База знаний
995

Выбор аккумуляторной батареи подстанции

Аккумулятор — это химический источник электрической энергии, предназначенный для многократного разряда за счёт восстановления ёмкости после заряда электрическим током.

Аккумуляторная батарея — два или более аккумулятора, соединённые в электрическую цепь.

Аккумуляторная батарея открытого типа

Аккумуляторная батарея обеспечивает бесперебойным рабочим и резервным питанием потребителей постоянного тока подстанции. Существуют разные варианты расчётов для выбора аккумуляторной батареи — мы в своей статье попытаемся отразить наиболее понятный и простой из них.

СОДЕРЖАНИЕ:

  1. Требования к аккумуляторной батарее.
  2. Выбор ёмкости аккумуляторной батареи.
  3. Расчёт числа элементов аккумуляторной батареи.
  4. Выбор зарядно-выпрямительного устройства.
  5. Выбранное оборудование.

1. Требования к аккумуляторной батарее

Аккумуляторная батарея (АБ) является обязательным элементом системы оперативного постоянного тока подстанции (СОПТ). Согласно НТД⎘ на ПС с высшим напряжением 220-750 кВ и ПС 150-110 кВ с более чем 3-мя выключателями в распределительном устройстве высшего напряжения — устанавливается две АБ, на прочих — достаточно одной.

АБ набирается из последовательных элементов заданной ёмкости в единый элемент суммарным напряжением 220 В. Как правило, она должна иметь срок службы не менее 15-20 лет и обеспечивать питанием постоянную нагрузку СОПТ при работе в автономном режиме (без подзарядки) в течение 2-4 часов, а также выдерживать толчковые токи кратковременной нагрузки в конце автономного режима.

Батареи открытых (вентилируемых) типов чаще всего размещаются в отдельном помещении с принудительной приточно-вытяжной вентиляцией, герметичные — в шкафах.

Аккумуляторная батарея открытого типа
Аккумуляторная батарея герметичного типа

2. Выбор ёмкости аккумуляторной батареи

Ёмкость АБ определяется исходя из тока и характера нагрузки, а также времени резервирования.

Выполним расчёт ёмкости по методу «эквивалентных площадей». Метод заключается в следующем: предположим, что имеется график тока нагрузки в автономном режиме

График нагрузки

Этот график можно привести к одинаковому по площади графику (S1=S2), а площадь данных графиков есть не что иное, как ёмкость (произведение тока на время)

График нагрузки

Так как площади обеих фигур равны, то по известной площади S=S1=S2 и координате Imax, можно найти координату Трасч. Далее на основании расчётного тока и времени по разрядным таблицам от производителя аккумуляторных батарей подбирается необходимый тип аккумулятора.

Эквивалентная ёмкость аккумуляторной батареи рассчитывается по формуле

Cэкв = (Imaxmax + Iустуст) / (kаб*kт),

где Imax – максимальная толчковая (кратковременная) нагрузка, А;

Тmax – время толчковой нагрузки, ч;

Iуст – установившийся ток автономного режима, А;

Туст – длительность автономного режима, ч;

kаб – коэффициент ёмкости батареи в конце срока службы, kаб=0,8 (80% от номинальной);

kт – температурный коэффициент ёмкости, зависящий от минимально возможной температуры в помещении, для 5°С kт=0,91.

Установившийся ток автономного режима

Iуст = Iп + Iвр,

где Iп – ток постоянной нагрузки, А;

Iвр – ток временной нагрузки, А.

Для того, чтобы подробнее показать, что может входить в состав той или иной нагрузки, ниже приведём таблицу

Таблица 1. Распределение видов электроприёмников СОПТ по характеру нагрузки
Характер нагрузки Состав нагрузки
Постоянная нагрузка (Iп)
  • устройства РЗА;
  • устройства связи, обеспечивающие передачу сигналов и команд РЗА;
  • устройства нижнего и среднего уровня АСУ ТП (ССПИ);
  • постоянно включённая часть аварийного освещения;
  • устройства сигнализации
Временная нагрузка (Iвр)
  • аварийное освещение;
  • инверторы резервного питания АСУ ТП (ССПИ)
Толчковая нагрузка (Imax)
  • устройства питания и управления высоковольтных коммутационных аппаратов;
  • приводы автоматических вводных и секционных выключателей ЩСН 0,4 кВ

Предположим, что нам известны все исходные параметры.

Установившийся ток автономного режима

Iуст = Iп + Iвр = 50 + 10 = 60 A

Продолжительность автономного режима

Туст = 4 ч,

как для объекта 110 кВ и выше (на объектах ниже 110 кВ можно принимать 2 часа – см. НТД⎘).

Длительность толчковой нагрузки

Тmax = 15 c = 15/3600 = 0,004 ч

Тогда эквивалентная ёмкость равна

Cэкв = (Imaxmax + Iустуст) / (kаб*kт) = (115*0,004 + 60*4) / (0,8*0,91) = 330 А*ч

А расчётное эквивалентное время автономного режима

Трасч = Cэкв / Imax = 330 / 115 = 2,9 ч

Выбираем АБ типа 7OPzS490, номинальной ёмкостью при десятичасовом разряде C10=490 А*ч.

Таблица 2. Разрядная характеристика АБ
Тип Время и ток разряда
15 мин 30 мин 1 ч 1,5 ч 2 ч 3 ч 4 ч
7OPzS490 350 293 227 189 162 129 106

По параметрам аккумулятора видно, что время разряда током Imax = 115 А составит более 3 часов

Тном > Трасч

Таким образом, можно сделать вывод, что выбранная АБ в режиме разряда постоянным током и кратковременным толчковым током в конце 4-часового периода удовлетворяет необходимым требованиям в течение всего срока службы аккумуляторов.

3. Расчёт числа элементов аккумуляторной батареи

Напряжение на шинах АБ в нормальных эксплуатационных условиях допускается поддерживать на 5% выше номинального напряжения электроприёмников. Исходя из этого, наибольшее нормально допустимое напряжение должно быть

Umax.доп = 1,05Uн = 1,05*220 = 231 В

Для обеспечения надёжной работы устройств РЗА напряжение на зажимах электроприёмников во время эксплуатации должно поддерживаться на уровне не менее 85% от номинального напряжения

Umin.доп = 0,85Uн = 0,85*220 = 187 В

Для аккумуляторов с жидким электролитом:

  • напряжение поддерживающего заряда uпз составляет — 2,23 В/эл;
  • напряжение ускоренного заряда uуз (в автоматическом режиме от ЗВУ) — 2,3 В/эл.

Количество элементов в АБ выбирается округлением до ближайшего большего целого значения, полученного по выражению

Nэл = Umax.доп / uпз = 231 / 2,23 = 103,59 ≈ 104 шт.

Минимально возможное напряжение на одном аккумуляторе (по данным производителя)

umin = 1,8 В/эл

При Nэл=104 минимальное напряжение на АБ будет равно

UminАБ = 1,8*104 = 187,2 В

UminАБ > Umin.доп

Количество элементов подобрано правильно.

4. Выбор зарядно-выпрямительного устройства

Номинальный ток ЗВУ Iном.ЗВУ определяется по расчётному зарядному току Iз

Iном.ЗВУ > Iз

Зарядный ток вычислим по формуле

Iз = (Iп + k*C10) / 2 = (50 + 0,12*490) / 2 = 54,4 А,

где k — коэффициент, определяющий ток при ускоренном заряде.

Итого, выбираем ЗВУ с номинальным током

Iном.ЗВУ = 63 А.

5. Выбранное оборудование

Таблица 3. Параметры выбранного оборудования

п/п
Наименование Тип Ед. изм. Кол-во Примечание
1 Аккумуляторная батарея C10 = 490 А*ч
Nэл = 104 шт.
компл. 1
2 Зарядно-выпрямительное устройство Iном.ЗВУ = 63 А шт. 2

ВЫВОД

Методом «эквивалентных площадей» мы подобрали необходимую ёмкость аккумуляторной батареи. Зная напряжение отдельного элемента, рассчитали итоговое их количество. И определили выходную мощность зарядного устройства.

Всё готово к тому, чтобы перейти к расчётам сети оперативного постоянного тока подстанции.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ

Полученное в нашем примере значение напряжения не учитывает его падение в отходящих кабелях. Но это может критично повлиять на работу таких мощных потребителей, как высоковольтные выключатели с электромагнитным приводом. Во время включения таких потребителей уровень напряжения на их приводе может оказаться недостаточным для срабатывания.

Для гарантированной работы электромагнитов достаточно повысить напряжение в цепи, увеличив число аккумуляторов Nэл со 104 до 120 с помощью «хвостовых» элементов.

Заказать подобный расчёт можно через форму обратной связи на сайте

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

  • Энергетик
  • 06 июня 2024

Расчёт сети переменного тока 0,4 кВ

Подробнее

  • Энергетик
  • 19 мая 2022

Как выбрать автоматический выключатель

Подробнее

1481

Расчёт сети переменного тока 0,4 кВ

Расчёт низковольтной сети переменного тока выполняется с целью подбора оборудования и проводников, способных обеспечить качественное и бесперебойное электроснабжение конечных потребителей.

Электрическая схема

Какие расчёты необходимо (и достаточно) выполнить, чтобы правильно подобрать аппараты защиты и кабели в сети 220/380 В, и по каким параметрам нужно их проверить — читайте в нашем материале.

СОДЕРЖАНИЕ:

  1. Теория.
  2. Исходные параметры.
  3. Расчёт падения напряжения в отходящих линиях.
  4. Расчёт токов КЗ.
  5. Схема замещения.
  6. Проверка аппаратов защиты.
  7. Проверка кабелей на термическую стойкость.
  8. Проверка кабелей на невозгорание.
  9. Карта селективности.

1. Теория

Первое, с чего нужно начать, — это установить нормальные и аварийные режимы работы сети. В нормальном режиме определяются номинальные параметры аппаратов защиты и пропускная способность линий. В аварийном режиме оценивается термическое и динамическое воздействие тока короткого замыкания и защитные функции аппаратов.

Пример расчёта нагрузок в нормальных режимах подстанции можно найти в статье Выбор ТСН⎘. Ниже рассмотрим пример аварийных режимов.

