Ток замыкания на землю для сетей с изолированной нейтралью можно определить по приближенной формуле 3 страница

2) при расчёте в относительных единицах

, (5.7.41)

где – ток в месте КЗ, о.е.;

– базисный ток ступени КЗ, кА;

и – эквивалентная ЭДС и суммарное сопротивление схемы замещения при принятых базисных условиях, о.е.;

– принятая базисная мощность, МВ·А;

– среднее номинальное напряжение ступени КЗ, кВ.

5.Распределение токов по ветвям схемы удобно производить с помощью коэффициентов распределения.

Расчёт токов несимметричных КЗ

При расчёте тока несимметричного КЗ используют метод симметричных составляющих. При этом, ток КЗ прямой последовательности находится как ток трёхфазного КЗ, а место КЗ условно принимается за дополнительным сопротивлением , зависящим от вида КЗ. Составляющие остальных последовательностей, а также полный ток КЗ находятся по найденному току прямой последовательности.

Далее определяется значение дополнительного сопротивления и коэффициента , зависящего от соотношения между полным током повреждённой фазы и током прямой последовательности в месте КЗ. Их значения приведены в [22].

На основании полученных данных определяется ток прямой последовательности в месте КЗ по выражениям:

1) в именованных единицах

, (5.7.42)

2) в относительных единицах

, (5.7.43)

Полный ток (в килоамперах) в месте КЗ определяется по выражениям:

, (5.7.44)

, (5.7.45)

Особенности расчёт токов КЗ в сетях напряжением до 1000 В

При расчётах токов КЗ в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ допускается [25]:

– использовать упрощённые методы расчётов, если их погрешность не превышает 10 %;

– максимально упрощать и эквивалентировать всю внешнюю сеть по отношению к месту КЗ и индивидуально учитывать только автономные источники электроэнергии и электродвигатели, непосредственно примыкающие к месту КЗ;

– не учитывать ток намагничивания трансформаторов;

– не учитывать насыщение магнитных систем электрических машин;

– принимать коэффициенты трансформации трансформаторов равными отношению средних номинальных напряжений тех ступеней напряжения сетей, которые связывают трансформаторы;

– не учитывать влияние СД и АД или комплексной нагрузки, если их суммарный номинальный ток не превышает 1.0 % начального значения периодической составляющей тока в месте КЗ, рассчитанного без учёта электродвигателей или комплексной нагрузки.

Расчёт рекомендуется проводить в именованных единицах.

При составлении эквивалентных схем замещения параметры элементов исходной расчётной схемы следует приводить к ступени напряжения сети, на которой находится точка КЗ, а активные и индуктивные сопротивления всех элементов схемы замещения выражать в миллиомах.

Методика расчёта начального действующего значения периодической составляющей токов КЗ в ЭУ до 1 кВ зависит от способа электроснабжения – от системы или от автономного источника.

Рассмотрим первый случай – электроснабжение от системы, в этом случае значение периодической составляющей трёхфазного тока КЗ без учёта подпитки от ЭД рассчитывается по формуле:

, (5.7.46)

где –среднее номинальное напряжение сети, в которой произошло КЗ, В;

– соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи КЗ, мОм.

, (5.7.47)

(5.7.48)

где – сопротивление системы приведенное к , мОм;

– соответственно активные и индуктивные сопротивления прямой последовательности понижающего трансформатора, мОм;

– активное и индуктивное сопротивление первичных обмоток ТТ, мОм;

– активное и индуктивное сопротивление реакторов, мОм.

– активное и индуктивное сопротивление токовых катушек автоматических выключателей, мОм;

– активное и индуктивное сопротивление шинопроводов, мОм;

– суммарное активное сопротивление различных контактов, мОм;

– активное сопротивление дуги, принимаемое по [25];

– активные и индуктивные сопротивления прямой последовательности кабельных и воздушных линий, мОм.

