Выбор и проверка аппаратов и проводников

Общие требования

Выбор аппаратов и проводников электроустановки производится с учетом следующих эксплуатационных факторов:

- по допустимому нагреву токами в длительных режимах;

- по стойкости в режиме короткого замыкания;

- по соответствию окружающей среде и роду установки;

- по достаточной механической прочности;

- по допустимым потерям напряжения в нормальном и аварийном режимах.

Выбор аппаратов и проводников по допустимому нагреву. По условию

нагрева аппараты и проводники следует выбирать с учетом нормального и форсированного режимов, принимая во внимание: перспективное развитие энергоустановки; возможность послеаварийных и ремонтных режимов и перегрузочную способность электрооборудования. В связи с этим используют понятия нормального и утяжеленного рабочих режимов.

Нормальным рабочим режимом установки называется режим, предусмотренный планом эксплуатации, при котором все элементы установки находятся в рабочем состоянии.

Утяжеленным рабочим режимом называется режим при вынужденном отключении части элементов установки вследствие их повреждения либо проведения ремонта. При этом рабочие токи оставшихся элементов могут заметно увеличиться и превысить рабочие токи нормального режима.

Нормальный и утяжеленный режим - это рабочие режимы оборудования, и они относятся к категории длительных режимов, то есть таких, при которых температура элементов достигает установившихся значений. Выбор оборудования ведут по расчетному рабочему току, значение которого определяется по наиболее тяжелому длительному режиму.

Выбор аппаратов, проводников и изоляторов по режиму КЗ. За расчетный вид КЗ принимают:

- для определения электродинамической стойкости -трехфазное КЗ;

- для определения термической стойкости - трехфазное или двухфазное КЗ (то, которое приводит к наибольшему нагреву);

- в остальных случаях - трехфазное КЗ.

Отключающую и включающую способность аппаратов проверяют по наибольшему из расчетных токов трехфазного или однофазного КЗ (последнее относится к сетям с эффективно заземленной нейтралью).

Выбор выключателей. Выключатели выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению и коммутационной способности. При выборе типа выключателя следует руководствоваться требованиями "Норм технологического проектирования":

- в ОРУ 110-750 кВ следует предусматривать элегазовые выключатели, которые должны обеспечивать работоспособность во всем требуемом диапазоне температур;

- в цепях шунтирующих реакторов и батарей статических конденсаторов должны применятся элегазовые выключатели, как правило, снабженные устройствами синхронизированной коммутации, обеспечивающими надежную работу выключателей.

- в ОРУ 35 кВ должны предусматриваться элегазовые или вакуумные выключатели.

- в РУ 6, 10 кВ должны предусматриваться шкафы КРУ с вакуумными или элегазовыми выключателями.

При выборе типов выключателей следует стремиться к однотипности.

Выбранные выключатели проверяют на стойкость при сквозных токах КЗ и по параметрам восстанавливающего напряжения (в учебном проекте проверка по параметрам восстанавливающего напряжения не делается).

Электродинамическая стойкость выключателей определяется номинальным током электродинамической стойкости в виде двух значений: действующего значения периодической составляющей тока I_дини мгновенного амплитудного значения полного тока I_дин.max. Связь между ними выражается соотношением

где k_y = 1,8 - ударный коэффициент, который для выключателей считается номинальным.

Выключатель имеет достаточную электродинамическую стойкость, если соблюдаются два условия:

Проверка по двум условиям вызвана тем, что для конкретной схемы расчетное значение ударного коэффициента может быть более 1,8.

Отключающая способность выключателя определяется тремя показателями: I_{отк.ном} - номинальным током отключения в виде действующего значения периодического тока; (β_ном - номинальным содержанием апериодической составляющей тока, %; нормированными параметрами восстанавливающего напряжения.

Значения I_{отк.ном} и β_ном определяются на момент расхождения дугогасительных контактов выключателя, которое определяется по формуле:

где t_з,_min =0,01c - минимальное время действия релейной защиты; t_co6-собственное время выключателя, с.