Расчёт токов короткого замыкания произведём для двух режимов:

  • максимального (металлическое КЗ);
  • минимального (дуговое КЗ, с введением переходного сопротивления дуги Rд или поправочного коэффициента Кc).

Максимальный режим необходим для проверки на отключающую способность, термическую стойкость и невозгорание. В минимальном режиме проверяется чувствительность срабатывания защит.

В дополнение к этому выполним расчёт падения напряжения, который становится особенно актуальным на длинных участках отходящих линий.

2. Исходные параметры

Исходные параметры сети наглядно показаны на электрической схеме. В качестве примера выбрана простая схема с односторонним питанием, для которой характерен один нормальный режим работы, — в случае кольцевой схемы с двусторонним питанием количество возможных режимов может вырасти в разы.

Электрическая схема
Таблица 1. Параметры системы, приведенные к напряжению 0,4 кВ
Наименование оборудования Uвн, кВ Uнн, кВ R1, мОм X1, мОм
1 СШ 35 кВ 35.0 0.4 0.004 0.113
Таблица 2. Параметры ТСН, приведенные к напряжению 0,4 кВ
Наименование оборудования Sном, кВА Uвн, кВ Uнн, кВ Iнн max, А Uк, % Pк, кВт R1, мОм X1, мОм R0, мОм X0, мОм
ТСН-1 ТМН-2500/35 У1 2500 35.0 0.4 3969 7.0 7.0 0.2 4.5 2.2 54.0
Параметры аппаратов защиты 0,4 кВ

Для ввода

Iрасч = 1,1*Sном / (√3*Uнн)

Для потребителей

P = Pуд*n*Kс,

где Pуд – расчётная мощность потребителя;

n – количество потребителей;

Kс – коэффициент спроса.

Iрасч = P / (√3*U*cos φ)

Таблица 3. Параметры аппаратов защиты 0,4 кВ
Наименование оборудования P(S), кВт(кВА) Iрасч, А Тип аппарата защиты In (Ir), А Параметры расцепителя Откл. способность R1, мОм X1, мОм
Iотс tоткл, с
о.е. А Icu, кА
ЩСН 0,4 кВ
Ввод 1 СШ 0,4 кВ от ТСН 2500 3969 OptiMat A1600N-D-MR8 1600 2.5 4000 0.4 85 0.14 0.08
САВ 0,4 кВ - 1985 OptiMat A1600N-D-MR8 1600 2.5 4000 0.2 85 0.14 0.08
Групповой АВ 11,45 18,14 OptiMat D250N-MR1 125 6 750 0.2 40 1.10 0.50
Питание оборудования ОРУ 7.47 11.84 OptiMat D100N-MR1 50 5 250 0.1 40 2.15 1.20
Шкаф питания привода и обогрева
Питание привода 3.60 22.36 ВА47-063Про 40 4.5 180 0.01 4.5 3.0 5.0
Таблица 4. Параметры кабельных линий
Наименование оборудования Марка кабеля (провода) Iдд, А R1, мОм/м X1, мОм/м R0, мОм/м X0, мОм/м Длина, м R1, мОм X1, мОм R0, мОм X0, мОм
Ввод 1 СШ 0,4 кВ от ТСН 6х (АВВГ 3х185+1х50) 1812 0.164 0.063 0.989 0.244 130 3.55 1.37 21.43 5.29
Питание оборудования ОРУ (головной участок) ВВГ(А)нг-LS 5х50 167 0.367 0.086 1.05 0.58 320 117.44 27.52 336.00 185.60
Питание оборудования ОРУ (межшкафные перемычки) ВВГ(А)нг-LS 5х25 112 0.727 0.089 1.630 0.910 180 130.86 16.02 293.40 163.80
Питание привода ВВГ(А)нг-LS 3х6 46 3.080 0.100 4.240 1.490 50 154.00 5.00 212.00 74.50

3. Расчёт падения напряжения в отходящих линиях

Примем, что падение напряжения на зажимах электроприёмников не должно превышать 5% (от нормируемого). Список регламентирующих документов по этому вопросу можно найти по ссылке⎘ в нашей таблице НТД, а почему они противоречат друг другу — здесь⎘.

Для трёхфазной нагрузки

ΔU(%) = (P*R*L+Q*X*L)*100 / U2л;

ΔU(%) = √3*I(R*cos φ*L+X*sin φ*L)*100 / Uл

Для однофазной нагрузки

ΔU(%) = 2(P*R*L+Q*X*L)*100 / U2ф;

ΔU(%) = 2*I(R*cos φ*L+X*sin φ*L)*100 / Uф

Таблица 5. Расчёт падения напряжения в отходящих линиях
Наименование оборудования Pпотр, кВт R, мОм/м X, мОм/м Длина, м cos φ tg φ ΔU, % U, В Вывод
Питание оборудования ОРУ 1 СШ 0,4 кВ
Ячейка №1 0.45 0.68 397.3
Ячейка №2 0.45 0.22 396.5
Ячейка №3 0.45 0.23 395.5
Итого -4.00 395.5 в норме
Питание привода Начало
ШУВ 1.03 2.38 223.7
Итого -1.78 223.7 в норме

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Расчётные итоги выводятся с зелёной или красной заливкой. В результатах таблицы по умолчанию сделаны ошибки. Нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу

4. Расчёт токов КЗ

Нормативные документы по расчёту токов КЗ можно найти здесь⎘.

Трёхфазный ток металлического КЗ

I(3)кз мет = Е / (√3*√(R21+X21)).

Двухфазный ток металлического и дугового КЗ

I(2)кз мет = Е / (2*√(R21+X21));

I(2)кз дуг = Е / (2*√((R1+Rд/2)2+X21));

I(2)кз дуг = Кс*I(2)кз мет

Однофазный ток металлического и дугового КЗ

I(1)кз мет = √3*Е / √((2R1+R0)2+(2X1+X0)2);

I(1)кз дуг = √3*Е / √((2R1+R0+3Rд)2+(2X1+X0)2);

I(1)кз дуг = Кс*I(1)кз мет

Таблица 6. Расчёт токов КЗ
Наименование оборудования Место КЗ Е, В R1, мОм X1, мОм Z1, мОм I(3)кз мет, кА I(2)кз дуг, кА R0, мОм X0, мОм I(1)кз дуг, кА
1 СШ 0,4 кВ на шинах 400 7.194 32.102 19.461 6.218
Питание оборудования ОРУ в начале КЛ 400 10.536 21.919 13.288 5.784
через 20м КЛ 400 17.296 13.352 8.094 4.177
Ячейка №1 400 129.466 1.786 1.469 0.960
Ячейка №2 400 180.300 1.283 1.055 0.723
Ячейка №3 400 260.527 0.887 0.730 0.519
Питание привода в начале КЛ 400 264.488 0.874 0.719 0.515
через 20м КЛ 400 325.294 0.710 0.585 0.444
в конце КЛ 400 416.957 0.555 0.457 0.368

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Важные расчётные значения выводятся с зелёной заливкой

5. Схема замещения

Электрическая схема замещения

6. Проверка аппаратов защиты

Проверка осуществляется по отключающей способности

Icu > Iкз max

и чувствительности к току КЗ

Iкз min/Iсо ≥ 1,25

Таблица 7. Проверка аппаратов защиты
Наименование оборудования In (Ir), А Уставка, А Место КЗ Токи КЗ, кА Откл. способность Чувстви-
тельность
Вывод
Iкз max Iкз min Icu, кА k
Ввод 1 СШ 0,4 кВ от ТСН 1600 4000 на шинах 0,4 кВ 32.102 85 отключающей способности соответствует
15.516 3.88 чувствителен
Питание оборудования ОРУ 50 250 в начале линии 21.919 40 отключающей способности соответствует
в конце линии 0.518 2.07 чувствителен
Питание привода 40 180 в начале линии 0.873 4.5 отключающей способности соответствует
в конце линии 0.367 2.04 чувствителен

7. Проверка кабелей на термическую стойкость

Все документы, в которых определён метод расчёта проводников на термическую стойкость, можно легко найти по ссылке⎘, добавив в окно ТРЕБОВАНИЕ — «термическое действие».

Проверку сечения кабелей на термическую стойкость произведём по максимальному току КЗ

Sтер min = Iкз max*√tоткл / С

где С — параметр, значение которого зависит от материала шин

Таблица 8. Проверка кабелей на термическую стойкость
Наименование оборудования S, мм2 Место КЗ Iкз max, кА tоткл, с парам. С Sтер min, мм2 Вывод
Питание оборудования ОРУ (головной участок) в начале КЛ 48.6 термически стойкие
Питание оборудования ОРУ (межшкафные перемычки) в начале КЛ 4.0 термически стойкие
Питание привода в начале КЛ 0.7 термически стойкие

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Расчётные итоги выводятся с зелёной или красной заливкой

8. Проверка кабелей на невозгорание

Существует два основных документа, в которых прописаны условия расчёта: пройдите по ссылке⎘ и добавьте слово «невозгорание» в окно ТРЕБОВАНИЕ.

Определение начальной температуры нагрева жилы кабеля рабочим током (таблица 9)

Qн = Q0+(Qдд-Qокр)(Iраб/Iдд)2

Определение нагрева жилы кабеля после КЗ (таблица 10)

Qкон = Qнk+228*|еk-1|,

где

k = b*I2кз max*(tоткл.рез+0,01) / S2

Таблица 9. Определение начальной температуры нагрева жилы кабеля рабочим током
Наименование оборудования Каталожные данные кабеля Iраб, А Qокр, °С Q0, °С tоткл.рез, с Qн, °С
S, мм2 Iдд, А Qдд, °С b, мм4/кА2с
Питание оборудования ОРУ (головной участок) 25 23.5
Питание оборудования ОРУ (межшкафные перемычки) 25 23.5
Питание привода 25 34.0
Таблица 10. Определение нагрева жилы кабеля после КЗ
Наименование оборудования Место КЗ Iкз max, кА k Qкон, °С Qневозг, °С Вывод
Питание оборудования ОРУ (головной участок) через 20м КЛ 0.294 109.3 350 условие невозгорания удовлетворяет
Питание оборудования ОРУ (межшкафные перемычки) в начале КЛ 0.022 28.9 350 условие невозгорания удовлетворяет
Питание привода через 20м КЛ 0.030 42.1 350 условие невозгорания удовлетворяет

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Важные расчётные значения выводятся с зелёной или красной заливкой

9. Карта селективности

Карта селективности

При создании карты селективности необходимо учитывать следующее:

  • по оси абсцисс отмечают величину тока в Амперах, а по оси ординат — время в секундах;
  • карта селективности должна отражать характеристики автоматов, подключённых последовательно друг за другом: характеристики срабатывания представляются кривыми, одна из которых указывает наибольшее время срабатывания, другая — наименьшее;
  • на карте селективности могут быть показаны характеристики защищаемого оборудования, пусковые токи, минимальные и максимальные токи КЗ;
  • для включения в карту всех важных расчётных точек — единицы по осям размечаются в логарифмическом масштабе.

