Классификация приемников СН по ответственности и длительности

Курганский государственный университет

 

 

Кафедра энергетики и технологии металлов

 

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПОДСТАНЦИЙ

Методические указания к курсовому

и дипломному проектированию

для студентов направления 140200

(специальность 140211 «Электроснабжение»)

 

 

Курган 2004

 

Кафедра: «Энергетика и технология металлов»

 

Дисциплина: Электрические станции и подстанции

(направление 140200, специальность 140211)

 

Составил: доцент, канд. техн. наук Мошкин В.И.

 

Составлены на основе переработанных и дополненных методических указаний к курсовому проекту по дисциплине "Электрическая часть электростанций и подстанций" для студентов спец. 0303 вечернего и заочного отделений /Сост. Тунгусов А.Е., Ветров В.И. - Новосибирск: НЭТИ, 1989. - 32 с.

 

Утверждены на заседании кафедры 22 декабря 2004 г.

Рекомендованы методическим советом университета 2004 г.

 

 

ВВЕДЕНИЕ

В единой энергетической системе России значи­тельно возрастает роль электрических подстанций напряжением 35 кВ и выше для бесперебойного электроснабжения потребителей, передачи и распределения электроэнергии, поддержания нормальных параметров работы потребителей.

Мощности подстанций непрерывно растут на всех ступенях системы электроснабжения (СЭС), повышаются требования к их надежности, удобс­тву и безопасности обслуживания. При этом основная роль распредели­тельной сети принадлежит сетям напряжением 110 и 220 кВ. Так, в 90-е годы по сетям 110 кВ передавалось около 80% всей нагрузки энергосистемы страны.

Важным шагом по пути индустриализации строительства подстанций, повышения степени заводской готовности стало освоение комплектных трансформаторных подстанций (КТП) заводского изготовления. Были разработаны проекты, а в 80-е годы освоено производство серии КТПБ-110 кВ (комплектная трансформаторная подстанция из блоков заводского изготовления). Выпущены первые образцы КТПБ-220кВ. Освоено заводское производство ячеек комплектных распределительных устройств 110 кВ блочного типа (КРУБ-110). Эта конструкция основана на применении жесткой ошиновки без сооружения порталов. Разработаны КРУБ-220-330 кВ. Современные тенденции индустриального монтажа, внед­рение нового оборудования на подстанциях должны найти свое отражение и в учебном проектировании.

При выполнении проекта студенту необходимо четко обосновать в по­яснительной записке со ссылками на источники все принятые решения, технически грамотно оформить его графическую часть. Проект должен от­вечать требованиям действующих ГОСТ, норм технологического проектиро­вания (НТП). правил устройства электроустановок (ПУЭ) и техники безо­пасности в электроустановках (ПТБ).

 

1.СОДЕРЖАНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

 

Пояснительная записка должна содержать:

- выбор типовой или унифицированной схемы подстанции;

- анализ схем РУ-ВН и РУ-НН соответственно их требованиям к глав­ным схемам подстанций для питания заданных потребителей;

- выбор числа и мощности силовых трансформаторов;

- расчет длительных номинальных токов в элементах главной схемы;

- расчет токов короткого замыкания (к.з.);

- выбор средств ограничения токов к.з.;

- выбор токоведущих частей, коммутационных и измерительных аппа­ратов, проверка их стойкости на действие токов к.з.;

- заземление подстанции.

Графическая часть включает в себя два листа чертежей. На одном изображается главная схема соединений подстанции, на другом - план и разрезы подстанции. Схема заполнения РУ-НН, рисунки, графики, таблицы входят в состав пояснительной записки или выносятся в приложения.

Задание на курсовой проект выдается на кафедре в соответствии с вариантом и по образцу, приведенному в приложении 2. В качестве графика нагрузок принять типовой, приведенный ниже, либо заданный преподавателем.