Второй случай – питание ЭУ осуществляется от автономного источника питания. Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ рассчитывается по формуле:

, (5.7.49)

где – суммарное активное и индуктивное сопротивление цепи КЗ, мОм;

– фазная сверхпереходная ЭДС автономного источника, (рассчитывается как и для СД [24]) В.

, (5.7.50)

, (5.7.51)

где – активное сопротивление обмотки статора автономного источника, мОм;

– сверхпереходное сопротивление по продольной оси ротор, мОм.

При необходимости учёта СД и АД или комплексной нагрузки в автономной электрической системе, начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, следует определять как сумму токов от автономных источников и от электродвигателей или комплексной нагрузки[24].

Расчёт апериодической составляющей тока КЗ

Наибольшее начальное значение апериодической составляющей тока КЗ () в общем случае считают равным амплитуде периодической составляющей тока в начальный период КЗ:

, (5.7.52)

В радиальных сетях апериодическую составляющую тока КЗ в произвольный момент времени () рассчитывают по формуле:

, (5.7.53)

где – время, с;

– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с;

, (5.7.54)

– синхронная угловая частота напряжения сети, рад/с.

и – результирующие индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ, мОм;

При определении и синхронные генераторы, СД и АД должны быть введены в схему замещения в соответствии с требованиями [25].

Расчёт ударного тока КЗ

Ударный ток трёхфазного КЗ () в ЭУ с одним источником энергии рассчитывают по формуле

, (5.7.55)

где – ударный коэффициент [23].

– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с;

– время от начала КЗ до появления ударного тока, с (обычно принимается равным 0.01 с).

При необходимости учёта СД или АД или комплексной нагрузки ударный ток КЗ следует определять как сумму ударных токов от автономных источников и от электродвигателей или от комплексной нагрузки [24].

Если точка КЗ делит расчётную схему на радиальные, не зависимые друг от друга ветви, то ударный ток КЗ () определяют как сумму ударных токов отдельных ветвей по формуле:

, (5.7.56)

где – число независимых ветвей схемы;

– начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ в i-ой ветви, кА;

– время появления ударного тока в i-ой ветви, с;

– постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в i-ой ветви, с.

Расчёт токов однофазного КЗ в сетях напряжением до 1000В

Если электроснабжение ЭУ осуществляется от энергосистемы, то начальное значение периодической составляющей тока однофазного КЗ рассчитывают по формуле:

, (5.7.57)

где и – суммарные активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности расчётной схемы относительно точки КЗ, мОм;

, (5.7.58)

, (5.7.59)

где – активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности понижающего трансформатора;

– активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности шинопровода;

– активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности кабеля;

– активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности воздушной линии

В ЭУ с автономными источниками энергии начальное значение периодической составляющей тока однофазного КЗ рассчитывают по формуле:

, (5.7.60)

где – фазная эквивалентная сверхпереходная ЭДС автономных источников, В, которую определяют в соответствии с [24].

Начальное значение периодической составляющей тока однофазного КЗ с учётом СД и АД в килоамперах следует рассчитывать аналогично, в соответствии с предыдущей формулой (5.7.60).

При необходимости определения периодической составляющей в произвольный момент времени следует применять методы, изложенные в [22].

Комплексная нагрузка учитывается параметрами, приведёнными в [24].

В случаях, когда необходимо произвести учёт сопротивления электрической дуги, а также учет изменения активного сопротивления проводников при коротком замыкании необходимо обратиться к [23].

5.7.10 Способы ограничения токов КЗ

При проектировании, ограничение токов КЗ предусматривается с целью применения более легкого электрооборудования. Ограничение токов КЗ не является самоцелью и в каждом случае должно быть тщательно обосновано.

Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов КЗ являются:

– раздельная работа электрических сетей и силовых трансформаторов;

– применение трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения;

– установка токоограничивающих реакторов.

Первый способ является средством режимного характера и представляет собой отказ от параллельной работы источников питания. В системе питания рекомендуется раздельная работа питающих линий. В системе распределения – раздельная работа секций шин.