ВЫВОД

Если следовать указанной инструкции и выполнить все необходимые расчёты, то можно быть уверенным, что проводники и оборудование низковольтной сети будут выбраны правильно, а настроить аппараты защиты для ввода в работу не составит труда.

В нашем случае:

  1. Автоматические выключатели и силовые кабели выбраны правильно, отключающей способности и термической стойкости соответствуют.
  2. По проверке на невозгорание все кабели соответствуют требованиям.
  3. Сечение головного участка принято большего сечения для соблюдения требований термической стойкости и невозгорания.
  4. Чувствительность выключателей при КЗ в наихудших условиях соблюдается, но для вводного выключателя рекомендуется введение в работу защиты от однофазных коротких замыканий (Ig), что позволит в разы увеличить его чувствительность.
  5. Падение напряжения в линиях не превышает допустимого.
  6. Селективность аппаратов в расчётных точках обеспечивается.

Большинство представленных таблиц адаптированы под различные исходные условия — не стесняйтесь изменять в них параметры и нажимайте кнопку «выполнить расчёт».

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ

Рассмотренный пример является упрощённым вариантом реальной низковольтной сети на крупной подстанции. Помимо стандартных решений в нём заложен один не самый распространённый ход, на который мы обращали внимание в одной из наших статей⎘. А именно, необходимость включения в цепь группового автомата . Но зачем он там нужен? Об этом вам «расскажет» проверка на невозгорание. В отсутствии группового автомата резервной защитой для всех отходящих кабелей будет выступать — вводной, что не позволит соблюсти требования по невозгоранию для межшкафных перемычек, так как они не входят в зону его резервной защиты. Групповой же отлично справляется с этой задачей.

Заказать подобный расчёт можно через форму обратной связи на сайте

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

  • Энергетик
  • 29 ноября 2023

Выбор ТСН

Подробнее

  • Энергетик
  • 10 июля 2024

Выбор аккумуляторной батареи подстанции

Подробнее

253

Выбор основного оборудования подстанции

К основному оборудованию подстанции относятся силовые и измерительные трансформаторы, выключатели, разъединители и прочие устройства, выполняющие функции производства, передачи, трансформации или распределения электрической энергии, а также преобразования её в другой вид энергии.

Оборудование на чашах весов

Создание любого нового объекта энергетики начинается с выбора оборудования. Без определения основных характеристик технических устройств не обходится и реконструкция объектов. Ниже представлен минимальный набор параметров, необходимый для выбора основного оборудования подстанции, который сведён в отдельные раскрывающиеся таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ:

  1. Исходные данные для выбора оборудования.
  2. Выбор оборудования в цепи трансформатора.
  3. Выбор оборудования в цепи линии.
  4. Какую температуру принять в расчётах?
  5. Раздел по выбору оборудования в составе проекта.
  6. Выбор и проверка основного электротехнического оборудования.

1. Исходные данные для выбора оборудования

При выборе оборудования, в первую очередь, необходимо найти правильную точку отсчёта. Нужно понять, что является первостепенным исходным параметром, от которого зависит выбор остальных. Для подстанций такой отправной точкой можно с уверенностью назвать трансформаторы , а точнее — трансформаторную мощность. Второй «точкой» — являются присоединения подстанции.

Согласно п.125⎘ Постановления Правительства [1] технические характеристики оборудования и ошиновки не должны ограничивать допустимые токовые нагрузки трансформаторов, линейное же оборудование не должно ограничивать пропускную способность линий.

Существует номинальный ток Iном, длительно допустимый Iдд и кратковременный (аварийный) Iад ток перегрузки. Какое значение использовать при расчётах? По этому вопросу нет единого мнения, но попытаемся в нём разобраться.

2. Выбор оборудования в цепи трансформатора

Для трансформаторов, согласно п.474⎘ действующих Правил [2] допускается длительная перегрузка по току на 5%. А приказ Минэнерго [3] для крупных трансформаторов (110 кВ и выше) допускает завышение коэффициента допустимой длительной перегрузки (таблица 1⎘) до 1,25 (на 25% от номинала), в зависимости от температуры окружающего воздуха.

В любом случае при выборе оборудования в цепи трансформатора необходимо ориентироваться на длительно допустимый, а не аварийный, режим.

3. Выбор оборудования в цепи линии

Если оборудование устанавливается в цепи линии, нужно помнить о следующих особенностях при расчёте.

Кабельная линия характеризуется допустимой токовой нагрузкой IддКЛ (для некоторых кабелей данные можно найти в ГОСТ [4]) и коэффициентом кратковременной перегрузки (Кпер=1,13..1,17 согласно п.10.9⎘ ГОСТ). У проводов воздушной линии есть длительно допустимый IддВЛ и аварийно допустимый ток IадВЛ (см. Приложение З⎘ СТО [5]).

При выборе оборудования, как правило, рассматривается длительно допустимый режим, то есть выбирается минимальное из указанных выше токовых значений. Но бывают исключения их этих правил, когда требуют выбрать линейный выключатель по IадВЛ. Связано это, прежде всего с тем, что именно этот ток перегрузки для линии является максимально допустимым, хоть и ограниченное количество времени, — у выключателей же, согласно нормам, перегрузка не допускается. Подобным образом может быть выбран и разъединитель.

4. Какую температуру принять в расчётах?

Для определения некоторых значений допустимой перегрузки необходимо знать температуру окружающего воздуха. Согласно п.5.3⎘ ГОСТ [6] расчёты должны быть выполнены для нескольких режимов. Но принято считать, что летний режим максимальных нагрузок наиболее подходит для выбора оборудования. В этом режиме температура принимается для тёплого периода года с обеспеченностью 0,98, с округлением в большую сторону до значения, кратного 5 °С. Нужную температуру можно найти в таблице 4.1⎘ СП [7] или другом актуальном источнике по региону. Например, для Краснодара t=31°С, округляем её до 35°С; в Ханты-Мансийске t=25°С.

5. Раздел по выбору оборудования в составе проекта

После определения всех исходных параметров и проведения необходимых расчётов, в проекте (см. статью Электротехнические решения⎘) отображают основные характеристики проектируемого оборудования. Эти параметры представляются в табличном виде. Их набор должен быть минимален, но достаточен для заказа.

Для удобства весь объём информации сведён в отдельные раскрывающиеся таблицы.

6. Выбор и проверка основного электротехнического оборудования

Расчётные величины Каталожные данные
трансформатора
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Sуст, кВА 40000 Sном = 40000 кВА Sном ≥ Sуст
UустВН, кВ 115 UномВН = 115 кВ UномВН ≥ UустВН
UустНН, кВ 10,5 UномНН = 10,5 кВ UномНН ≥ UустНН
Схема и группа
соединения
обмоток
Yн/∆-11 Yн/∆-11 -

Расчётные величины Каталожные
данные выключателя
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uуст, кВ 500 Uном = 500 кВ Uном ≥ Uуст
Iраб.маx, А 2777 Iном = 3150 А Iном ≥ Iраб.маx
Iп.0, кА 7,36 Iном.откл = 31,5 кА Iном.откл ≥ Iп.0
iуд, кА 18,44 iдин = 80 кА iдин ≥ iуд
Вк, кА2‧c 5,34 I2терм‧tтерм = 31,52‧3 = 2977 кА2‧c I2терм‧tтерм ≥ Вк
ia,t, кА 3,25 √2‧Iном.откл‧βнорм/100 = √2‧31,5‧40/100 = 17,8 кА √2‧Iном.откл‧βнорм/100 ≥ ia,t

Расчётные величины Каталожные
данные разъединителя
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uуст, кВ 110 Uном = 110 кВ Uном ≥ Uуст
Iраб.маx, А 211 Iном = 1000 А Iном ≥ Iраб.маx
iуд, кА 47,145 iдин = 80 кА iдин ≥ iуд
Вк, кА2‧c 34,21 I2терм‧tтерм = 31,523 = 2977 кА2‧c I2терм‧tтерм ≥ Вк

Расчётные величины Каталожные
данные заземлителя
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uуст, кВ 110 Uном = 110 кВ Uном ≥ Uуст
Iраб.маx, А 211 Iном = 400 А Iном ≥ Iраб.маx
iуд, кА 10 iдин = 15,75 кА iдин ≥ iуд
Вк, кА2‧c 34,21 I2терм‧tтерм = 6,32‧3 = 119,07 кА2‧c I2терм‧tтерм ≥ Вк

Расчётные величины Каталожные данные
трансформатора тока
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uуст, кВ 110 Uном = 110 кВ Uном ≥ Uуст
Iраб.маx, А 1150 Iперв = 1500 А Iперв ≥ Iраб.маx
I2, А 5 I2ном = 5 А 5 или 1 А
Класс точности, %
-обмотка № 1 — учёт
-обмотка № 2 — защита
-обмотка № 3 — измерения

0,2S
10Р
0,2
Класс точности ИТН, % Класс точности
ИТН ≤ Класс
точности
S2, ВА 20/50/15 S2ном, ВА S2ном ≥ S2
iуд, кА 18,44 iдин = 80 кА iдин ≥ iуд
Вк, кА2‧c 5,34 I2терм‧tтерм = 31,523 = 2 977 кА2‧c I2терм‧tтерм ≥ Вк