 

Типовой график нагрузок

 

Часы

Р, %

Q, %

 

2. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

 

2.1. Выбор главной схемы электрических соединений подстанций

 

В соответствии с НТП /1/ главная схема электрических соединений подстанции должна удовлетворять следующим требованиям:

- обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей подстанции и транзита мощности по межсистемным связям в нормальном и послеаварийном режимах;

- учитывать перспективу решения;

- допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряже­ний;

- учитывать требования противоаварийной автоматики;

- обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатацион­ных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присое­динений.

На основании заданных условий и требований выбирается, как прави­ло, унифицированная схема (приложение 1), расчет ведем в следующей последователь­ности:

- выбор типа, количества и мощности трансформаторов;

- выбор типовой схемы РУ всех напряжений;

- расчет токов трехфазного к.з. в характерных точках;

- выбор средств ограничения токов к.з.;

- выбор коммутационных, измерительных аппаратов и токоведущих частей;

- заземление подстанции.

 

2.1.1. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов

 

В соответствии с НТП /1/ и ГОСТом 14209-85 на подстан­циях 35-750 кВ всегда следует выбирать трехфазные трансформаторы (ав­тотрансформаторы) и только в исключительных случаях возможно использо­вание группы из однофазных или группы из двух трехфазных трансформато­ров половинной мощности.

При наличии РУ трех (ВН, СН, НН) напряжений целесообразно использо­вать трехобмоточные трансформаторы или автотрансформаторы. Следует помнить, что при U_сн=35 кВ устанавливаются трехобмоточные трансформа­торы, а при U_сн = 110кВ - автотрансформаторы.

Необходимость обеспечения требуемого качества напряжения у потребителей при изменяющейся нагрузке (ГОСТ 13109-87) требует применения на подстанциях 35 кВ и выше трансформаторов с встроенными устройствами для автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) /3,с.99-105; 4,с. 227-229/.

На подстанциях 35-750 кВ всех категорий, как прави­ло, предусматривают установку двух трансформаторов, мощность каждого из них выбирается, как правило, не более 70% максимальной нагрузки подстанции, т.е. S_т.ном.≤ (0,65-0,7)·S_макс.

Допускается установка одного трансформатора для питания электроп­риемников второй и третьей категорий по надежности при наличии централизованного ре­зерва трансформаторов и возможности замены поврежденного за время не более 1 суток. Следует отметить, что для подстанции 110 кВ и выше выполнение этого условия практически нереально: при сущест­вующей организации ремонтного хозяйства и значительной территории, обслуживаемой энергосистемой, для замены поврежденного трансформатора требуется не менее 3-5 суток (масса трансформатора 110/10 кВ, 6,3 МВ∙А составляет около 40 тонн, а для его перевозки требуются специальные транспортные средства, соответствующие грузоподъемные устройства и т.п.).

Мощность трансформаторов определяется с учетом аварийных и систе­матических перегрузок. В аварийных условиях (при отказе одного из трансформаторов) для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается в течение не более 5 суток перегрузка на 40 %, но не более 6 часов в сутки, если коэффициент начальной нагрузки К₁ не превышает 0,93. Предварительно находим:

S_{т.ном ,}

где P_{наг.макс.} - суммарная активная максимальная нагрузка на расчетный уровень 5 лет; K₁₂ - коэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категорий; cosφ_наг - коэффициент мощности нагрузки; n – число параллельно работающих трансформаторов (n = 2); 1,4 – коэффициент, учитывающий нагрузочную способность.

Систематическая перегрузка трансформаторов возможна за счет не­равномерной нагрузки в течение суток, а также за счет недоиспользова­ния ее при сезонных колебаниях при условии нормального износа изоляции.

График нагрузочной способности и указание к пользованию графиками приведены в /5, с.28-42, с.45-57/.

Среднегодовые температуры воздуха по городам России даны в /4, табл. 8-23,с.295; в ГОСТе 14209-85;5,с.58-62/.