Второй и третий способы заключаются в применении специальных технических средств и требует технико-экономического обоснования.

5.7.11 Выбор аппаратов и токоведущих частей электроустановок

Все элементы СЭС выбираются по номинальным параметрам и проверяются на термическую и динамическую стойкость при сквозных токах КЗ. Аппараты также должны соответствовать условиям окружающей среды (климатические условия, категория размещения, температура, запылённость, влажность, наличие пожаро и взрывоопасных зон).

Основные условия выбора:

1) номинальное напряжение ЭУ не должно превышать номинальное напряжение аппарата, соответствующее классу его изоляции.

2) максимальный рабочий ток цепи, где установлен аппарат, не должен превышать номинальный ток аппарата (паспортная величина).

3) по конструктивному исполнению (категории размещения, степени, уровня и вида защиты).

Аппараты, выбранные по номинальным параметрам, подлежат проверке на термическую и динамическую стойкость при токах КЗ и на отключающую способность.

Все высоковольтные потребители подключают к РУ посредством высоковольтных ячеек КРУ или КСО. Ячейки комплектуются малообъёмными масляными, вакуумными, элегазовыми, электромагнитными выключателями, выключателями нагрузки с предохранителями. Все ячейки характеризуются номинальным напряжением и рабочим током, термической и динамической стойкостью. Типа ячейки и её комплектацию следует выбирать по каталожным данным завода-изготовителя. При компоновке РУ необходимо применять однотипные ячейки.

Выбор основного электрооборудования подробно рассматривается в курсе «Электрическая часть станций и подстанций», а также в учебной [26] и методической [24] литературе.

5.7.12 Расчёт релейной защиты систем электроснабжения

Расчёт релейной защиты СЭС включает в себя:

1) расчёт токов КЗ в максимальном и минимальном режимах системы;

2) расчёт уставок и согласование их между собой;

3) проверка чувствительности.

Расчёт токов КЗ

В отличие от выбора оборудования, в процессе которого рассчитывается максимальный ток КЗ, в релейной защите (РЗ) необходим расчёт минимального тока КЗ - как наихудшего случая для проверки чувствительности выбранной аппаратуры РЗ.

Расчёт минимального тока КЗ предполагает учет:

– влияния работы системы в минимальном режиме с параметрами Х_с.min, S_c.min (или I_cmin – минимальный ток КЗ на шинах подстанции);

– влияния РПН трансформатора ГПП (при изменении положения РПН меняется результирующее сопротивление трансформатора);

– уменьшения токов при КЗ через переходное сопротивление – дугу (учитывается на стороне 0.4-0.69 кВ);

– влияния двухфазного КЗ (в общем виде учитывается как ) по отношению к трёхфазному.

Рисунок 5.7.2 – Исходная схема к расчету релейной защиты

Расчёт уставок РЗ

При выбранном оборудовании и рассчитанных токах КЗ производится расчёт уставок РЗ.

На схеме рисунка 5.7.2 предложены объекты для расчёта РЗ при дипломном проектировании [27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34]:

– силовой трансформатор ГПП обычно оснащается следующими видами защиты:

а) продольная дифференциальная защита трансформатора;

б) максимальная токовая защита или максимальная токовая защита с пуском по напряжению;

в) защита от перегрузки трансформатора;

г) максимальная токовая защита трансформатора на стороне НН;

д) газовая защита.

– трансформаторная подстанция 6-10/0,4-0,69 кВ должна иметь следующие виды защит:

а) максимальную токовую защиту и максимальную токовую отсечку на стороне НН ТП на вводных и секционных выключателях (автоматические выключатели 0,4-0,69 кВ серии ВА, и др. включают в себя эти зашиты);

б) специальная токовая защита нулевой последовательности от КЗ на землю на стороне НН;

в) максимальную токовую отсечку;

г) максимальную токовую защиту;

д) может быть предусмотрена защита от замыканий на землю КЛЭП или обмотки ВН трансформатора;

е) для внутрицеховых маслонаполненных трансформаторов мощностью 630 кВ∙А и более должна предусматриваться газовая.