Расчётные величины Каталожные данные
трансформатора напряжения
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uуст, кВ 500 Uном = 500 кВ Uном ≥ Uуст
Класс точности, %
-обмотка № 1 — основная
-обмотка № 2 — дополнительная
-обмотка № 3 — основная

0,2

0,2
Класс точности
ИТН, %
Класс точности ИТН ≤ Класс
точности
S2, ВА 100/800/50 S2ном, ВА S2ном ≥ S2

Расчётные величины Каталожные
данные ОПН
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uнс, кВ 80 Uнро = 84 кВ Uнро ≥ Uнс
Iр, кА 10 Iр = 10 А -
Uвыд.к, кВ 300 Uост30/60 = 226 кВ Uост30/60 ≤ Uвыд.к
Uвыд.г, кВ 374 Uост8/20 = 282 кВ Uост8/20 ≤ Uвыд.г
Iкз.max, кА 20,52 Iвб = 31,5 кА Iвб ≥ (1,1÷1,2)Iкз.max
Э, кДж/кВ 2,5 Эопн = 275 кДж Эопн ≥ Э

Расчётные величины Каталожные
данные ОПНН
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uнс, кВ 53,6 Uнро = 56 кВ Uнро ≥ Uнс
Iр, кА 10 Iр = 10 А -
Uвыд.к, кВ 150 Uост30/60 = 134 кВ Uост30/60 ≤ Uвыд.к
Uвыд.г, кВ 295 Uост8/20 = 167 кВ Uост8/20 ≤ Uвыд.г
Iкз.max, кА 20,52 Iвб = 31,5 кА Iвб ≥ (1,1÷1,2)Iкз.max
Э, кДж/кВ 2,5 Эопн = 228 кДж Эопн ≥ Э

Расчётные величины Каталожные данные
реактора
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uуст, кВ 10 Uном = 10 кВ Uном ≥ Uуст
Iраб.маx, А 3636 Iном = 4000 А Iном ≥ Iраб.маx
Xрасч, Ом 0,303 Хр = 0,35 Ом Хр ≥ Храсч
iуд, кА 36,96 iдин = 80 кА iдин ≥ iуд
Вк, кА2‧c 57,15 I2терм‧tтерм = 31,52‧3 = 2977 кА2‧c I2терм‧tтерм ≥ Вк

Расчётные величины Каталожные данные
реактора
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uуст, кВ 11 Uном = 11 кВ Uном ≥ Uуст
Qрасч, кВАр 800 Qк = 845 кВАр Qк ≥ Qрасч
Iс, А 126 Iк = 11..132 А Iк min ≤ Iс ≤ Iк max
Вк, кА2‧c 57,15 I2терм‧tтерм = 31,52‧3 = 2977 кА2‧c I2терм‧tтерм ≥ Вк

Расчётные величины Каталожные данные
трансформатора
(фильтра)
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Sуст, кВА 850 Sном = 875 кВА Sном ≥ Sуст
UустВН, кВ 11 UномВН = 11 кВ UномВН ≥ UустВН
Схема и группа
соединения
обмоток
Yн/∆ Yн/∆ -

Расчётные величины Каталожные данные
резистора
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uуст, кВ 10 Uном = 10 кВ Uном ≥ Uуст
Rрасч, Ом 38,91 Rном = 30 Ом Rном ≤ Rрасч
Pрасч, кВт 1111 Pном = 1160 кВт Pном ≥ Pрасч

Расчётные величины Каталожные данные
конденсатора
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uед.к, кВ 12 Uном = 12 кВ Uном ≥ Uед.к
Qрасч, кВАр 495 Qном = 495 кВАр Qном ≥ Qрасч
Сед.к, мкФ 10,94 Сном = 10,94 мкФ Сном ≥ Сед.к

Расчётные величины Каталожные данные
заградителя
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uуст, кВ 110 Uном = 110 кВ Uном ≥ Uуст
Iраб.маx, А 491 Iном = 630 А Iном ≥ Iраб.маx
iуд, кА 23,26 iдин = 41 кА iдин ≥ iуд
Вк, кА2‧c 11,50 I2терм‧tтерм = 162‧3 = 768 кА2‧c I2терм‧tтерм ≥ Вк

Расчётные величины Каталожные данные
конденсатора
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uуст, кВ 110/√3 Uном = 110/√3 кВ Uном ≥ Uуст

Расчётные величины Каталожные данные
шинной опоры
Условие выбора
Наименование
параметра
Значение
Uуст, кВ 110 Uном = 110 кВ Uном ≥ Uуст
Тф маx, Н 140 Fтяж = 2000 Н Fтяж ≥ Тф маx
Fмаx, Н 923,94 Fразр изг = 16000 Н 0,6‧Fразр изг ≥ Fмаx
2‧0,5‧Fразр изг ≥ Fмаx
Длина пути утечки
внешней изоляции,
мм
2800 Длина пути утечки
внешней изоляции 2800 мм
-

ВЫВОД

Только определив основные параметры оборудования, можно быть уверенным в том, что оно будет выбрано правильно.

Согласно представленным таблицам также выполняют проверку существующего оборудования, параметры которого сравнивают с действующими расчётными условиями.

Мы намеренно не упомянули о необходимости выбора оборудования и ошиновки в цепи трансформатора с расчётом на перспективу, для следующего по шкале мощности, так как этот вопрос вызывает противоречия, требует детального обсуждения (см. статью Противоречия в энергетике⎘) и на практике встречается редко.

ССЫЛОЧНАЯ ЛИТЕРАТУРА:

  1. Постановление Правительства № 937 от 13.08.2018 Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем⎘.
  2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации⎘.
  3. Приказ Минэнерго России № 81 от 08.02.2019 Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансфоматоров, установленных на объектах электроэнергетики⎘.
  4. ГОСТ 31996-2012 Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на ном. напряжение 0,66; 1 и 3 кВ⎘.
  5. СТО 56947007-29.240.55.143-2013 Методика расчёта предельных токовых нагрузок по условиям сохранения мех. прочности проводов и допустимых габаритов ВЛ⎘.
  6. ГОСТ Р 58670-2019 Расчёты электроэнергетических режимов⎘.
  7. СП 131.13330.2012 (СНиП 23-01-99) Строительная климатология⎘.
  8. Рожкова, Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. 1987⎘.
  9. Кабышев, Обухов. Расчёт и проектирование систем электроснабжения. 2006⎘.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

  • Энергетик
  • 29 мая 2023

Электротехнические решения

Подробнее

  • Энергетик
  • 01 ноября 2023

Пусконаладочные работы

Подробнее

493

Расчёт резистивного заземления нейтрали

Резистивное заземление нейтрали сети — это преднамеренное электрическое соединение нейтрали генератора или специального заземляющего трансформатора с заземляющим устройством через активное сопротивление с целью подавления дуговых перенапряжений и феррорезонансных явлений при однофазном замыкании на землю.

Подключение резистора к фильтру нулевой последовательности

Резистивное заземление является самым распространённым режимом в сетях СН за рубежом. С годами этот режим получает всё большее распространение и у нас. С чего начать, если принято решение о реализации такого режима в вашей сети? Попытаемся разобраться с этим вопросом, детально показав не только методику расчёта, но и отработав её на примере.

СОДЕРЖАНИЕ:

  1. Особенности резистивного заземления.
  2. Как выбрать резистор для высокоомного заземления нейтрали.
  3. Как выбрать резистор для низкоомного заземления нейтрали.
  4. На что нужно обратить внимание при расчёте.

1. Особенности резистивного заземления

В предыдущем материале⎘ мы выделили основные факторы, от которых зависит выбор режима заземления нейтрали сети среднего напряжения. Как показывает опыт проектирования, на федеральном уровне не существует систематизированного способа решения данного вопроса, а сетевые и нефтегазовые компании используют индивидуальный подход по выбору нужного режима. И самые передовые из них идут по пути резистивного заземления нейтрали!

ДОСТОИНСТВА СЕТЕЙ С РЕЗИСТИВНЫМ ЗАЗЕМЛЕНИЕМ НЕЙТРАЛИ:
  1. отсутствие дуговых перенапряжений;
  2. исключение повреждений измерительных ТН из-за феррорезонансных явлений;
  3. простая реализация релейной защиты;
  4. отсутствие необходимости в немедленном отключении ОЗЗ (при высокоомном заземлении нейтрали);
  5. относительная электробезопасность (при низкоомном заземлении нейтрали с отключением места повреждения).
НЕДОСТАТКИ СЕТЕЙ С РЕЗИСТИВНЫМ ЗАЗЕМЛЕНИЕМ НЕЙТРАЛИ:
  1. необходимость отключения ОЗЗ (при низкоомном заземлении);
  2. увеличение тока в месте повреждения (при низкоомном заземлении).

Как уже становится понятно, резисторы подразделяют на высокоомные и низкоомные. Хотя это разделение достаточно условно. Важно понимать основные аспекты: при высокоомном заземлении искусственно создаётся малый ток замыкания на землю, при низкоомном — большой; высокоомное заземление не требует немедленного отключения повреждения, низкоомное — предполагает это; высокоомное заземление может выполняться только при ΣIс≤10А⎘, низкоомное — рекомендуется при больших значениях суммарных ёмкостных токов сети.

2. Как выбрать резистор для высокоомного заземления нейтрали

Высокоомное резистивное заземление нейтрали сети — это такое соединение нейтрали с заземляющим устройством, при котором создаётся активный ток, обеспечивающий длительную работу сети с ОЗЗ (на время поиска и отключения повреждённого участка) без перенапряжений и феррорезонанса.

Электрическая схема сети, заземлённой через резистор
Электрическая схема сети, заземлённой через резистор

Резистор можно подключить к трансформатору со схемой соединения Yн/Δ: в нейтраль обмотки ВН (а) или во вторичную обмотку разомкнутого треугольника (б). Во втором случае магнитопровод трансформатора должен быть броневой конструкции.

Основные параметры резисторов: номинальное сопротивление Rном, номинальная мощность Pном, номинальное напряжение сети UВН, климатическое исполнение и категория размещения.