С учетом допустимых аварийных и систематических перегрузок прини­мается наибольшее значение мощности трансформатора.

Для подсчета допустимой систематической перегрузки действительный график нагрузок преобразуется в двухступенчатый /3,с.89-92; 7,с.332/.

Коэффициент начальной нагрузки К₁ эквивалентного графика опреде­ляется по формуле

,

где S₁, S₂,...,S_m - значения нагрузки в интервалах ∆t₁, ∆t₂,..., ∆t_m; S_ном ≥ S_сред. - находится из заданного или типового графика нагрузок.

Коэффициент максимальной нагрузки К₂ в интервале h =∆h₁+∆h₂+...+∆h_Р определяется по формуле (предварительное значение ):

,

Если ≥0,9∙K_макс = 0,9 , то принимают .

Если <0,9∙K_макс, то , а длительность перегрузки должна быть скорректирована:

,

после чего примем окончательно .

Установлены максимально возможные значения перегрузок: 1,5 - при систематических перегрузках; перегрузки в диапазоне 1,5< К₂ < 2 можно допускать только по согласованию с заводом-изготовителем трансформато­ра.

Зная среднюю эквивалентную температуру охлаждающей среды за время действия графика нагрузок (), систему охлаждения трансформатора (М, Д, ДЦ, Ц) по таблицам, приведенным в ГОСТе 14209-85, определяют до­пустимость относительной систематической перегрузки K₂ и ее продолжительность h (табл.2.1). Это значение допустимой аварийной перегрузки определяется по ГОСТу 14209-85 в зависимости от коэффициента начальной нагрузки K₁, темпера­туры охлаждающей среды во время возникновения аварийной перегруз­ки K₂ и длительности перегрузки h. Максимальное значение аварийной пе­регрузки не должно превышать 2,0 S_т.ном (табл. 2.2).

Таблица 2.1

 

Нормы максимально допустимых систематических перегрузок трансформаторов = 10^оС (для района Западной Сибири и Урала)

 

h, ч	М и Д
К2 при значениях К1 = 0,25 - 1,0
0,25	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0
0,5 1,0 2,0 4,0 6,0 8,0 12,0 24,0	+ + 1,76 1,46 1,33 1,26 1,19 1,08	+ + 1,73 1,44 1,32 1,26 1,19 1,08	+ + 1,7 1,43 1,31 1,25 1,18 1,08	+ 2,0 1,67 1,41 1,30 1,24 1,18 1,08	+ 1,94 1,63 1,39 1,29 1,23 1,17 1,08	+ 1,86 1,56 1,36 1,27 1,22 1,16 1,08	+ 1,76 1,51 1,32 1,24 1,20 1,15 1,08	1,84 1,60 1,40 1,25 1,20 1,17 1,13 1,08

 

Продолжение таблицы 2.1

 

h, ч	ДЦ и Ц
К2 при значениях К1 = 0,25 - 1,0
0,25	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0
0,5 1,0 2,0 4,0 6,0 8,0 12,0 24,0	1,71 1,57 1,41 1,28 1,21 1,18 1,14 1,07	1,69 1,55 1,40 1,27 1,21 1,18 1,14 1,07	1,67 1,54 1,39 1,27 1.21 1,17 1,14 1,07	1,64 1,52 1,38 1,26 1,20 1,17 1,13 1,07	1,61 1,49 1,36 1,25 1,20 1,17 1,13 1,07	1,57 1,46 1,34 1,24 1,19 1,16 1,13 1,07	1,52 1,42 1,31 1,22 1,18 1,15 1,13 1,07	1,44 1,35 1,26 1,19 1,15 1,13 1,11 1,07

Таблица 2.2

Нормы допустимых аварийных перегрузок трансформаторов

Q_охл = 10^оС (для района Западной Сибири и Урала)