Номинальное содержание апериодической составляющей определяется как отношение апериодической составляющей к действующему значению периодического тока в момент расхождения контактов и находится по формуле

или принимается по ГОСТ в виде кривой [17].

Для выбора выключателя по отключающей способности должны быть рассчитаны составляющие тока КЗ на момент начала расхождения контактов: I_пτ - действующее значение периодического тока; i_aτ - апериодический ток. Эти токи определяются по методу "типовых кривых" [12]. По полученным токам определяется расчетное содержание апериодической состав­ляющей тока в коммутируемой цепи

Успешное отключение асимметричного тока гарантируется заводом-изготовителем при выполнении условия β_ном≥β_рас. Если оно не соблюдается, то

есть доля апериодического тока значительна, то выключатель в состоянии выполнить успешную коммутацию только при соблюдении условия по полному току, то есть

При выборе выключателей должны быть рассмотрены случаи КЗ с одной и с другой стороны выключателя и принят для выбора наиболее тяжелый режим. На реактированных линиях допускается выбор по току КЗ за реактором. Секционные выключатели, включенные последовательно с реактором, рассчитываются на отключение КЗ на участке между выключателем и реактором.

Термическая стойкость выключателя определяется двумя показателями:

I_т.ном - номинальным током термической стойкости в виде действующего

значения периодического тока; t_т.ном - временем протекания номинального тока термической стойкости. Проверка выключателя на термическую стойкость ведется по полному расчетному времени действия тока КЗ, которое определяется как

где t₃ - время действия основной защиты; t_вык - полное время отключения выключателя по его паспорту.

Выключатель считается термически устойчивым при соблюдении условия

где - характеризует выделившуюся в аппарате теплоту. При длительностях замыкания τ_кз ≥ 0,2 с и удаленных КЗ, когда периодическая составляющая тока не изменяется, В_к определяют по соотношению

где Т_а - постоянная времени цепи КЗ.

Выбор разъединителей. Разъединители предназначены для коммутации цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе. В установках с небольшой мощностью разрешается отключать разъединителем ненагруженные трансформаторы, включать и отключать нагрузочный ток линий до 15 А при напряжениях 10 кВ и ниже, отключать (в определенных пределах) зарядный ток воздушных и кабельных линий. При этом предполагается наличие трехполюсных разъединителей.

По конструкции различают рубящие, поворотные, качающиеся и пантографические разъединители. Конструкцией разъединителей во многом определяются размеры РУ.

Разъединители выбираются по конструктивному выполнению, роду установки (внутренняя, наружная) и номинальным характеристикам (напряжению, току, стойкости при токах КЗ). Условия выбора разъединителей представлены в табл. 3.14

Таблица 3.14

Условия выбора разъединителей

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные разъединителя	Условия выбора	Примечание
Uуст	Uном	Uуст≤ Uном	-
Iрасч	Iном	Iрасч≤ Iном	-
iy	Im.дин	iy≤ Im.дин	Электродинамическая стойкость
Bк	Iт.ном, tт	Bк≤ Iт.ном, tт	Термическая стойкость

Выбор токоограничивающих реакторов. Реакторы устанавливают для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, что позволяет применять более легкое и дешевое оборудование (выключатели, шины, кабели и т.д).

По месту включения реакторов в схему они подразделяются на линейные и секционные.

Линейные реакторы в схемах электроснабжения выполняют две функции:

- ограничивают ток КЗ;

- поддерживают остаточное напряжение U_oct на шинах установки при КЗ на одной из линий.

Линейные реакторы включаются последовательно в цепь отходящей линии, величина сопротивления этого реактора ограничивается допустимым значением потери напряжения в реакторе при нормальном режиме работы установки (обычно не более 2 % номинального).