Обязательные условия при расчёте

IC ≤ 10A, (1)

IR ≥ IC, (2)

где IC — суммарный ёмкостный ток на секцию, расчёт см. здесь⎘.

Расчёт сопротивления резистора

для схемы а)

RN ≤ UВН / (√3*IC), (3)

для схемы б)

RΔ ≤ 27*UВН / (√3*K2*IC), (4)

где

K = UВН / UНН. (5)

Расчетная мощность трансформатора заземления нейтрали и резистора

S(P)ном ≥ UВН2 / (3RN) = (3UНН)2 / RΔ. (6)

Значение тока, протекающего через резистор в режиме ОЗЗ,

IRN = UВН / (√3*RN), (7)

I = 3UНН / RΔ. (8)

Итоговый ток однофазного замыкания на землю

Iозз = √(IR2+IС2) ≥ √2*IС. (9)

Характеристики некоторых резисторов можно найти в Руководящих указаниях [2]

Таблица 1. Расчёт высокоомного заземления нейтрали
Наименование
оборудования
UВН, кВ UНН, кВ Iс, А Тип
схемы
Резистор Трансформатор Iозз, А
Rрасч,
Ом
Rном,
Ом
Pном,
кВт
IR, А Sрасч,
кВА
Sном,
кВА
962.25 37 6.39 37 8.40

Таблицу можно редактировать. В результатах таблицы по умолчанию сделаны ошибки. Дважды нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу

3. Как выбрать резистор для низкоомного заземления нейтрали

Низкоомное резистивное заземление нейтрали сети — это такое соединение нейтрали с заземляющим устройством, при котором создаётся активный ток, ограничивающий дуговые перенапряжения, а также обеспечивающий быстрое и селективное отключение ОЗЗ и максимальный охват обмоток трансформаторов защитой от ОЗЗ.

Электрическая схема сети, заземлённой через резистор
Электрическая схема сети, заземлённой через резистор

Резистор подключается к нейтрали обмотки ВН трансформатора со схемой соединения Yн/Δ или к нулевой точке специального фильтра нулевой последовательности ФНП. В сетях 6-10 кВ предпочтительным является второй вариант подключения.

Обязательное условие

IR ≥ 2*IC. (10)

Необязательное условие

IC > 10A. (11)

Расчёт сопротивления резистора

RN ≤ UВН / (√3*IСЗ.max). (12)

C учётом того, что

IСЗ.max = КЧНБР*IC, (13)

где

КЧ — коэффициент чувствительности защит,

КН — коэффициент надёжности,

КБР — коэффициент броска ёмкостного тока в момент возникновения ОЗЗ,

выражение по определению сопротивления можно упростить

RN ≤ UВН / (√3*(2..4IС)). (14)

Значение тока, протекающего через резистор в режиме ОЗЗ

IR = UВН / (√3*RN). (15)

Итоговый ток однофазного замыкания на землю

Iозз = √(IR2+IС2) ≥ √5*IС. (16)

Расчетная мощность трансформатора заземления нейтрали и резистора

S(P)ном = UВН*IR / √3. (17)

Полученное значение мощности трасформатора (фильтра) можно определить, как импульсное (максимальное в течение 10 с), т.к. условие работы данного оборудования — кратковременное.

Если время ОЗЗ ограниченно, то мощность трансформатора может быть принята меньшей, с учетом его перегрузки, но выбор мощности в этом случае будет зависеть от перегрузочной способности конкретного типа трансформатора.

Например, если определено, что время протекания тока через обмотку трасформатора не превысит 4 с, то значение тока через резистор можно определить по выражению

IR,4 = √(10/4)*IR / 3, (18)

где учтено, что по фазам обмотки ВН трансформатора в режиме ОЗЗ протекают одинаковые по величине токи, равные одной трети тока через нейтраль.

Мощность трансформатора тогда будет

Sном ≥ uк/100*√3*UВН*IR,4. (19)

Таблица 2. Расчёт низкоомного заземления нейтрали
Наименование
оборудования
UВН, кВ Iс, А Резистор Трансформатор Iозз, А
Rрасч,
Ом
Rном,
Ом
IR, А Pном,
кВт
Sрасч,
кВА
uк, % Sрасч,4,
кВА
Sном,
кВА
38.91 190.00 1111 1111 77 193.50

Таблицу можно редактировать. В результатах таблицы по умолчанию сделаны ошибки. Дважды нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу

4. На что нужно обратить внимание при расчёте

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Значения токов выводятся с зелёной или красной заливкой — при соответствии или несоответствии исходным условиям (2), (9), (10), (16).

Сопротивление резистора следует выбирать из предлагаемого номенклатурного ряда номиналом меньше полученного расчётного значения, номинальную мощность трансформатора — больше расчётной.

Дробные числа нужно писать через точку.

ВЫВОД

В настоящее время выполнено не так много проектов по включению резисторов в нейтраль отечественных сетей. И методики по внедрению этого оборудования ограничиваются лишь отраслевыми стандартами. Этой статьёй мы попытались оказать посильную помощь проектировщику в выборе резисторов, сославшись на существующие правила и показав их жизнеспособность.

При выборе резисторов обязательно обращайте внимание на их габариты, вес и условия их работы. Помните, что высокоомные резисторы предназначены для длительного включения, поэтому требуют значительных условий по охлаждению, следовательно, чаще вынуждены устанавливаться на ОРУ. Низкоомные резисторы, или резисторы кратковременного включения, преимущественно монтируются в помещении.

Заказать подобный расчёт можно через форму обратной связи на сайте

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

  • Энергетик
  • 02 февраля 2024

Расчёт ёмкостных токов замыкания на землю и выбор ДГР

Подробнее

  • Энергетик
  • 29 февраля 2024

Изолированная нейтраль обречена на исчезновение

Подробнее

765

Изолированная нейтраль обречена на исчезновение

Режим нейтрали сети — это способ эксплуатации сети, при котором в нейтраль трансформатора или генератора может быть включено оборудование, изменяющее величину тока однофазного замыкания на землю (ОЗЗ).

Изолированная нейтраль относится к тому режиму, когда она не имеет непосредственной связи с заземляющим устройством, присоединённые к ней приборы сигнализации, измерения и защиты имеют большое сопротивление, а величина тока ОЗЗ зависит только от конфигурации сети или климатических параметров.

Силовой трансформатор с отображением его обмоток

Почему когда-то давно у внедрения изолированной нейтрали в стране было своё обоснование, а сейчас она обречена на исчезновение, объясняем в нашей статье.

СОДЕРЖАНИЕ:

  1. Исторические факты.
  2. Особенности изолированной нейтрали.
  3. Международная практика.
  4. Выбор режима заземления нейтрали.

1. Исторические факты

В начале прошлого столетия при строительстве новых ЛЭП предпочтение отдавали именно изолированной нейтрали сети. В 30-х годах ХХ века в дополнение к этому было принято решение о внедрении в сетях 6-35 кВ компенсации ёмкостного тока и обозначены предельные токи ОЗЗ (см. Расчёт ёмкостных токов замыкания на землю и выбор ДГР⎘). Распространению такого подхода были вполне логичные объяснения:

  • возможность длительной работы сети при замыкании на землю в условиях недостаточного резервирования;
  • хорошее состояние изоляции, способной выдержать кратное увеличение напряжения при ОЗЗ;
  • малые токи замыкания на землю, способствующие электробезопасности

До сих пор большинство сетей СН в нашей стране (по разным источникам — от 70 до 80%) работают в режиме изолированной нейтрали. Хотя исходные параметры значительно изменились.

2. Особенности изолированной нейтрали

Существует много способов заземления нейтрали сети: от достаточно простых, глахозаземлённой или изолированной, до принципиально сложных, в виде комбинированного заземления через реактор с резистором или резистора, включённого во вторичную цепь специального заземляющего трансформатора.

Электрическая схема изолированной нейтрали
Электрическая схема комбинированного заземления
Электрическая схема сети, заземлённой через резистор во вторичной цепи
ДОСТОИНСТВА СЕТЕЙ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ:
  1. возможность сохранения их в работе при ОЗЗ;
  2. большая вероятность самоликвидации замыкания на землю;
  3. возможность внедрения в регионах с большим удельным сопротивлением грунта.

Первое достоинство связано с тем, что ОЗЗ при такой схеме фактически не считается аварийным режимом.

Применение кабелей с бумажно-масляной изоляцией, как известно, способной к самовосстановлению, увеличивает вероятность удачного повторного включения линии после ОЗЗ в сети с изолированной нейтралью.

О внедрении в регионах с большим удельным сопротивлением грунта — чуть ниже.

НЕДОСТАТКИ СЕТЕЙ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ:
  1. дуговые перенапряжения и, как следствие, пробои в неповреждённых фазах при ОЗЗ;
  2. возникновение резонанса в сети и, как следствие, выход из строя ТН при ОЗЗ;
  3. большая вероятность развития многоместных замыканий при ОЗЗ в смежных кабелях;
  4. сложность работы РЗ от ОЗЗ и отыскания места повреждения;
  5. вероятность поражения людей и животных при ОЗЗ;
  6. неспособность изоляции современных кабелей к самовосстановлению, что исключает повторное их включение после ОЗЗ.

Первые два недостатка взаимосвязаны. ОЗЗ — это самый распространённый вид повреждений в сетях с изолированной нейтралью, более 70% всех аварий связано с ним [2]. Возникающие в результате резонансных явлений при ОЗЗ дуговые перенапряжения кратностью до 3÷4Uф становятся опасны в первую очередь для высоковольтных электродвигателей, генераторов, кабелей и ТН.

Замыкание разных фаз на землю у соседних кабелей исключает их длительную работу без отключения. Что перечёркивает первое (главное) достоинство этих сетей.

Сложность работы современных РЗ связана в первую очередь с её неселективностью.

Даже небольшой ток ОЗЗ, протекая через сопротивление ЗУ, создаёт на нём падение напряжения, которое может представлять опасность для людей и животных.