 

h,ч	М и Д
К2 при значениях К1 = 0,25 - 1,0
0,25	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0
0,5 1,0 2,0 4,0 6,0 8,0 12,0 24,0	2,0 2,0 1,9 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4	2,0 2,0 1,9 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4	2,0 2,0 1,9 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4	2,0 2,0 1,9 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4	2,0 2,0 1,8 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4	2,0 2,0 1,8 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4	2,0 2,0 1,8 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4	2,0 1,9 1,7 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4

Продолжение таблицы 2.2

h,ч	ДЦ и Ц
К2 при значениях К1 = 0,25 - 1,0
0,25	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0
0,5 1,0 2,0 4,0 6,0 8,0 12,0 24,0	1,8 1,7 1,6 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,8 1,7 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,8 1,7 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,8 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4	1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4

2.1.2. Выбор типовой схемы РУ

 

Для распределительных устройств 35-750 кВ разработаны и утвержде­ны схемы, которые применяются при проектировании. Определяющим для вы­бора является число присоединений. Схемы РУ 110, 220 и 330 кВ даны в табл. 2.3. Одна часть приведенных схем предназначена для применений на стороне ВН, другая - на стороне СН подстанций. Как правило, для РУ ВН применяются более простые схемы без выключателей либо с количеством выключателей, меньшим числа присоединений или равным ему. Схемы, пред­назначенные для применения на стороне СН, имеют более одного выключа­теля на каждое присоединение (но не более 1,5). Типовые схемы РУ 6-10 кВ (НН для подстанций 110, 220 и 330 кВ) и 35 кВ (СН для подстанций 110 кВ и НН для подстанций 220 и 330 кВ с АТ) даны в приложении.

 

Таблица 2.3

№ п/п	Наименование схемы	Область применения схемы
110 кВ	220 кВ	330 кВ
1.	Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий.	+	+	-
2.	Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов.	+	+	-
3.	Сдвоенный мостик с отделителями в цепях трансформаторов.	+	-	-
4.	Четырехугольник.	-	+	+
5.	Расширенный четырехугольник.	-	+	+
6.	Одна секционированная система шин с обходной с отделителями в цепях трансформаторов и совмещенными секционным и обходным выключателями (до 6 присоединений)	+	+	-
7.	Одна секционированная система шин с обходной и совмещенными секционным и обходным выключателями (7 и более присоединений).	+	+	-
8.	Две несекционированные системы шин с обходной (от 7 до 15 присоединений).	+	+	-
9.	Трансформаторы-шины с присоединением линий через два выключателя (до 4 линий).	-	-	+
10.	Трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий (до 6 линий).	-	-	+
11.	Полуторная схема (8 и более присоединений).	-	+	+

 

2.1.3. Выбор средств ограничения токов к.з.

Ограничение токов к.з. является одним из способов уменьшения сто­имости сооружений и эксплуатации электроустановок и позволяет сущест­венно снизить расход цветного металла.

Необходимость ограничения токов к.з. на стороне 6-10 кВ определя­ется термической стойкостью кабелей или отключающей способностью вык­лючателей. Если выполняется условие I_п.о. ≤ I_{откл.ном} = 20-31 кА, то допол­нительных средств ограничения к.з. не требуется.

Наиболее эффективным способом снижения токов к.з. является вклю­чение в сеть токоограничивающих реакторов, однако это требует дополни­тельных капитальных затрат. Поэтому реакторы устанавливают в том слу­чае, если перечисленные ниже способы ограничения оказываются недоста­точными, к которым относятся:

-автоматическое разъединение секций подстанций с параллельно включенными трансформаторами;

- замыкание защищаемых элементов для участков сети накоротко (с помощью короткозамыкателей, разрядников и др.);

- применение коммутационных аппаратов, обладающих токоограничи­тельными свойствами (плавких предохранителей ВН и др.);

- применение трансформаторов с расщепленными обмотками НН.