Секционные реакторы устанавливаются последовательно с секционным выключателем между секциями шин, и они выполняют только функцию ограничения токов КЗ. В нормальном режиме работы установки через секционные реакторы проходят небольшие токи и потери напряжения в них малы. При нарушении нормального режима, например при отключении генератора или трансформатора, через реактор на секцию, потерявшую источник, проходят значительные токи, и потери напряжения в них достигают 4 - 6 %.

Сопротивление реакторов должно быть достаточным для того, чтобы ограничить ток КЗ до значений, соответствующих параметрам намечаемых к установке выключателей. Номинальный ток секционного реактора должен соответствовать мощности, передаваемой от секции к секции при нарушениях нормального режима. Расчет необходимого сопротивления секционных реакторов обычно затруднен из-за неопределенности возможных нарушений, поэтому номинальный ток реактора выбирают по рекомендациям, данным в гл. 1, а сопротивление х_р выбирают в пределах 0,2 - 0,40 Ом.

Если предварительный выбор сопротивления оказался неудачным, например, по величине тока КЗ или по условиям стойкости оборудования, то изменяют сопротивление реактора и повторяют расчет.

Токоограничивающие реакторы выбирают по номинальным значениям тока, напряжения и сопротивления, проверяют на электродинамическую и термическую стойкость. Для ограничения колебаний напряжения у потребителя сопротивления линейных реакторов принимают 5-8 %, секционных 8 -10 %. Применение линейных реакторов с х_р меньшим 3 % или большим 8 %, экономически нецелесообразно.

Выбор шин. В распределительных устройствах электроустановок используются жесткие и гибкие шины.

Жесткие шины изготавливаются нескольких типовых профилей.

Плоские шины изготавливаются с поперечным сечением до 120x10 = 1200 мм². Допустимый продолжительный ток таких шин из алюминия при нормированной температуре воздуха 25 °С равен 2070 А.

При больших токах применяют составные шины из двух или трех полос, допускающие токи соответственно 3200 и 4100 А. При токах, превышающих 4000 А, применяют составные шины из двух корытных проводников.

При рабочих токах свыше 2000 А наиболее совершенной формой поперечного сечения шины является круглое кольцевое.

Гибкие шины по условиям короны применяются только круглого сечения. Гибкие шины могут изготавливаться из многопроволочных сталеалюминевых проводов. При необходимости они собираются в пучки из двух, трех, четырех проводов в фазе с дистанционными распорками между ними. При напряжении 500 кВ и выше применяют полые алюминиевые провода марок ПА 500 и ПА 640, а также пучки из таких проводов.

В РУ до 35кВ шинные конструкции выполняются жесткими шинами. В РУ 35кВ и выше используются как гибкие, так и жесткие шины.

Сечения шин проводов и кабелей электроустановок выбирают по экономической плотности тока (за исключением сборных шин РУ и шин временных установок) и проверяют на допустимый длительный ток нагрузки и на стойкость при КЗ. Для шин на 35 кВ и выше добавляется проверка выбранного сечения на корону, а для гибких шин - еще на исключение схлестывания или опасного сближения в результате действия токов КЗ (вместо проверки на электродинамическую стойкость).

Допустимое напряжение в материале жестких шин _доп принимают равным 70% от временного сопротивления разрыву материала шины :

В случае сварных шин их временное сопротивление разрыву снижается и их значения определяют экспериментально; при отсутствии экспериментальных данных эти значения и значения допустимых напряжений принимают по справочникам [12, табл. 7.2].

Хотя в ПУЭ разрешается при механических расчетах шин не учитывать механические колебания шинной конструкции, все же рекомендуется для наиболее ответственных элементов РУ (сборных шин, генераторных токопроводов и др.) произвести проверку шин на механический резонанс, определив собственную частоту колебаний шинной конструкции.

Расчетную частоту собственных колебаний шины определяют по формуле

где Е - модуль упругости материала шины, Па; J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, м⁴; L - пролет между опорными изоляторами, м; m - масса шины на единицу длины, кг/м; r₁ - параметр основной собственной частоты шины, который зависит от типа шинной конструкции [ 12, табл. 7.1].

