Статьи

При разработке тома Электротехнические решения⎘ на этапе проектной документации наряду с выбором основного оборудования требуется рассчитать и выбрать ошиновку в его цепях.

На основе каких методик выполняются расчёты, каков их требуемый объём и что нужно брать за основу в качестве исходных данных — можно найти в этой статье.

Обращаем внимание, что отражённые здесь методики не актуальны для линий электропередачи, а применимы только для проводов и жёстких шин, а также опорных и подвесных изоляторов, на открытых и закрытых площадках подстанций и электростанций. Итак, начнём по порядку!

1. Исходные параметры

Для выбора ошиновки нам понадобится:

1. наибольший рабочий ток I_раб.max в рассматриваемой цепи.

Для проверки ошиновки следует знать (согласно п.4.1.3 ГОСТ Р 52736-2007⎘ и п.1.4.5 ПУЭ⎘):

1. климатические параметры района, включая гололёдные условия и нормативные ветровые воздействия;
2. монтажные таблицы стрел провеса проводов;
3. тепловой импульс трёхфазного короткого замыкания B_к (на генераторном напряжении электростанций — трёхфазного или двухфазного, в зависимости от того, какой из них приводит к большему нагреву);
4. двухфазный ток короткого замыкания I⁽²⁾_кз.max — для проверки гибких проводников по условиям их допустимого сближения во время КЗ;
5. ударный ток трёхфазного короткого замыкания i_уд — для определения электродинамической стойкости жёстких шин и опорных конструкций.

По режиму короткого замыкания на станциях и подстанциях должны проверяться:

1. гибкая и жёсткая ошиновка;
2. опорные и несущие конструкции ошиновки;
3. расстояния между распорками в расщеплённых фазах.

Исключения составляют:

1. проводники, защищённые плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А, — по электродинамической стойкости;
2. проводники, защищённые плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа, — по термической стойкости;
3. и прочее — см. гл.1.4 ПУЭ⎘.

Все расчёты выполним на реальных примерах, наиболее ярко отражающих тот или иной метод.

2. Выбор ошиновки по длительно допустимому току

Ещё раз напомним, что выбирать оборудование и ошиновку следует на основе параметров присоединённой линии или трансформатора.

Если длительно допустимый ток в линии 110 кВ

то выбираем в качестве ошиновки ячейки провод АС 240/39

В цепях силового трансформатора 63 МВА выберем провод АС 240/39 (на стороне 110 кВ) и четыре провода АС 500/64 (на стороне 6 кВ)

Согласно выполненным расчётам ошиновка 110 и 6 кВ удовлетворяет требованиям по длительно допустимому току.

3. Проверка по экономической плотности тока

Согласно п.1.3.28 ПУЭ⎘ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Но необходимо проводить эту проверку для гибких токопроводов, соединяющих генератор с трансформатором в блоках электростанций.

где I — расчётный ток в час максимума энергосистемы, А;

J_эк — нормированное значение экономической плотности тока, А/мм², см. табл. 1.3.36 ПУЭ⎘.

4. Расчёт максимального тяжения на фазу в нормальном режиме

Если для ошиновки трансформатора выбраны провода АС 240/39 (на стороне 110 кВ’) и 4хАС 500/64 (на стороне 6 кВ’’), то удельная нагрузка от собственного веса будет равна

Удельная нагрузка от веса гололёда (по СП 20.13330⎘)

где b — толщина стенки гололёда (учтём b = 5 мм для II района по гололёду);

k — коэффициент, учитывающий изменение толщины стенки гололёда по высоте;

d — диаметр провода;

μ — коэффициент, учитывающий изменение толщины стенки гололёда в зависимости от диаметра элемента кругового сечения;

ρ — плотность льда (принимаем 0,9 г/см³)

Удельная нагрузка от веса провода с гололёдом

Удельная нагрузка от давления ветра на провод без гололёда (по ПУЭ⎘)

где α = 0,71 — коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления;