 

2.2. Выбор аппаратов и токоведущих частей

 

Для принятой главной схемы следует выбрать: выключатели; разъеди­нители, отделители, короткозамыкатели; ошиновку трансформаторов; ка- бель одной из потребительских линий 6-10 кВ; сборные шины РУ6-10 кВ; реакторы; разрядники; измерительные трансформаторы тока и напряжения.

2.2.1. Выбор аппаратов и проводников по условиям рабочего тока

При выборе аппаратов и ошиновки в цепи трансформаторов по номинальному току необходимо учитывать максимальное значение нормального, послеаварийного и ремонтного режимов, а также перегрузочную способ­ность трансформаторов.

Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН и НН выбор аппара­тов и ошиновки следует производить не по номинальному току, а по току перспективной нагрузки с учетом аварийных режимов /в том числе при отключении одного из трансформаторов/.

Токоведущие части электроустановок нужно выбирать по экономичес­кой плотности тока j_эк (за исключением сборных шин) и нагреву в рабо­чем режиме /5, табл. 10.1, с.428/.

При выборе сечения шин и кабелей по величине j_эк следует исходить из нормального режима. Максимальное значение тока ремонтного или пос­леаварийного режима для выбора аппаратов и проводников по условию наг­рева в различных цепях подстанции возможно:

а) в цепи двухобмоточного трансформатора с учетом перегрузки на 40% и систематической перегрузки в зависимости от условий охлаждения, типа трансформатора и графика нагрузки в пределах до 50%. Если неиз­вестны действительные возможные перегрузки, то в учебном проектирова­нии можно принять:

; I_макс. = 1,5·I_ном.т.;

б) в цепи трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора - на стороне ВН расчетные токи определяют так же, как и в цепи двухобмо­точного трансформатора. На стороне СН и НН при двух работающих транс­форматорах

.

При отключении одного трансформатора

;

в) в цепи воздушной линии - для одиночной, радиальной: I_норм = I_макс, а для двух параллельно работающих линий:

 

; I_макс = 2·I_норм;

 

то же - для кабельных линий с учетом возможной перегрузки на 5 %;

г) в цепи секционных, шиносоединительных выключателей и сборных шин подстанций - обычно значение I_макс не превышает тока самого мощно­го трансформатора, присоединенного к сборным шинам.

Если температура воздуха Θ_ок, окружающего аппарат, существенно отличается от номинальной Θ_ок.н. = 35^оС, то

,

а для шин и кабелей

,

где I_дл.ном., I_дл.доп.- длительный номинальный и длительно допус­тимый токи при температуре окружающей среды Θ_ок.ном/5,табл. 1-13, с.17/; Θ_дл.доп./8, табл. 1-4, с.8-9/.

2.2.2. Выбор и проверка проводников на стойкость при к.з.

Для вы­числения токов к.з. составляют расчетную схему замещения, в которой указывают сопротивления всех источников и потребителей.

Для расчета удобно пользоваться системой относительных единиц. Некоторые расчетные выражения, необходимые для пересчета исходных па­раметров схемы приведены в табл. 2.4.

 

Таблица 2.4

Расчетные выражения для определения приведенных значений

Сопротивлений (приближенное приведение)

 

Элемент электроустановки	Исходный параметр	Относительные единицы	Примечание
Энергосистема	хс% Sном.с Sк	хс. * (Б) =	* * Если SБ = Sном.с то хс.(Б) = хс
Трансформатор двухобмоточный	uк% Sном	хт. * (Б) =
Реактор	хр	* хр.(Б) =
Линии электропередачи	хо ℓ	* хл.(Б) =	хо = 0,4 Ом/км – для воздушных ЛЭП 6 – 220 кВ хо = 0,08 Ом/км – для кабельных ЛЭП 6 – 10 кВ

 

В результате расчета определяются периодическая составляющая тока к.з. I_п.о и ударный ток i_уд. по выражениям:

I_п.о= I" =(E"/x_рез.)^.I_Б; i_уд= k_у I_п.о,

^{* *}

где k_у = 1 + exp(-0,01/Т_а.э.); Т_а.э. - эквивалентная постоянная времени апериодической составляющей тока к.з. (табл.2.5).

