний во времени;

4) фиксирующие приборы (самопишущие приборы с ускоренной записью, осциллографы, специальные регистраторы событий и др.) для записи параметров в аварийный условиях.

В соответствии с ПУЭ щитовые показывающие или регистрирующие электроизмерительные приборы должны иметь класс точности не ниже 2,5; счетчики активной энергии, предназначенные для денежных расчетов (расчетные счетчики) – не ниже 0,5, а для линий межсистемных связей напряжением 110 кВ – 1,0, 220 кВ и выше – 0,5. Класс точности счетчиков реактивной энергии выбирают на одну ступень ниже класса точности соответствующих счетчиков активной энергия. Для фиксирующих приборов допускается класс 3,0. Амперметры подстанций, РУ могут иметь класс точности 4,0.

Состав измерительных приборов, которые должны быть установлены для контроля за режимом работы основного электрооборудования подстанции приведен в [6, с. 370].

Контроль за работой двухобмоточного трансформатора осуществляется с помощью комплекта приборов, устанавливаемых на стороне низшего напряжения и включающих в себя амперметр, ваттметр и варметр. Вместо ваттметра и варметра практикуют использование одного комбинированного прибора с переключением в цепях напряжения. При необходимости учета энергии, протекающей через трансформатор на нем устанавливают счетчики активной и реактивной энергии. Если возможен реверсивный режим работы трансформатора, то устанавливают ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой и два комплекта счетчиков со стопорами. У трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов на сторонах низшего и среднего напряжения устанавливают те же приборы, что и у двухобмоточного трансформатора. Контроль за током осуществляют на всех обмотках.

На сборных шинах повышенного напряжения предусматривают по одному указывающему вольтметру на каждой системе или секции шин, аварийные осциллографы.

На линиях 6-35 кВ, которые обычно идут непосредственно к потребителям, устанавливают амперметр и электронный счетчик.

Линии напряжением 110 кВ и выше сетей районного значения нуждаются в контроле за током и мощностью, осуществляемом одним или тремя амперметрами (при пофазном управлении), ваттметром и варметром. Учет активной энергии должен быть обеспечен лишь на линиях межсистемных связей, проводимый на каждом конце счетчиками активной энергии со стопорными механизмами.

На сборных шинах понижающих подстанций устанавливают указывающий вольтметр на каждой системе и секции сборных шин всех напряжений. На шинах 6-35 кВ – комплект приборов контроля изоляции. Для выявления картины того или иного аварийного режима на подстанциях устанавливают осциллографы, записывающие режимные параметры, подлежащие контролю.

Питание приборов осуществляется от измерительных трансформаторов.