C_x — аэродинамический коэффициент (1,1 — для проводов и тросов, свободных от гололеда, диаметром 20 мм и более; 1,2 — для всех проводов и тросов, покрытых гололёдом);

W₀ — нормативное ветровое давление на высоте 10 м над поверхностью земли (учтём W₀ = 230 Па для I района по ветру⎘)

Удельная нагрузка от давления ветра на провод с гололёдом (принимаем 0,25W₀, α=1, C_x=1,2)

Удельная нагрузка от давления ветра и веса провода без гололёда

Удельная нагрузка от давления ветра и веса провода c гололёдом

Определим максимальное тяжение на фазу в наибольшем пролёте при наихудших внешних условиях

где L — длина пролёта

Максимальные итоговые значения сравниваются с допустимым тяжением на контактных выводах оборудования или шинодержателях шинных опор

а значения удельных нагрузок понадобятся в дальнейших расчётах.

Для выключателей и трансформаторов тока 110 кВ выражение может иметь такой вид

а для шинных опор

5. Расчёт максимальной стрелы провеса

Стрелу провеса гибкого провода f_max в пролёте ОРУ можно рассчитать по следующей упрощённой формуле

где p = p₃ — удельная нагрузка от веса провода с гололёдом, Н/м;

L — длина пролёта, м;

Т — тяжение провода, Н.

Тяжение провода на фазу в пролётах между порталами можно найти в монтажных таблицах (см. параметр Н_г в типовом проекте 407-03-539⎘). Ввиду того, что пролёта длиной 7 метров в монтажных таблицах нет, обратим внимание на минимальное значение (1425 Н — для провода АС240/32 в пролёте 16 м, II район по гололёду). И помним, что максимальное тяжение не должно превышать допустимое тяжение на зажимах оборудования (1250 Н — у выключателя). Для нашего случая примем половину от последнего (600 Н). В случае подвеса двойного провода марки АС 500/64 это значение рекомендуют⎘ увеличивать до 981 Н.

Итого, максимальная стрела провеса провода над автомобильным проездом ОРУ 110 кВ

6. Проверка ошиновки на термическую стойкость

Проверка сечения ошиновки на термическую стойкость производится на основании известного теплового импульса трёхфазного короткого замыкания B_к

где C_т — параметр, значение которого зависит от материала ошиновки (например, для сталеалюминевого провода C_т = 76, для жёстких шин C_т = 82, — см. табл. 7-9 ГОСТ Р 52736-2007⎘).

При токе КЗ на стороне 110 кВ, равным 42 кА, минимальное сечение

Сечение ошиновки превышает расчётные термические значения — требование термической стойкости соблюдается.

7. Проверка гибкой ошиновки на электродинамическое действие тока КЗ

Электродинамические силы взаимодействия F двух проводников при двухфазном КЗ I⁽²⁾ следует определять по формуле

где а — расстояние между фазами, м;

К_ф — коэффициент формы проводника (по ГОСТ Р 52736⎘).

В пролётах ошиновки 110 кВ над автомобильным проездом и за трансформатором 63 МВА в режиме КЗ динамические силы будут равны

Получив данный результат и зная собственный вес проводов p₁, для пролёта 110 кВ над проездом определим отношения

за трансформатором на стороне 6 кВ

где f — максимальная расчётная стрела провеса провода, м;

t_экв — эквивалентное время действия защиты, с.

По диаграмме отклонения b гибкого провода на основе полученных значений определяем его максимальное отклонение при КЗ.

Угол отклонения от вертикальной оси пролёта для ошиновки 110 кВ над проездом составит:

для ошиновки 6 кВ за трансформатором

Найденное значение b сравниваем с максимально допустимым:

где a — расстояние между фазами, м;

d — диаметр фазы, м;

а_доп — наименьшее допустимое расстояние между токоведущими частями разных фаз, м (по ПУЭ⎘).

Расчёты показали, что опасного сближения гибких проводов в результате динамического воздействия тока КЗ не произойдёт.