Для выключателей с временем отключения более 0,08с значение номи­нального относительного содержания апериодической составляющей тока к.з. β_н<0,2 и в расчетах принимается β_н = 0, тогда апериодическую сос­тавляющую можно не учитывать. В иных случаях β_н определяют из рис. 2.1.

Условия выбора разъединителей, отделителей, короткозамыкателей аналогичны условиям выбора и проверки выключателей, за исключением от­сутствия проверки на отключающую способность, короткозамыкатели не вы­бирают также по условию нагрева длительным током.

 

Кривая для определения β_н

 

Рис. 2.1.

 

Упрощенный способ расчета теплового импульса В_к рекомендуется (табл.2.5, 2.6) для цепей НН и СН понизительных подстанций без синх­ронных компенсаторов. С некоторыми допущениями им можно воспользовать­ся и при расчете В_к на стороне ВН, имея в виду, что значение В_к будет несколько завышено.

Таблица 2.5

Средние значения Т_а и k_у

 

Место короткого замыкания	Та, с	kу
Шины ВН подстанций с трансформаторами до 100МВ·А Шины СН понижающ. подстанц. с трансформ. до 100МВ·А Шины НН подстанц. с трансф. от 25 до 100 МВ·А То же с трансформаторами до 25 МВ·А	0,115 0,095 0,065 0,045	1,93 1,90 1,85 1,80

 

Таблица 2.6

Условия выбора и проверки электрических аппаратов и проводников

 

Параметры выключателя	Условия выбора
Номинальное напряжение     Номинальный ток     Номинальный ток отключения: симметричный асимметричный   Динамическая стойкость Термическая стойкость	Uном ≥ Uсети   Iнорм. макс Iном ≥ Iдлит.макс     Iоткл. ном ≥ Iп.τ ·1откл.ном (1+βн) ≥ · Iп.τ + iа.τ   iдин.ст. ≥ iуд I2т · tт ≥ Вк ≈ I2п.о · (tотк + Та)

Примечание: I_п.τ – периодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов; β_н – номинальное относительное содержание апериодической составляющей; i_а.τ – апериодическая составляющая: i_а.τ = ·I_п.о · ехр(-τ/T_а); t_отк = t_{р.з.макс.}+ t_собс.в

Сборные шины РУ всех напряжений по экономической плотности тока не выбираются /6, 1.3.28, с.40/.

При проектировании часто необходимо определять минимальное сече­ние проводника, допустимое по условиям термической стойкости к токам к.з.:

F_мин. = ≈ /C,

где А_к, А_н - удельные тепловые импульсы (В_к /F²) по кривым нагре­ва соответственно для конечной температуры нагрева проводника и для температуры нормального режима. Считают, что до к.з. проводник имел нормальную температуру, т.е. А_н=А_н.доп.. Величины А_н.доп и А_к = А_к.доп являются нормальными, поэтому их разность А_к.доп-А_н.доп - строго опре­деленная величина и ее можно принять равной С =

Значения коэффициента С для наиболее распространенных типов про­водников приведены в /8, табл. 1.7/. (С=85÷89).

Термическая стойкость проводника обеспечивается при выполнении условия F_выбр.≥ F_мин; в некоторых случаях допустимо выбирать ближайшее меньшее стандартное сечение.

Проверка шин на динамическую стойкость сводится к механическому расчету шинной конструкции (рис. 2.2) при к.з.

Установка жестких шин

 

Рис. 2.2.

 

Электродинамические силы, возникающие при к.з., носят колебатель­ный характер и имеют периодические составляющие с частотами 50 и 100 Гц. Эти силы приводят шины и изоляторы, представляющие собой динами­ческую систему, в колебательное движение. Деформация элементов конс­трукции и соответствующее напряжение в материале зависят от составляю­щих электродинамической силы и от собственной частоты элементов, при-

веденных в колебание.

