Выбор и проверка ошиновки (из шин и проводов)

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