8. Проверка расщеплённых проводов по взаимодействию между собой

Рекомендуется проверять гибкие токопроводы с расщеплёнными фазами по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы — методику можно найти по ссылке⎘. Мы не будем транслировать здесь этот расчёт, так как к формулам имеются вопросы, а результат по их итогам может оказаться непредсказуемым. Данная методика требует доработки.

Расщеплённые провода фиксируются при помощи стандартных дистанционных распорок, которые рекомендуется устанавливать через каждые 5-6 метров, но как минимум одну — на перемычку.

9. Проверка жёсткой ошиновки на электродинамическое действие тока КЗ

Определим силу взаимодействия между жёсткими шинами на стороне генераторного напряжения 6 кВ в блоке «генератор-трансформатор».

Максимальная сила, возникающая при трёхфазном коротком замыкании, будет равна

где а — расстояние между фазами, м;

К_ф — коэффициент формы (равен 0,2 — по ГОСТ Р 52736⎘);

К_расп — коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников (для проводников, расположенных в одной плоскости, равен 1).

Максимальное напряжение в материале шины σ_max определим по формуле

где λ — коэффициент, зависящий от условия опирания шин (равен 8 для простых опор);

W — момент сопротивления поперечного сечения шины (по ГОСТ Р 52736⎘)

Допустимое напряжение в материале жёстких шин следует принимать равным 70 % временного сопротивления разрыву материала шин σ_р

где σ_р для алюминиевого сплава АД31Т равно 89 МПа, для меди — 175 МПа.

Условие

соблюдается — шины выдержат ударный ток короткого замыкания.

10. Проверка опорной изоляции на электродинамическое действие тока КЗ

Допустимую нагрузку на изгиб или растяжение (сжатие) опорного изолятора F_{доп.изг} следует принимать равным 60 % суммарного разрушающего усилия F_{разр.изг}

где F_{разр.изг} для изолятора ОСК-10-110 равно 10 кН.

Условие

соблюдается.

При расчётах важно учитывать конструкцию самих опор и способ крепления с учётом смещения опасного сечения — методика подробно описана в ГОСТ Р 52736⎘ и РД 153-34.0-20.527⎘.

11. Проверка проводов по условиям короны

Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряжённости электрического поля

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82);

r₀ — радиус провода, см.

Максимальное значение напряжённости электрического поля вокруг провода определяется по формуле

где а — расстояние между соседними фазами, см.

При горизонтальном расположении проводов напряжённость на среднем проводе примерно на 7% больше величин, определённых по формуле. Провода не будут коронировать, если наибольшая напряжённость поля у поверхности любого провода не более 0,9Е₀. Таким образом, условие отсутствия короны можно записать в виде

Согласно расчётам, на проводах 110 кВ корона отсутствует.

Минимальный диаметр проводов по условию короны и радиопомех, для разных классов напряжения, также можно найти в справочнике⎘.

ССЫЛОЧНАЯ ЛИТЕРАТУРА

Более подробную информацию можно найти в ГОСТах, стандартах организаций и справочниках. Все указанные нормативно-технические документы, в актуальных редакциях, хранятся на странице НТД и отфильтрованы по ссылке⎘.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Система оперативного постоянного тока (СОПТ) — это совокупность источников питания, коммутационных и защитных электрических аппаратов, электрических цепей и потребителей постоянного тока.

СОПТ обеспечивает рабочим и резервным питанием основных потребителей, таких как устройства релейной защиты и автоматики, устройства управления коммутационными аппаратами, устройства передачи сигналов и команд, сигнализация, аварийное освещение и пр.

Для правильного построения сети, непрерывного и бесперебойного электроснабжения указанных потребителей на стадии проектной документации выполняются расчёты. Методики расчётов можно найти в различных источниках — не везде они соответствуют друг другу, а во многом и противоречат. Попытаемся собрать их здесь воедино и выстроить в порядке очерёдности.