Особенно большие механические напряжения возникают в условиях ре­зонанса, когда собственные частоты системы "шины-изоляторы" оказывают­ся близкими 50 или 100 Гц. В этом случае напряжение в материале шин и изоляторов могут в 2-3 раза превышать напряжения, рассчитанные по ударному току к.з. Если собственные частоты частоты системы меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает, и проверка шин на электродинамическую стойкость производится в предположении, что шины и изоляторы являются статической системой с нагрузкой, равной максимальной электродинамической силе к.з.

Частота собственных колебаний для алюминиевых шин (Гц) равна:

,

для медных шин (Гц) равна:

,

где - пролет между изоляторами, м; J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см⁴; F - площадь сечения шины, см².

Изменяя длину пролета и форму сечения шины, исключаем механичес- кий резонанс, т.е. ν_о > 200 Гц. Если этого не удается добиться, то проводится специальный расчет шин с учетом динамических усилий, возни­кающих при колебаниях шинной конструкции.

При расчетах шин как статической системы исходят из допущения, что шина каждой фазы является многопролетной балкой, свободно лежащей на жестких опорах с равномерно распределенной нагрузкой. Равномерно распределенной силой f создается изгибающий момент

М = f · l²/10,

где f - сила, приходящаяся на единицу длины, Н/м.

В наиболее тяжелых условиях находится средняя фаза, а также за расчетный вид к.з. принимается трехфазное к.з. Тогда максимальная си­ла, приходящаяся на единицу длины средней фазы при трехфазном к.з. (Н/м), равна

f = · 10^-7 · i²_уд /a.

Напряжение (в МПа), возникающее в материале шин, определяется из выражения:

σ_расч. = М/W = f · l²/(10W),

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной

действию силы, см³.

Моменты сопротивления и инерции шин различной конфигурации и спо­собов установки приведены в табл. 2.7.

Таблица 2.7

Моменты сопротивления и инерции шин

Расположение шин	Момент инерции J	Момент сопротивления W
	0,72 b3·h	1,44 b2·h

Шины механически прочны, если выполняется условие

σ_расч = σ_доп,

где σ_доп - допустимое механическое напряжение шин (табл. 2.8).

 

Таблица 2.8

 

Материал	Марка	σдоп, МПа	Е·104, МПа
Алюминий Алюминиевый сплав   Медь Сталь	А0, А1 АД0 АД31Т1 АД31Т МГМ МГТ Ст3	82,3 41,2 - 48 89,2 137,2 171,5 - 178,4 171,5 - 205,8 260,7 - 322,4	- - -

Методика расчета двух- или трехполосных шин, а также шин коробча­того сечения подробно изложена в /3,11/.

В РУ 35 кВ и выше используются гибкие провода или жесткие шины. При всех этих напряжениях по условиям коронирования применяются жест­кие шины круглого сечения. В РУ подстанций наиболее широко применяются гибкие сталеалюминиевые провода марки АС.

Токоведущие части РУ 35 кВ и выше выбираются по тем же условиям, что и при низких напряжениях.

Гибкие шины и токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. Так, для сборных шин расстояния должны быть не менее: при 35 кВ - 1,5 м, 110 кВ

- 3 м, 220 кВ - 4 м, 500 кВ - 6 м. При таких расстояниях силы взаимо­действия между фазами невелики, поэтому расчет на электродинамическое действие обычно не производится. Однако при больших токах к.з. провода могут настолько сблизиться друг с другом, что произойдет их схлестыва­ние. Согласно ПУЭ /7/ на электродинамическое действие токов к.з. долж­ны проверяться гибкие шины РУ при мощности к.з. S_к, равной или большей следующих значений:

U_н, кВ 110 220 330 500

S_к, МВ^.А 4000 8000 21000 18000

Методика расчета шин на схлестывание изложена в /3,11/.