Если чувствительность отсечки не удовлетворяет требованиям [11,62,63,64], то на трансформатор от 1000 до 2500 кВ∙А может быть установлена продольная дифференциальная защита.

– блок “линия – двигатель” включает в себя следующие устройства РЗ [35,36]:

а) максимальная токовая отсечка при мощности двигателя более 4000 кВт и наличии шести выводов – двухрелейную продольную дифференциальную защиту;

б) максимальную токовую защиту;

в) защиту от понижения напряжения;

г) защиту от замыканий обмотки статора на корпус;

д) защита от потери возбуждения;

е) защита от асинхронного хода.

Блок “трансформатор – двигатель” включает в себя общие защиты трансформатора и двигателя [29,30,31,32,36]:

а) максимальную токовую отсечку;

б) максимальную токовую защиту;

в) защиту от перегрузки. [30,31,33]

Кроме этого возможно дополнительное использование индивидуальных защит таких как:

а) газовая защита трансформатора;

б) защита от понижения напряжения на двигателе и т.д.

– автономный генератор. Для защиты генератора малой мощности должны использоваться защиты:

а) максимальная токовая отсечка или продольная дифференциальная защита [37,38];

б) защита от перегрузки;

в) защита от замыканий обмотки статора на корпус;

г) защита от потери возбуждения;

д) защита от асинхронного хода.

5.7.13 Расчет заземляющего устройства подстанции

Основной задачей данного раздела является проектирование заземляющего устройства подстанции с целью обеспечить ее нормальное функционирова-ние во всех режимах работы. В дипломном проекте обычно проектируют заземляющее устройство главной понизительной подстанции (ГПП).

Для выполнения расчета заземляющего устройства подстанции необходимы следующие данные.

1. Характеристика подстанции – рабочие напряжения, режим работы нейтралей трансформаторов.

2. План подстанции с указанием основных размеров и размещения оборудования.

3. Климатическая зона, где будет сооружаться подстанция, удельное сопротивление грунта.

4. Сведения о естественных заземлителях.

5. Расчетный ток замыкания на землю или исходные данные для его определения.

При выполнении расчета нужно учесть следующие замечания.

На подстанции необходимы три вида заземлений: защитное, рабочее, молниезащитное. Для всех трех видов заземлений может использоваться одно и то же заземляющее устройство, но при этом его следует выбирать по наиболее жестким требованиям, т.е. по наименьшему допустимому значению. Для рабочего и защитного заземления почти всегда используется общий заземлитель. Причем наиболее жесткие требования обычно имеет защитное заземление.

Расчет защитного заземления подстанции может производиться по допустимому сопротивлению растеканию тока заземлителя или по допустимому напряжению прикосновения. Расчет заземляющего устройства подстанций в районах с большим удельным сопротивлением грунта необходимо [11] выполнять по допустимому напряжению прикосновения. В дипломном проекте обычно принимается небольшое удельное сопротивление грунта r£ 100 Ом×м, поэтому расчет рекомендуется выполнять по допустимому сопротивлению растеканию тока заземлителя.

При этом для каждого класса напряжений подстанции сопротивление растеканию R_з заземляющего устройств подстанции должно быть выбрано по ПУЭ [11].

1. В электроустановках напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью

Ом.

2. В электроустановках напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов

, но не более 10 Ом,

где - расчетный ток замыкания на землю, А.

3. В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 2, 4 и 8 Ом в сетях с линейным напряжением соответственно 660, 380, 220 В.

4. В электроустановках до 1 кВ с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть

, но не более 4 Ом.

I_З = U (35 l _К + l _В)/350;

где U – линейное напряжение сети, кВ; l _К и l _В - общая длина электрически связанных между собой кабельных и воздушных линий, км.