1. Исходные параметры

Исходными параметрами для расчёта СОПТ являются:

1. электрическая схема СОПТ;
2. номинальные токи электроприёмников, входящих в состав постоянной I_п, временной I_вр и кратковременной (толчковой) I_max нагрузок — см. таблицу 1⎘ в нашем предыдущем материале;
3. параметры аккумуляторной батареи (тип и количество аккумуляторов в батарее, напряжение аккумулятора в конце разряда, ЭДС и внутреннее сопротивление батареи, её номинальная ёмкость).

Предположим, что электрическая схема определена.

Правила их выполнения можно найти по ссылке⎘, добавив «схемы» в окно ТРЕБОВАНИЕ. Подробнее вопроса структурного построения СОПТ мы касаться не будем, так как требования к ним из года в год меняются. Но все актуальные НТД, собранные в группы и расставленные в порядке приоритета, вы сможете найти в нашей базе знаний в любой удобный для вас момент.

Параметры электроприёмников известны.

Аккумуляторная батарея (АБ) уже нами выбрана — порядок выбора можно найти здесь⎘.

Экспериментально доказано, что при коротком замыкании в СОПТ расчётное значение электродвижущей силы (ЭДС) каждого отдельного элемента батареи Е_р и его сопротивление R_р зависят от значения тока короткого замыкания во внешней цепи. Теоретическому определению эти величины не поддаются, но создана методика для их вычисления.

Сначала рассчитывается граничное сопротивление:

где n — количество элементов батареи, в нашем случае n=104 для большинства потребителей и n=120 — для питания электромагнитов выключателей 110 кВ,

N — номер аккумуляторной батареи (количество пластин в элементе), в нашем случае N=8.

Если R_вш<R_гр, принимается Е_р=1,73 В, R_р=4,0 мОм,

где R_вш — внешнее сопротивление цепи от АБ до места КЗ.

Если R_вш>R_гр, Е_р=1,93 В, R_р=5,4 мОм.

Важно ещё раз отметить, что полученные значения Е_р и R_р являются не физическими величинами, которые можно измерить, а расчётными, полученными математической обработкой результатов испытаний.

Тогда расчётные значения аккумуляторной батареи

Сведём их в таблицу

2. Выбор проводников

Выбор и проверка сечения проводников в цепях кратковременной нагрузки производится следующим образом:

1. предварительно выбирается сечение проводника по потере напряжения;
2. выбранное сечение проверяется на термическую стойкость и невозгорание.

Выбор проводников в остальных цепях выполняется в следующем порядке:

1. предварительно выбирается сечение проводника по длительно допустимому току;
2. выбранное сечение проверяется по потере напряжения;
3. выбранное сечение проверяется на термическую стойкость и невозгорание.

Предварительный выбор сечения проводника S_пр (по потере напряжения) в цепях кратковременной нагрузки можно выполнить следующим способом:

где ρ=1,85*10^-2 Ом∙мм²/м — удельное сопротивление меди;

l_Σ — суммарная длина проводников в цепи от аккумуляторной батареи до клемм нагрузки, м;

u_min — напряжение аккумулятора в конце разряда, мы принимаем 1,8 В/эл (в случае отсутствия данных допускается принимать 1,9 В/эл);

U_min.доп — минимально допустимое напряжение на клеммах нагрузки, учтём, как 0,8*220 В (принимается по технической документации нагрузки);

n_пр — количество параллельных проводников в одном полюсе, по умолчанию принимается равным 1.

Если выбранное сечение превышает 185 мм², то требуется увеличить число параллельных проводников n_пр и повторить выбор.

Предварительный выбор сечения проводников S_пр (по длительно допустимому току I_дл.доп) в цепях питания постоянной и временной нагрузки:

где k_t — поправочный коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды.

3. Проверка проводников по потере напряжения

Напряжение в конце каждого участка U_к определим на основании значения напряжения в его начале U_н:

где считается правильным учитывать двойное значение сопротивления участка цепи R_пр (как «плюс» и «минус»).