Найденные расчетным путем механические усилия, передающиеся при к.з. жесткими шинами на опорные и проходные изоляторы, должны состав­лять для одиночных изоляторов не более 60 % соответствующих гарантий­ных величин разрушающего усилия, а при спаренных изоляторах - не более 100 % разрушающего усилия одного изолятора (F_разр).

Опорные изоляторы, на которых крепятся шины, выбираются: по номи­нальному напряжению установки U_ном ≥U_сети; по допустимости механичес­кой нагрузки F_доп = 0,6F_разр > F_расч; сила F_расч, действующая на изо­лятор (Н), равна

F_расч = f∙l∙k_п,

где k_п - поправочный коэффициент на высоту шины, если она на ребре:

k_п = Н/Н_из; Н = Н_из + b + h/2, где Н_из - высота изолятора.

Кроме того, гибкие токоведущие части проверяют по условиям коро­нирования. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля Е_о, кВ/см:

Е_о = 30,3·m·(1+0,299/ ),

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода

(для многопроволочных проводов m = 0,82); r_о - радиус провода, см. Обычно Е_о = 28 кВ/см /15/.

Напряженность электрического поля около нерасщепленного провода определяется по выражению:

E = 0,354·U/[r_о·lg(D_ср/r_о)],

где U - линейное напряжение; D_ср - среднегеометрическое расстояние

между проводами фаз, см(для U = 35 кВ D_ср = 350 см; 110 кВ - 500 см;

220 кВ - 800 см /15/).

Провода не будут коронировать, если

1,07Е ≤ 0,9E_о.

Если это условие не выполняется, то нужно увеличить диаметр про­вода. Следует иметь в виду, что для РУ 110 кВ минимальное допустимое сечение проводов по условиям короны соответствует проводу АС-70, для РУ 220 кВ - АС-240.

 

2.2.3. Выбор реактора

 

Реактор следует выбирать по номинальному напряжению, роду установки, длительному рабочему току I_дл и индуктивному сопротивлению x_р%. В условиях к.з. реактор проверяют на термичес­кую и динамическую стойкость. При выборе индуктивных сопротивлений ре­актора следует исходить из условия экономически целесообразного огра­ничения тока к.з. Степень ограничения тока к.з. при повреждениях за реактором определяется параметрами отключающих аппаратов на подстанции у потребителя и сечением кабелей сети 6-10 кВ, термическая стойкость которых должна быть обеспечена при установке реактора. Индуктивное сопротивление реактора при заданном типе выключателя у потребителя вы­бирают, полагая, что при к.з. за реактором начальное значение периоди­ческой составляющей тока (сверхпереходный ток) I_п.о не должен превос­ходить номинального значения тока отключения выключателя,

I_п.о ≤ I_{отк.ном}

и тока, определяемого термической стойкостью кабеля:

I_п.о ≤ F_мин^.С/ ,

где С = 85÷89. По наименьшему из двух значений I_п.о определяют сопротив­ление реактора. Требуемое сопротивление до точки к.з. в относительных единицах для обеспечения требуемого значения тока к.з. I_{п.о треб} равно

*

,

где I_Б - базисный ток.

Искомое сопротивление реактора равно

,

 

*

где х_каб,- индуктивное сопротивление кабеля в о.е.

 

Сопротивление реактора в % равно

.

Далее по каталожным и справочным данным выбирается тип реактора с ближайшим большим индуктивным сопротивлением.

Фактическое значение тока к.з, за реактором

; ; .

 

Аналогично выбирается сопротивление сдвоенных реакторов. Так как при к.з. ветви сдвоенный реактор работает в одноцепном режиме, то соп­ротивление такого реактора равно сопротивлению одной ветви

х_р % = х_р.ном%.

Выбранный реактор следует проверить на электродинамическую и тер­мическую стойкости и по п