Изменяя длину пролета и форму сечения шин, добиваются того, чтобы

механический резонанс был исключен, то есть чтобы f_c > 200 Гц.

Выбор изоляторов. Опорные изоляторы выбирают и проверяют на разрушающее воздействие от ударного тока КЗ. Наихудшим видом нагрузки для этих изоляторов является тот, который создает наибольший изгибающий момент. На растяжение и сжатие фарфор имеет значительно большее разрушающее усилие, чем на изгиб.

Проходные изоляторы и линейные выводы выбирают и проверяют на электродинамическое и термическое воздействие тока КЗ. Проверке на термическое воздействие подвергается токоведущий стержень изолятора. Расчет проходных изоляторов, устанавливаемых на ответвлении от шин до реактора, ведут по току КЗ за реактором.

Допустимую нагрузку на изолятор F_дon принимают равной 60% от минимальной разрушающей нагрузки F_разр , приложенной к вершине изолятора при изгибе или разрыве, т.е.

Механическая нагрузка на изоляторы зависит от способа расположения шин, от пролета L и удельной нагрузки f. Поэтому выбор изоляторов ведут одновременно с выбором шин. Жесткие шины крепят на опорных и проходных изоляторах, которые выбирают из условий:

где , - номинальные напряжения установки и изолятора; F _расч-

сила, действующая на изолятор.

Выбор измерительных трансформаторов. Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, удобных для подключения измерительных приборов и устройств автоматики. Приборы располагаются на щитах управления и связываются с этими трансформаторами контрольно-измерительными кабелями, длина которых должна обеспечить необходимый класс точности трансформаторов.

Каждый вид оборудования электростанции и подстанции в соответствии со своими функциями требует использования определенного комплекта измерительного оборудования.

Измерительное оборудование генератора. Трансформатор напряжения подключается на выводы генератора, чтобы обеспечить измерения даже тогда, когда генератор отключен от сети. Трансформаторы тока включены в цепь статора.

Амперметры контролируют токовые нагрузки фаз статора, несимметрию фазных токов, которая для турбогенераторов допускается не более 10 %. Показывающие ваттметр и варметр используются при регулировании мощности генератора. Для генераторов 100 МВт и более устанавливают дополнительно регистрирующий ваттметр для контроля диспетчерского графика нагрузок. Счетчики учитывают выработанную генератором активную и реактивную энергию. Общестанционные приборы предназначены для синхронизации генератора и учета суммарной нагрузки станции.

Измерительное оборудование силового трансформатора. Измерение мощности и энергии рекомендуется производить с той стороны трансформатора, откуда мощность выходит. Для трансформаторов связи, работающих в режиме реверса мощности, устанавливают ваттметры и варметры с двусторонней шкалой и два комплекта счетчиков со стопорами. Для блочного трансформатора приборы не установаливаются.

Измерительное оборудование сборных шин РУ. Сборные шины РУ станции являются узлами энергосистемы, в которых ведется контроль за качеством электроэнергии. Измерительный комплект приборов трансформатора напряжения устанавливается на каждую секцию всех РУ. Характер контроля за напряжением определяется видом рабочего заземления.

При напряжениях 6-35 кВ нейтраль сети изолирована или компенсирована, а режим однофазного замыкания на землю может быть длительным. Поэтому здесь предусматриваются вольтметр для измерения междуфазного напряжения и три вольтметра для фазных напряжений относительно земли.

В эффективно-заземленных сетях 110 кВ и выше однофазные КЗ отключаются автоматически и поэтому достаточно следить только за линейными напряжениями для чего устанавливают вольтметр с переключением.

Измерительное оборудование отходящих линий. Комплект приборов определяется назначением линии. На линиях 6-35 кВ, которые непосредственно идут к потребителю, устанавливают амперметр и счетчик активной энергии (при коммерческом учете дополнительно ставят счетчик реактивной энергии). Линии районного назначения (110 кВ и выше) снабжаются тремя амперметрами, ваттметрами, варметрами и счетчиками.