В сетях с компенсацией емкостных токов в качестве расчетного тока следует принимать:

а) ток, равный 125 % номинального тока этих аппаратов (для заземляющих устройств, к которым присоединены компенсирующие аппараты);

б) остаточный ток замыкания на землю, проходящий в данной сети при отключении наиболее мощного из компенсирующих аппаратов (для заземляющих устройств, к которым не присоединены компенсирующие аппараты).

За расчетное сопротивление подстанции принимается наименьшее из сопротивлений для установок разного напряжения.

Для расчета защитного заземления используются два основных инженерных метода:

метод коэффициентов использования;

метод наведенных потенциалов.

Во втором методе принимается двухслойная модель земли с разными удельными сопротивлениями нижнего и верхнего слоев грунта. Этот способ более трудоемок, требует дополнительных сведений о составе и удельных сопротивлениях грунта, но зато дает более точные результаты. Для учебных целей, когда точных данных о грунте нет, рекомендуется использовать первый метод.

Заземлители бывают естественные и искусственные. Для снижения расходов на заземляющие устройства в первую очередь нужно использовать естественные заземлители. В дипломном проекте рекомендуется использовать сопротивление R_е растеканию системы “трос-опоры”, величина которого может быть определена по формуле:

где - расчетное, т.е. наибольшее (с учетом сезонных колебаний), сопротивление заземления одной опоры, Ом;

r – активное сопротивление троса на длине одного пролета, Ом;

n - число тросов в опоре.

Активное сопротивление стального троса

r = 0,15 l /S,

где l –длина пролета, м;

S – сечение троса, мм²

Сопротивления естественных заземлителей как правило недостаточно, поэтому необходимо применить искусственные заземлители. На подстан-циях обычно выполняются контурные заземлители, они состоят из вертикальных электродов, связанных между собой горизонтальным электродом, уложенным на глубину 0,5 – 0,7 м по контуру подстанции.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории подстанции следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители, образующих заземляющую сетку.

Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8-1,0 м от фундаментов или оснований оборудования.

Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимися от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4, 5, 6 и т.д. метров. Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к заземляющему устройству, не должны превышать 6 6 м.

В результате на территории подстанции обычно получается сетка с ячейками не менее 6 6 м.

У входов и въездов на территорию подстанции следует выравнивать потенциал путем установки двух вертикальных заземлителей длиной 3-5 м на растоянии ширины входа или въезда. Вертикальные электроды соединяются между собой горизонтальным заземлителем, проложенным на глубине не менее 1 м, и присоединяются к контуру подстанции полосами, образующими с горизонтальной полосой тупые углы.

В расчетах способом коэффициентов использования сопротивление сетки не учитывается, обеспечивая дополнительное (резервное) уменьшение сопротивления

Порядок расчета искусственного заземлителя можно взять в [39] или воспользоваться программой, разработанной на кафедре [40].

Молниеотводы также можно присоединять к общему заземлителю, если они устанавливаются на конструкциях [11]. Но при этом дополнительно от стоек конструкции открытых распределительных устройств (ОРУ) 110 кВ нужно обеспечить растекание тока молнии по магистралям в двух-трех (на ОРУ 35 кВ в трех-четырех) направлениях и установить один-два (два-три на ОРУ 35 кВ) вертикальных электрода длиной 3-5 м на расстоянии от стойки не менее длины электрода. Это вызвано тем, что быстрое нарастание тока молнии создает падение напряжения на индуктивности протяженного заземлителя и удаленные его части практически не участвуют в отводе тока на землю. На подстанции с высшим напряжением 35 кВ при установке молниеотводов [11] на трансформаторных порталах сопротивление устройства не должна превышать 4 Ом.

5.7.14 Защита подстанций от прямых ударов молний

Главной задачей данного раздела является обеспечение оптимальной защиты подстанции от прямых ударов молнии стержневыми молниеотводами.

Дата добавления: 2015-06-26