А последний недостаток в современных условиях «разбивает в пух и прах» второе достоинство этих сетей. Новые кабели из сшитого полиэтилена и этилен-пропиленовой резины не способны к самовосстановлению после пробоя, как уходящие на покой кабели с бумажно-масляной изоляцией, поэтому повторное включение заведомо обречено.

3. Международная практика

По последним данным в мире осталось только две страны, практикующие изолированную нейтраль в сетях среднего напряжения. Эти страны — Финляндия и Россия.

В Финляндии такой режим [3] применяется исключительно в воздушных сетях 20 кВ и связан, в первую очередь, с большим удельным сопротивлением грунта, которое там в 20÷50 раз выше среднеевропейских значений. Такое решение является исключительной мерой, позволяющей повысить чувствительность защит от ОЗЗ и обеспечить электробезопасность.

В России более миллиона километров ЛЭП продолжают работать в режиме изолированной нейтрали, и этому нет логичного объяснения.

Одной из последних стран, ушедших от изолированной нейтрали, уже в ХХI веке оказалась Италия. В 2000-х годах работа сетей СН в этой стране перешла на компенсированную нейтраль⎘.

В ряде европейских стран (Германии, Чехии, Австрии и др.) в сетях с резонансным заземлением нейтрали через ДГР параллельно устанавливается и резистор (выполняется комбинированное заземление).

Электрическая схема компенсированной нейтрали
Электрическая схема сети, заземлённой через резистор

Существует практика глухого заземления в сетях СН, но большинство стран заземляют нейтраль через низкоомный или высокоомный резистор⎘.

4. Выбор режима заземления нейтрали

Выбор режима заземления нейтрали сети зависит от многих факторов:

  1. наличия вращающихся электрических машин;
  2. величины однофазного тока замыкания на землю;
  3. схемы построения РЗ от замыканий на землю;
  4. электрической прочности изоляции электрооборудования;
  5. возможности резервирования нагрузки;
  6. электробезопасности;
  7. наличия явновыведенной нейтрали сети;
  8. типа сети — связанной с энергосистемой или работающей автономно.

Наличие высоковольтных электрических машин — самый главный фактор, на который нужно обратить внимание при выборе режима. Для предотвращения выгорания активной стали статора при ОЗЗ должно быть обеспечено быстрое отключение электродвигателя (или генератора) релейной защитой. Может быть поэтому именно нефтяные и газовые компании России, эксплуатирующие большое количество такого оборудования, сейчас являются флагманами ухода от изолированной нейтрали. В методических указаниях ОАО Газпром [2] имеется таблица с подробными вариантами выбора того или иного режима. Согласно ней можно заземлить нейтраль через высокоомный или низкоомный резистор, выполнить комбинирование заземление... но изолированной нейтрали там нет!

Величина суммарного ёмкостного тока ОЗЗ I — второй по значимости фактор, от которого зависит выбор нужного направления. Об этом нашими соотечественниками написано много материалов. Если попытаться сформулировать кратко, то при I≤10А рекомендуется высокоомное заземление, при I>10А — низкоомное, компенсированное или комбинированное.

Действие защиты от ОЗЗ на сигнал или отключение может зависеть от исходных условий, таких как сохранение бесперебойности, вид обслуживания и пр.

По данным МУ [2] даже при небольших токах ОЗЗ (≤10А) значение амплитуды перенапряжений может достигать 3,5÷3,8-фазного напряжения Uф. При токах от 10 до 20 А перенапряжения не превышают Uф, но от 20 до 50 А перенапряжения могут быть до 2,7Uф, а при расстройке компенсации на 15-30% перенапряжения равны (2,8÷3,0)Uф. Обо всём этом нужно помнить, если известно, какое оборудование будет эксплуатироваться в сети, новое или старое, двигатели или трансформаторы.

Возможность резервирования, в свою очередь, не определяется лишь наличием или отсутствием АВР. Известны случаи [1], когда добиться сохранения сложного технологического процесса при автоматическом переключении питания с одного источника на другой не удаётся.

Об электробезопасности не нужно забывать при искусственном (даже кратковременном) увеличении тока ОЗЗ в сети с низкоомным заземлением, где токи могут достигать 1000А.

В сети 35 кВ реализовать заземление проще всего — на многих трансформаторах имеется явновыведенная нейтраль. В подавляющем большинстве сетей 6-20 кВ для этих целей понадобится отдельный специальный трансформатор (фильтр).

В случае объединения подстанций с различными схемами заземления нейтрали, релейная защита может работать некорректно, поэтому таких режимов следует избегать. В исключительных случаях допускается установка разделительного трансформатора для создания гальванической развязки.

ВЫВОД

Пора уже признать, что большинство сетей СН, сетей с изолированной нейтралью от 6 до 35 кВ, работают неправильно. Логического объяснения такому распространению изолированной нейтрали в России, в то время, когда большинство стран мира от неё отказались, нет.

Часть отечественных энергетиков склоняется к тому, чтобы развить практику компенсированной нейтрали, часть — требует перехода на резистивное заземление. О расчёте ДГР и создании компенсированной нейтрали можно прочитать в нашем предыдущем материале, о резистивном заземлении нейтрали и выборе резисторов для этого — в следующем.

ССЫЛОЧНАЯ ЛИТЕРАТУРА:

  1. Фишман В.С. Нейтраль распределительных сетей. Какое решение предпочтительнее? Новости электротехники, № 84, 2013⎘.
  2. СТО Газпром 2-1.11-070-2006. Методические указания по выбору режима заземления нейтрали в сетях напряжением 6 и 10 кВ дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром»⎘.
  3. Титенков С.С., Пугачев А.А. Режимы заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ и организация релейной защиты от однофазных замыканий на землю. Энергоэксперт, № 2 — 2010⎘.
  4. Телегин А.В., Ширковец А.И. Проблематика замыканий на землю и режим заземления нейтрали в сетях среднего напряжения стран Европы и Америки. Наука, 2012⎘.
  5. Цапенко Е.Ф. Замыкания на землю в сетях 6-35 кВ. 1986⎘.
  6. Емельянов Н.И., Ширковец А.И. Актуальные вопросы применения резистивного и комбинированного заземления нейтрали в электрических сетях 6–35 кВ. Энергоэксперт, № 2 — 2010⎘.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

  • Энергетик
  • 02 февраля 2024

Расчёт ёмкостных токов замыкания на землю и выбор ДГР

Подробнее

  • Энергетик
  • 29 марта 2024

Расчёт резистивного заземления нейтрали

Подробнее

1228

Расчёт ёмкостных токов замыкания на землю и выбор ДГР

Электрические сети среднего напряжения (СН) России работают, как правило, с изолированной или компенсированной нейтралью. Они характеризуются низкими токами однофазного замыкания на землю (ОЗЗ), но большой ёмкостью фаз относительно земли, что представляет большую опасность для оборудования, людей и животных в аварийных ситуациях.

Чтобы избежать негативных последствий, при проектировании новой сети СН или реконструкции существующей требуется расчёт ёмкостных токов ОЗЗ и (при необходимости) выбор компенсирующего устройства в виде дугогасящего реактора (ДГР).

Кабельно-воздушная линия и ДГР

Один из способов расчёта суммарного ёмкостного тока ОЗЗ на шинах подстанции и определения основных параметров ДГР представим в табличном виде в настоящей статье.

СОДЕРЖАНИЕ:

  1. Общие требования.
  2. Как определить ёмкостный ток замыкания на землю.
  3. Как выбрать ДГР.
  4. Расчёт.
  5. На что нужно обратить внимание при расчёте.
  6. Полный список нормативных документов.

1. Общие требования

Согласно правилам [1] и типовой инструкции [2] компенсация ёмкостного тока с применением ДГР должна выполняться при токах, превышающих следующие значения:

  • 30 А — в сети 6 кВ;
  • 20 А — в сети 10 кВ;
  • 15 А — в сети 15-20 кВ;
  • 10 А — в сети 35 кВ.

При этом ДГР должен быть подобран таким образом, чтобы степень расстройки его компенсации не превышала 5% — согласно правилам [1] и советской инструкции [2], либо 1% — согласно относительно свежим документам Россетей [3] и [4]. Современное оборудование способно автоматически подстроиться под любой из указанных диапазонов, поэтому не будем подробно останавливаться на этом.

2. Как определить ёмкостный ток замыкания на землю

Все линии, помимо активной составляющей, имеют реактивное сопротивление. Для сетей с изолированной нейтралью, особенно кабельных, наиболее характерна ёмкостная составляющая С реактивного сопротивления. И при возникновении короткого замыкания на землю в месте повреждения такой сети будет протекать суммарный ёмкостный ток I присоединения.

Ёмкостные токи текут через место повреждения

Опустив все промежуточные выкладки, приведём основную формулу для расчёта ёмкостного тока ОЗЗ

Iозз = √3 Uн ω (C0 n + Cлин) 10-6,

где Uн — номинальное напряжение сети;

ω = 2 π f = 314 Гц — круговая частота сети;

C0 — собственная ёмкость трансформаторных подстанций (высоковольтных двигателей);

Cлин — ёмкость линий электропередачи.

Как видно из формулы, получив все исходные параметры, рассчитать итоговое значение не составит труда.

3. Как выбрать ДГР

Зная теоретические основы электротехники, несложно догадаться, что для компенсации ёмкостного сопротивления сети необходимо лишь добавить в неё — индуктивное L. Для этого и предназначен ДГР. Он подключается в нейтраль «в голове» сети и настраивается в резонанс с её ёмкостью. Идеальный вариант с резонансной настройкой показан на рисунке ниже. Если невозможно добиться резонанса, то предпочтительным является режим с перекомпенсацией, согласно всё тем же нормам.

Ёмкостные токи текут навстречу индуктивным токам

Расчётная мощность реактора Qк, кВАр определяется по формуле:

Qк = ΣIозз Uн / √3.

При отсутствии данных о развитии сети мощность реактора следует увеличивать на 25%.

4. Расчёт

Допустим, мы имеем разветвлённую кабельную сеть (с воздушными участками), питаемую от одной из секций шин 10 кВ городской ПС 110 кВ, по пяти фидерам (Ф101-105). Известны тип и длина всех участков ЛЭП от ПС до конечной ТП, а также количество и номинальная мощность трансформаторов Sн во всех ТП.