Трансформаторы тока характеризуются номинальным первичным током и номинальным вторичным током. Важнейшей характеристикой этих трансформаторов является класс точности, который определяется токовой погрешностью в процентах и угловой в минутах. При увеличении нагрузки трансформатора его погрешности изменяются, и он может перейти в другой класс точности. Нагрузка трансформатора определяется полным сопротивлением внешней вторичной цепи, выраженным в Омах. Нагрузка может быть определена также через мощность этой цепи.

В процессе выбора трансформатора тока его также проверяют на электродинамическую термическую стойкость. Электродинамическая стойкость характеризуется номинальным током динамической стойкости или коэффициентом динамической стойкости. Термическая стойкость характеризуется номинальным током динамической стойкости или коэффициентом термической стойкости и допустимым временем действия тока термической стойкости.

По конструкции различают трансформаторы тока катушечные, одновитковые (типа ТПОЛ), многовитковые с литой изоляцией (типа ТПЛ, ТЛМ), шинные (типа ТПШЛ, ТШЛ). Трансформатор типа ТЛМ предназначен для КРУ и конструктивно совмещен с одним из штепсельных разъемов ячейки. Шинные трансформаторы предназначены для больших токов и в них роль первичной обмотки выполняет шина. Эти трансформаторы на электродинамическую стойкость не проверяются, так как они рассчитаны по стойкости шины. Для ОРУ выпускают трансформаторы типа ТФН в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией и каскадного типа. Для релейной защиты имеются специальные конструкции.

Трансформаторы тока устанавливаются во всех цепях генераторов, трансформаторов, линий и пр. Необходимые измерительные приборы для подключения к трансформатору выбираются по рекомендациям и определяется их распределение по сердечникам трансформаторов. При выборе трансформатора должна учитываться также схема включения приборов.

Сопротивление вторичной цепи состоит из сопротивления приборов, проводов и контактов. Сопротивление контактов принимают равным 0,05 Ом при включении двух-трех приборов и 0,1 Ом - при большем числе.

Сопротивление приборов определяется их полной мощностью и вторичным номинальным током трансформатора:

Сопротивление проводов определяется по формуле

где - удельное сопротивление материала (0,028 Ом∙мм² / м для алюминия, 0,0175 Ом∙мм² / м для меди), s - площадь сечения провода (минимально допустимое сечение по условиям механической прочности 4 мм² для алюминия, 2,5 мм² для меди); l_расч - расчетная длина, зависящая от физической длины трассы, начиная от ТТ до щита с приборами и от схемы соединения обмоток ТТ (при звезде l_расч = 1; при неполной звезде l_расч = ∙1; при включении в одну фазу (например, фильтр токов нулевой последовательности) l_расч = 21.

Для разных присоединений принимается приблизительно следующая длина соединительных проводов l в метрах:

В цепи ГРУ 6-10 кВ, кроме линий к потребителям	40-60
Линии 6-10 кВ к потребителям	4-6
Все цепи РУ 35 кВ	60-75
Все цепи РУ 110 кВ	75-100
Все цепи РУ 220 кВ	100-150
Все цепи РУ 330-500 кВ	150-170

Выбор выключателей. Для сокращения числа типоразмеров выключателей в проектируемой электроустановке выделим группы цепей, которые в отношении режима КЗ находятся примерно в одинаковых условиях. С этой целью всю схему электроустановки разделим на две зоны, в которых существуют общие расчетные условия:

I зона включает в себя цепи повышенного напряжения (сборные шины 110кВ), которые рассчитываются по токам КЗ, определенным в точке К1.

II зона включает в себя цепи напряжения 10 кВ, которые рассчитываются по токам, определенным при КЗ на сборных шинах 10 кВ (точка К2).