Данная проверка обязательна для постоянной и временной нагрузок, но мы выполним её для всех категорий потребителей, подставив значения напряжений на рассматриваемых участках и сравнив полученный результат с допустимым:

4. Выбор защитных аппаратов

Выбор и проверка защитных аппаратов СОПТ осуществляется в следующем порядке:

1. предварительный выбор аппарата по условиям применения: номинальному напряжению, номинальному току, климатическому исполнению, категории размещения;
2. выбор защитной характеристики аппарата;
3. проверка отстройки от токов кратковременной нагрузки;
4. проверка защитных аппаратов на чувствительность;
5. проверка защитных аппаратов на селективность;
6. проверка защитных аппаратов на быстродействие;
7. проверка защитных аппаратов на отключающую способность.

Выбор номинального тока I_ном защитного аппарата производится по выражению:

Для защитного аппарата в цепи зарядного устройства:

где I_ном.ЗУ — номинальный выходной ток зарядного устройства, А,

k_пер — коэффициент, учитывающий возможность перегрузки зарядного устройства, принимается равным 1,15.

Проводники в зоне защиты аппарата должны соответствовать условию:

Если последнее условие не выполняется, то выбирается проводник большего сечения, обеспечивающий выполнение этого условия.

5. Выбор защитной характеристики аппарата

Согласно современным требованиям НТД на первом и втором уровне защиты СОПТ предпочтительным является использование предохранителей, на третьем (в ШРОТ) — автоматических выключателей.

Для предохранителей предварительно выбираются плавкие вставки с защитной характеристикой типа gG, соответствующие номинальному току плавкой вставки.

У автоматических выключателей номинальным током более 125 А защитная характеристика предварительно выбирается с кратностью тока срабатывания не менее 5. У модульных автоматических выключателей номинальным током 125 А и менее предварительно выбирается характеристика типа С.

6. Проверка отстройки от токов кратковременной нагрузки

Проверка должна производиться для защитных аппаратов, через которые протекают токи кратковременной нагрузки. В рамках проверки на одном графике (карте селективности) строятся время-токовая характеристика кратковременной нагрузки и защитная характеристика аппарата. Результат считается удовлетворительным, если они не пересекаются.

7. Расчёт токов короткого замыкания

Ток КЗ при питании от батареи определяется по формуле:

где E_АБ и R_АБ рассчитываются по условиям, указанным выше,

а в R_вш учитывается сопротивление двух проводников («плюс» и «минус»).

Так как в нормальном режиме на подстанциях и электростанциях параллельно АБ подключено зарядно-выпрямительное устройство (ЗВУ), то рекомендуется внести небольшую поправку в расчёты, добавив эту составляющую

где I_уст — уставка ЗВУ по току перегрузки, в нашем случае I_уст=80А.

В дальнейшем нам понадобятся значения и металлического, и дугового КЗ на защищаемых участках, поэтому сведём их в таблицу

8. Проверка защитных аппаратов на чувствительность

Чувствительность плавких предохранителей считается обеспеченной, если соблюдается их быстродействие (см. ниже).

Для проверки чувствительности автоматических выключателей (АВ) определяется коэффициент чувствительности К_ч. Методика его вычисления и допустимые значения в СОПТ схожи с расчётами в сети переменного тока⎘ — не будем останавливаться на этом.

Если чувствительность АВ не обеспечивается, предпринимаются следующие мероприятия, в порядке приоритета:

1. выбирается АВ с меньшим током срабатывания, с защитной характеристикой Z;
2. выбирается АВ с меньшим номинальным током;
3. вместо АВ используются плавкие предохранители;
4. увеличивается ток КЗ путём увеличения сечения кабелей

9. Проверка защитных аппаратов на селективность

Для обеспечения селективности смежных аппаратов защиты в большинстве случаев достаточно учитывать разброс уставок в ±25%. При этом неселективная работа возможна в исключительно неблагоприятных обстоятельствах. Для достижения полной селективности принимается разброс в ±50%. Но лучшим способом достичь нужного результата является построение карты селективности.