Какой величины будет суммарный ёмкостный ток ОЗЗ в непосредственной близости от ПС? И какой ДГР установить на ПС для исключения негативного развития аварийной ситуации? Ответы на эти вопросы можно найти в таблицах.

Таблица 1. Расчёт токов однофазного замыкания на землю
Наименование
оборудования
Uн,
кВ
Трансформаторы ЛЭП Iозз, А
Sном, кВА С0,
нФ
n Тип S, мм2 Длина, м Слин,
нФ
8.00 191.40 1.13
1.50 285.60 1.56
0.20 1.41 0.01
1.50 506.00 2.76
1.20 191.40 1.09
0.50 146.85 0.81
0.40 0.00 0.00
0.30 80.85 0.44
0.20 78.12 0.43
0.20 2.66 0.02
0.20 9.64 0.05
0.20 4.37 0.02
0.20 0.36 0.00
1.50 759.00 4.14
1.20 1855.65 10.14
0.50 0.00 0.02
0.40 0.00 0.00
3.00 504.00 2.76
1.50 5.54 0.04
0.50 9.31 0.05
0.40 23.10 0.13
Таблица 2. Определение расчетной мощности дугогасящего реактора
Наименование
оборудования
Uн,
кВ
ΣIозз, А Qк, кВАр
Тек. значение +45% Тек. значение +45%
10 24.4 37.5 147 213

Таблицы можно редактировать. Для добавления дополнительных параметров сети в таблицу 1 нажмите «добавить строку». В результатах таблицы 2 по умолчанию сделаны ошибки. Нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу

5. На что нужно обратить внимание при расчёте

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Расчётные итоги, на которые необходимо обратить внимание, выводятся с зелёной и (или) красной заливкой. Если итоговое текущее значение Iозз находится в красной зоне, то ДГР необходим, для зелёной — его установка необязательна.

Расчёт выполнен для одной секции шин. Для двух-, четырёх- или многосекционных РУ необходимо выполнять расчёт на каждую из секций.

Рассмотренная в примере сеть взята из реального проекта и расположена в растущем городе-миллионнике России, поэтому итоги указаны с перспективой увеличения на 45%.

Таблицы наглядно показывают, что наибольшую ёмкость имеют кабельные линии, у трансформаторов и воздушных линий — она минимальна.

6. Полный список нормативных документов

Полный список документов, отражающих рассмотренные и не только — вопросы, с указанием конкретных пунктов, можно найти в разделах НТД и ТИПОВЫЕ по ссылке 1⎘ и ссылке 2⎘.

Там также есть:

  • требования к дугогасящим реакторам;
  • подключение дугогасящего реактора к ТСН;
  • расчёт истинного значения тока дугогасящего реактора;
  • установка дугогасящего реактора.

ВЫВОД

В этой статье рассмотрена схема так называемой компенсированной нейтрали в сети среднего напряжения. Выполнен расчёт ёмкостного тока ОЗЗ и подбор ДГР. Воспользоваться представленным расчётным методом может каждый желающий — для этого достаточно иметь на руках электрическую схему проектируемой (реконструируемой) сети.

Схем заземления нейтрали существует несколько. Выбор той или иной из них порождает необъятное множество споров в научном сообществе на протяжении как минимум пары десятков лет. Мы не ставим своей целью участие в этих дискуссиях, а пытаемся лишь создать инструменты, которые могут помочь в реализации выбранного пути.

Заказать подобный расчёт можно через форму обратной связи на сайте

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

  • Энергетик
  • 29 февраля 2024

Изолированная нейтраль обречена на исчезновение

Подробнее

  • Энергетик
  • 29 марта 2024

Расчёт резистивного заземления нейтрали

Подробнее

254

База знаний на Энергетик.ру. Руководство пользователя

База знаний — это библиотека, содержащая информацию, собранную по результатам решения предыдущих задач для устранения текущих проблем, помощи менее опытным сотрудникам и обучения искусственного интеллекта.

Главный слайд

Настоящее руководство описывает весь функционал базы знаний на портале Энергетик.ру для возможности полноценного её использования.

СОДЕРЖАНИЕ:

  1. Состав Базы знаний.
  2. Статьи.
  3. НТД и типовые проекты.
  4. Сортировка.
  5. Фильтрация.
  6. Дополнительная информация.

1. Состав Базы знаний

Действующие НТД и типовые проекты — фундамент, на которые опирается каждый проектировщик

В настоящий момент в Базу знаний включены:

  • статьи по электротехнической тематике;
  • нормативно-технические документы;
  • типовые проекты.

В перспективе появятся:

  • шаблоны и модели в формате разработки.

2. Статьи

Статьи — материал для углубленного изучения проблемы

В статьях отражены проблемы энергетической отрасли в целом и направления проектирования в частности, новшества, на которые следует обратить внимание, и способы оптимального решения текущих задач на основе опыта ранее выполненных работ.

3. НТД и типовые проекты

В базе знаний уже собрано более 500 уникальных поисковых запросов, и она продолжает расширяться

Здесь собран объёмный перечень документации, регламентирующий сферу электроэнергетики. Этот перечень может пригодиться при проектировании, строительстве или эксплуатации объекта. А документы скомпонованы таким образом, чтобы найти в одном месте все требования или решения по тому или иному вопросу: важно лишь правильно отфильтровать лишнее.

4. Сортировка

В «НТД» — документы, обязательные к исполнению, в «Типовых» — носящие рекомендательный характер

На документы, представленные во вкладке «НТД», можно привести ссылки в своём проекте, обосновав то или иное решение, «Типовые» — помогут выполнить работу подобным образом.

«Разделы» в таблицах — это главы или тома проекта
«Подразделы» — не несут важной смысловой нагрузки

Сортировка по «разделам» выполнена в алфавитном порядке. Названия разделов включают важные вопросы, главы или тома, отражаемые в проекте.

«Подразделы» служат в качестве дополнения информации, не представленной в названиях разделов.

Графа «требование» включает основные поисковые запросы, скомпонованные в группы
Сортировка групп происходит автоматически, с выводом в топ наиболее востребованных запросов пользователей

Перемещение групп по приоритету выполняется в пределах своего «раздела».

Документы внутри групп собраны в порядке важности

Документы в колонке «НТД» расставлены в порядке, рекомендуемом при изучении вопроса, отражённого в предыдущей колонке.

Ссылки на документы (пункты документов) сделаны интерактивными

Ссылка в колонке «НТД (значение)» ведёт на документ (или пункт документа), расположенный на настоящем портале, сайте-правообладателе или ином авторитетном источнике.

5. Фильтрация

Отфильтруйте таблицу по нужному параметру — это позволит изучить волнующий Вас вопрос подробнее

Отфильтровав по «разделу», «подразделу» или «НТД», можно понять качественный состав собранных вопросов.

Графа «требование» выполнена в виде поисковой строки

С помощью этой функции по введённой поисковой фразе, слову или части слова можно найти необходимое «требование». Положение ключевого слова в «требовании» (в начале, конце или середине) не влияет на эффективность поиска. «Запуск» функции поиска выполняется вручную, клавишей «Enter», либо автоматически, спустя несколько секунд после ввода первой буквы в графе «Требование».

Большинство строк неуникальны и дублируются в разных «разделах»

Требования могут дублироваться — это сделано для удобства поиска документа при фильтрации «раздела». В ближайшем будущем мы научим Базу знаний скрывать все неуникальные позиции при фильтрации, для исключения задвоения.

Отфильтровав список во вкладке «НТД», Вы получите отфильтрованный список во вкладке «Типовые»
Отфильтрованным списком можно поделиться

Переход по вкладкам может быть удобен для комплексного изучения того или иного вопроса.

Возможность «поделиться» доступна только зарегистрированным пользователям — отфильтрованный список документов можно передать ссылкой из командной строки браузера. Пример — здесь⎘.

Для возвращения к исходной версии нажмите «Сбросить фильтр»

Для сброса фильтрации недостаточно обновления страницы, необходимо нажать «Сбросить фильтр» — обновление произойдёт через 1-2 секунды (при условии достаточной скорости подключения к сети).

6. Дополнительная информация

Стрелка в ссылке показывает отражение этого вопроса в соседней вкладке

Стрелка влево (или вправо) в колонке «НТД (значение)» означает, что в решении этого вопроса Вам может помочь документ в соседней вкладке, «НТД»⎘ или «Типовые»⎘ соответственно.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

  • Энергетик
  • 13 января 2023

Противоречия в энергетике

Подробнее

  • Энергетик
  • 25 июля 2023

Солнечная энергия — самый перспективный источник на Земле

Подробнее

1658

Выбор ТСН

Трансформатор собственных нужд (ТСН) — это силовой трансформатор, предназначенный для питания вспомогательных устройств переменного тока, обеспечивающих работу подстанции.

Трансформатор собственных нужд - вводной выключатель - наружное освещение подстанции

Как рассчитать мощность ТСН для всего многообразия подстанций, существует ли универсальный способ для этого, а также на что необходимо обратить внимание при выборе ТСН, читайте в этой статье.

СОДЕРЖАНИЕ:

  1. Общие требования.
  2. Как рассчитывается мощность ТСН.
  3. Расчёт мощности ТСН.
  4. На что нужно обратить внимание при расчёте.
  5. Дополнительная информация по выбору ТСН.

1. Общие требования

Питание потребителей собственных нужд ПС должно осуществляться от двух независимых источников (для ПС 330 кВ и выше — от трёх источников). В качестве основных источников, как правило, выступают ТСН, в качестве дополнительного — дизель-генератор или внешняя сеть.

ТСН могут подключаться к шинам РУ низшего напряжения (чаще всего — РУ 10 кВ) через выключатель, располагаться между силовым трансформатором и этим РУ или стоять на вводе подстанции с защитой предохранителями (например, ТСН 35/0,4 кВ на ПС 35 кВ). Схема работы в паре организуется по принципу неявного резерва, то есть раздельно, с АВР.