Правила построения карты селективности можно найти в нашем прошлом материале⎘ про переменный ток, наш пример — см. ниже.

10. Проверка защитных аппаратов на быстродействие

Проверка быстродействия отключающих защитных аппаратов включает в себя:

1. проверку обеспечения термической стойкости и невозгорания проводников в основной и резервной зонах защиты соответственно;
2. проверку по продолжительности провалов напряжения.

Проверка проводника на термическую стойкость и невозгорание выполняется ниже.

Для выполнения проверки по продолжительности провалов:

1. рассчитывают ток КЗ для двух наборов расчётных условий;
2. определяют продолжительность провала напряжения по среднему значению времени отключения КЗ, согласно защитной характеристике аппарата.

Данная проверка считается пройденной, если продолжительность провала напряжения не превышает 0,5 с — время см. в таблице 13. В случае если условия проверки не выполняются, то уменьшают номинальный ток защитного аппарата или рассматривают другую схему питания электроприёмников.

11. Проверка защитных аппаратов на отключающую способность

Отключающая способность предохранителей в нашем примере (см. таблицу 6) удовлетворяет требованиям, так как она превышает максимальный расчётный ток короткого замыкания (см. таблицу 7).

12. Проверка проводников на термическую стойкость

Проверка сечения проводников СОПТ на термическую стойкость, как и любой другой сети, производится по расчётной формуле:

где С — параметр, значение которого зависит от материала шин.

Продолжительность протекания тока КЗ в проводнике принимается равной максимальному времени срабатывания основной защиты. Термическая стойкость проводника считается обеспеченной, если обе расчётные температуры не превышают допустимые значения:

• 160 ºС — для проводников с поливинилхлоридной изоляцией;
• 200 ºС — для проводников с бумажно-масляной изоляцией.

Выполнить расчёт, подставив свои значения, можно в нашем материале⎘.

13. Проверка проводников на невозгорание

Методика расчёта проводников СОПТ на невозгорание не отличается от методики сети переменного тока⎘.

Продолжительность протекания тока КЗ в проводнике принимается равной максимальному времени срабатывания резервной защиты. Невозгорание проводника считается обеспеченными, если обе расчётные температуры не превышают допустимые значения:

• 350 ºС — для проводников с поливинилхлоридной изоляцией;
• 400 ºС — для проводников с бумажно-масляной изоляцией.

Для цепей, защищаемых плавкими предохранителями (в нашем случае), проверку на невозгорание не проводят при условии обеспечения термической стойкости.

Если термическая стойкость или невозгорание проводника не обеспечена, следует предпринять следующие мероприятия, в порядке приоритета:

1. использовать плавкие предохранители, обеспечивающие ближнее резервирование, вместо автоматических выключателей;
2. увеличить сечение защищаемого проводника.

14. Карта селективности

ССЫЛОЧНАЯ ЛИТЕРАТУРА

Более подробную информацию можно найти в ГОСТе, стандартах организаций и справочниках. Все указанные нормативно-технические документы, в актуальных редакциях, хранятся на странице НТД и отфильтрованы по ссылке⎘.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

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 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.

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.

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

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)

Так как площади обеих фигур равны, то по известной площади S=S₁=S₂ и координате I_max, можно найти координату Т_расч. 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

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

Т_max – время толчковой нагрузки, ч;

I_уст – установившийся ток автономного режима, А;

Т_уст – длительность автономного режима, ч;

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

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

Установившийся ток автономного режима

где I_п – ток постоянной нагрузки, А;

I_вр – ток временной нагрузки, А.

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

Предположим, что нам известны все исходные параметры.

Установившийся ток автономного режима

Продолжительность автономного режима

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

Длительность толчковой нагрузки

Тогда эквивалентная ёмкость равна

А расчётное эквивалентное время автономного режима

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

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

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

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

Для аккумуляторов с жидким электролитом:

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

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

Минимально возможное напряжение на одном аккумуляторе (по данным производителя)

При N_эл=104 минимальное напряжение на АБ будет равно

Количество элементов подобрано правильно.

4. Выбор зарядно-выпрямительного устройства

Номинальный ток ЗВУ I_{ном.ЗВУ} определяется по расчётному зарядному току I_з

Зарядный ток вычислим по формуле

где k — коэффициент, определяющий ток при ускоренном заряде.

Итого, выбираем ЗВУ с номинальным током

5. Выбранное оборудование

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 N_эл со 104 до 120 с помощью «хвостовых» элементов.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

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

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.

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 R_д или поправочного коэффициента К_c).

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.

Параметры аппаратов защиты 0,4 кВ

Для ввода

Для потребителей

где P_уд – расчётная мощность потребителя;

n – количество потребителей;

K_с – коэффициент спроса.

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

Для однофазной нагрузки

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

Двухфазный ток металлического и дугового КЗ

Однофазный ток металлического и дугового КЗ

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

5. Схема замещения

6. Проверка аппаратов защиты

Проверка осуществляется по отключающей способности

и чувствительности к току КЗ

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

где С — параметр, значение которого зависит от материала шин

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)

Определение нагрева жилы кабеля после КЗ (таблица 10)

где

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

9. 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.

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.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

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.

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.

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 I_ном, длительно допустимый I_дд и кратковременный (аварийный) I_ад 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 I_ддКЛ (для некоторых кабелей данные можно найти в ГОСТ [4]) и коэффициентом кратковременной перегрузки (К_пер=1,13..1,17 согласно п.10.9⎘ ГОСТ). У проводов воздушной линии есть длительно допустимый I_ддВЛ и аварийно допустимый ток I_адВЛ (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 I_адВЛ. 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

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

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.

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.

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!

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).

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 ΣI_с≤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.

Резистор можно подключить к трансформатору со схемой соединения Y_н/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 R_ном, номинальная мощность P_ном, номинальное напряжение сети U_ВН, климатическое исполнение и категория размещения.

Обязательные условия при расчёте

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

Расчёт сопротивления резистора

для схемы а)

для схемы б)

где

Расчетная мощность трансформатора заземления нейтрали и резистора

Значение тока, протекающего через резистор в режиме ОЗЗ,

Итоговый ток однофазного замыкания на землю

Характеристики некоторых резисторов можно найти в Руководящих указаниях [2]

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.

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

Обязательное условие

Необязательное условие

Расчёт сопротивления резистора

C учётом того, что

где

К_Ч — коэффициент чувствительности защит,

К_Н — коэффициент надёжности,

К_БР — коэффициент броска ёмкостного тока в момент возникновения ОЗЗ,

выражение по определению сопротивления можно упростить

Значение тока, протекающего через резистор в режиме ОЗЗ

Итоговый ток однофазного замыкания на землю

Расчетная мощность трансформатора заземления нейтрали и резистора

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

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

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.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

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.

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

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.

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.

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÷4U_ф 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).

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_CΣ — второй по значимости фактор, от которого зависит выбор нужного направления. Об этом нашими соотечественниками написано много материалов. Если попытаться сформулировать кратко, то при I_CΣ≤10А рекомендуется высокоомное заземление, при I_CΣ>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 U_ф. При токах от 10 до 20 А перенапряжения не превышают U_ф, но от 20 до 50 А перенапряжения могут быть до 2,7U_ф, а при расстройке компенсации на 15-30% перенапряжения равны (2,8÷3,0)U_ф. 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.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

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).

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

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_CΣ присоединения.

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

где U_н — номинальное напряжение сети;

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

C₀ — собственная ёмкость трансформаторных подстанций (высоковольтных двигателей);

C_лин — 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.

Расчётная мощность реактора Q_к, кВАр определяется по формуле:

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 S_н 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.

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 I_озз 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.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