2. Как рассчитывается мощность ТСН

Мощность ТСН определяется суммарной мощностью всех потребителей

SΣ = √(PΣ2 + QΣ2)

Для ПС без обслуживающего персонала в нормальном режиме допускается загружать ТСН не более чем на 50% согласно СТО Россетей [1] и [2]

SΣ ≤ 0,5Sном

Для обслуживаемых ПС этот показатель не нормируется, но при определении оптимальной загрузки трансформатора следует ориентироваться на рекомендации производителей и возможную перегрузку в послеаварийном режиме. В данном случае мы рекомендуем принимать 65%

SΣ = 0,65Sном

Активная нагрузка отдельного потребителя определяется выражением

P = PустnKс

Его реактивная нагрузка

Q = Ptgφ

Коэффициент спроса Kс для разного рода нагрузки ПС можно найти в Приложении А⎘ СТО [3].

3. Расчёт мощности ТСН

Допустим, мы имеем современную подстанцию 110/10 кВ без постоянного обслуживающего персонала. Схема ОРУ № 110-9, с 4 транзитными линиями. Высоковольтные выключатели — элегазовые баковые.

Таблица 1. Основные потребители собственных нужд подстанции
Наименование потребителя Pуст,
кВт
n η cosφ tgφ Расчётная нагрузка
Летом Зимой
Kс Pл,
кВт
Qл,
кВАр
Kс Pз,
кВт
Qз,
кВАр
Силовые трансформаторы и реакторы
Вентиляторы охлаждения
трансформаторов
0.85 0.85 0.62 1.0 7.06 4.38 0.70 4.94 3.06
РПН трансформаторов 0.78 0.80 0.75 0.30 1.15 0.86 0.30 1.15 0.86
Насос системы охлаждения
типа ДЦ
0.78 0.80 0.75 1.0 0.00 0.00 1.0 0.00 0.00
Охлаждение ШР 0.85 0.85 0.62 1.0 0.00 0.00 0.70 0.00 0.00
Обогрев ШАОТ 0.98 0.98 0.20 0.12 0.00 0.00 1.0 0.00 0.00
ОРУ
Питание приводов
выключателей 35-750 кВ
0.68 0.70 1.02 0.12 1.36 1.39 0.12 1.36 1.39
Питание приводов
разъединителей 35-750 кВ
0.68 0.70 1.02 0.12 1.68 1.71 0.12 1.68 1.71
Обогрев приводов
выключателей 35-750 кВ
0.98 0.98 0.20 0.12 3.86 0.77 1.0 32.14 6.43
Обогрев приводов
разъединителей 35-750 кВ
0.98 0.98 0.20 0.12 1.07 0.21 1.0 8.92 1.78
Обогрев шкафов 0.98 0.98 0.20 0.12 0.51 0.10 1.0 4.29 0.86
Наружное освещение 1.00 0.95 0.33 0.50 3.00 0.99 0.50 3.00 0.99
Наружное освещение 1.00 0.95 0.33 0.35 0.00 0.00 0.35 0.00 0.00
Охранное освещение 1.00 0.95 0.33 1.0 1.20 0.40 1.0 1.20 0.40
ОПУ
Радиаторы отопления 0.90 0.98 0.20 0 0.00 0.00 0.85 18.89 3.78
Рабочее освещение 1.00 0.95 0.33 0.70 0.70 0.23 0.70 0.70 0.23
Вентиляция здания 0.85 0.85 0.62 0.80 10.35 6.42 0.60 7.76 4.81
Кондиционирование здания 1.00 0.85 0.62 0.55 8.80 5.46 0.10 1.60 0.99
Вентиляция АБ 0.85 0.85 0.62 1.0 1.76 1.09 1.0 1.76 1.09
Питание ЗВУ 0.91 0.83 0.67 0.12 7.38 4.94 0.12 7.38 4.94
Питание оборудования
ТМ и связи
0.95 0.95 0.33 1.0 1.05 0.35 1.0 1.05 0.35
Питание системы учета 0.95 0.95 0.33 1.0 0.15 0.05 1.0 0.15 0.05
Освещение шкафов 1.00 0.95 0.33 0.12 0.22 0.07 0.12 0.22 0.07
Розеточная сеть 0.95 0.85 0.62 0.20 1.68 1.04 0.20 1.68 1.04
Электрический котёл 0.98 0.98 0.20 0 0.00 0.00 0.85 0.00 0.00
Сетевой насос 0.78 0.80 0.75 0 0.00 0.00 0.85 0.00 0.00
Водонагреватель 0.90 0.98 0.20 0.40 0.00 0.00 0.40 0.00 0.00
Калорифер вентиляции
здания
0.98 0.98 0.20 0 0.00 0.00 0.80 0.00 0.00
ЗРУ, КРУН
Радиаторы отопления 0.90 0.98 0.20 0 0.00 0.00 0.85 7.56 1.51
Рабочее освещение 1.00 0.95 0.33 0.30 0.19 0.06 0.30 0.19 0.06
Вентиляция 0.85 0.85 0.62 0.80 1.13 0.70 0.60 0.85 0.53
Кондиционирование 1.00 0.85 0.62 0.55 2.20 1.36 0 0.00 0.00
Освещение шкафов 1.00 0.95 0.33 0.12 0.05 0.02 0.12 0.05 0.02
Прочее
Питание оперативной
блокировки
0.95 0.95 0.33 1.0 0.02 0.01 1.0 0.02 0.01
Питание управления ДГР 0.95 0.50 1.73 1.0 0.34 0.59 1.0 0.34 0.59
Питание привода ДГР 0.78 0.80 0.75 0.3 13.54 10.15 0.3 13.54 10.15
Обогрев, освещение БСК 0.85 0.90 0.48 0.12 0.42 0.20 0.7 2.47 1.19
Система видеонаблюдения 0.95 0.85 0.62 1.0 0.26 0.16 1.0 0.26 0.16
Охранная и пожарная
сигнализации
0.95 0.85 0.62 1.0 0.53 0.33 1.0 0.53 0.33
Насос системы
пожаротушения
0.78 0.80 0.75 0.10 0.00 0.00 0.10 0.00 0.00
Насос системы бытового
водоснабжения
0.78 0.80 0.75 0.80 0.00 0.00 0.80 0.00 0.00
Электродвигатель
компрессора
0.78 0.80 0.75 0.40 0.00 0.00 0.40 0.00 0.00
Кран-балка 0.95 0.85 0.62 0 0.00 0.00 0 0.00 0.00
Прочие потребители 0.85 0.85 0.62 1.0 0.00 0.00 1.0 0.00 0.00
Суммарная мощность потребителей СН летом 0.85 0.61 71.66 44.04 - -
Суммарная мощность потребителей СН зимой 0.93 0.39 - - 125.68 49.38
Таблица 2. Ремонтные нагрузки
Наименование потребителя Pуст,
кВт
n η cosφ tgφ Расчётная нагрузка
Kс P,
кВт
Q,
кВАр
Сварочная сеть 0.90 0.80 0.75 1.00 14.44 10.83
Таблица 3. Определение мощности ТСН
Условие выбора Sн,
кВА
Sр,
кВА
SΣ,
кВА
Sном ТСН,
кВА
Kн Kр
Летом 84.11 18.06 102.17 0.28 0.64
Зимой 134.92 18.06 152.98 0.42 0.94

В результатах таблицы 3 по умолчанию сделаны ошибки. Нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу.

4. На что нужно обратить внимание при расчёте

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Расчётные итоги выводятся с зелёной или красной заливкой.

Расчёт выполнен для установки двух ТСН. В случае однотрансформаторных ПС полученный коэффициент загрузки в нормальном режиме необходимо увеличить в 2 раза.

В нормальном режиме суммарная мощность потребителей (из таблицы 1) равномерно нагружает оба трансформатора. В ремонтном режиме в работе только один ТСН, а к основным потребителям добавлена ремонтная нагрузка (из таблицы 2).

Итоги расчётов показали, что ТСН выбран правильно. Наибольшая загрузка в нормальном режиме составила 42% (что меньше 50%), ремонтная — не превысила длительно допустимую (1,05Sном — согласно п.474⎘ ПТЭЭС [4]).

Суммарный коэффициент реактивной мощности tgφ может быть интересен для определения необходимости её компенсации. В данном материале этот параметр приведён для информации и не вносит поправки в расчёты. Достаточно помнить, что его значение (в случае подключения к внешней сети) ограничено требованиями Минэнерго [5] и для 0,4 кВ не должно превышать 0,35.

5. Дополнительная информация по выбору ТСН

Дополнительная информация по вопросу установки ТСН на подстанциях собрана в разделе НТД и доступна по ссылке 1⎘ и ссылке 2⎘.

Там, в частности, можно найти:

  • общие требования к собственным нуждам ПС;
  • допустимые схемы соединения трансформаторов;
  • правила включения трансформатора тока в нейтраль ТСН;
  • категории электроприёмников по надёжности.

ВЫВОД

Как показал расчёт, выбор трансформатора собственных нужд подстанции не является сложной задачей. Но неправильный его выбор может негативно повлиять на текущие издержки обслуживающей компании или надёжность электроснабжения потребителей.

В нашем примере: если выбрать ТСН меньшей мощности (например, 100 кВА), то мы получим загрузку в 68%, что будет являться экономически более выгодным вариантом, но это недопустимо с точки зрения СТО [1] и [2] для подстанций без обслуживающего персонала. Требования СТО здесь вполне обоснованны и исключают вероятность длительной перегрузки ТСН в послеаварийном режиме.

Заказать подобный расчёт можно через форму обратной связи на сайте

  • Энергетик
  • 19 мая 2022

Как выбрать автоматический выключатель

Подробнее

  • Энергетик
  • 06 июня 2024

Расчёт сети переменного тока 0,4 кВ

Подробнее

Аккумуляторное хранилище

Новый тип хранения энергии

В Китае запустили в работу полутвердотельные аккумуляторы. Подробнее об этом — в нашем канале

В телеграм
Пройди тестирование —
проверь свои знания в сфере
энергетики
Пройти тест
Лучшее, что Вы можете сделать для нас, выразив благодарность, — это подписаться на наш телеграм-канал
Обратная связь через Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
©2024. Энергетик.ру — все права защищены