Мы уже знаем, что на подавляющем большинстве современных подстанций и электростанций имеются такие накопители электрической энергии, как аккумуляторные батареи. Какие предъявляются к ним требования, каких потребителей они обеспечивают своим бесперебойным питанием и как их подобрать, можно прочитать в нашей статье Выбор аккумуляторной батареи подстанции⎘.
Но какие существуют ещё способы накопления и хранения электрической энергии, чтобы можно было воспользоваться ею в любой удобный для себя момент? Рассмотрим в этом материале.
СОДЕРЖАНИЕ:
- Почему вопрос накопления электрической энергии сейчас встаёт так остро?
- Способы накопления энергии.
- Хранение тепловой энергии.
- Хранение сжатого воздуха или газа.
- Гравитационные накопители.
- Энергия маховика.
- Конденсаторы.
- Гидроаккумулирующие станции.
- Аккумуляторные батареи.
- Свинцово-кислотные аккумуляторные батареи.
- Литий-ионные аккумуляторы.
- Проточные ванадиевые батареи.
1. Почему вопрос накопления электрической энергии сейчас встаёт так остро?
В эпоху доминирования нефти, угля и газа электроэнергетическая отрасль не требует накопления энергии по той лишь причине, что в любой момент времени может легко увеличить или уменьшить выдачу мощности в сеть, добавив или ограничив подачу топлива.
В будущую эпоху, эпоху доминирования возобновляемых источников, прежде всего таких, как ветер и солнце, без накопления не обойтись, так как солнце не светит полные сутки, а ветер не дует без остановки. Вырабатываемую при благоприятных погодных условиях энергию приходится запасать, до 8 часов хранить, а затем повторно её использовать, когда это необходимо. Поэтому многие страны уже сейчас, параллельно с внедрением ВИЭ, активно увеличивают мощность накопителей в своей сети.
2. Способы накопления энергии
Известно много способов накопления электрической энергии. Фантазия людей каждый день рождает всё новые и новые технологии. Мы не сможем перечислить их все. Но выделим следующие основные группы:
- хранение тепловой энергии;
- хранение сжатого воздуха или газа;
- гравитационные накопители (хранение потенциальной энергии);
- энергия маховика (хранение кинетической энергии);
- конденсаторы;
- гидроаккумулирующие станции;
- аккумуляторные батареи.
3. Хранение тепловой энергии
Накопив энергию тепла, можно преобразовать её в электричество. Например, расплавленная соль нагревается с помощью гелиостатов, отражающих солнечный свет на теплоприемник солнечной башни, и направляется в резервуар. По мере необходимости она приводит в действие парогенератор, полученный пар вращает турбину, которая вырабатывает электроэнергию.
Также можно разогреть песок до 500-600℃ внутри изолированного резервуара, а затем передать эту энергию воде для преобразования в электричество или теплоснабжения потребителей.
Некоторые образцы мыльного камня и гранита хорошо подходят для хранения солнечного тепла, демонстрируя высокую плотность энергии и стабильность, что используют в электроэнергетике.
Тепловой насос тоже может служить способом хранения энергии. Когда вырабатывается избыточная ветровая или солнечная энергия, запускается тепловой насос, чтобы нагреть горячий бак, а охладить — холодный. Затем, когда потребности в энергии возрастают, устройство переходит в режим теплового двигателя, преобразуя разницу температур между горячей и холодной накопленной энергией в электричество. И здесь обязательно нужно добавить, что тепловой насос, как необычайно современное устройство, заслуживает отдельной статьи.
Посчитано, что хранение тепловой энергии имеет один из самых низких показателей капитальных затрат среди всех способов хранения, в среднем $232/кВт‧ч.
4. Хранение сжатого воздуха или газа
В периоды минимума нагрузки сети с помощью дешёвого электричества воздух или определённый газ закачивают компрессором в специальный накопитель. Когда нужно получить электроэнергию, сжатый воздух (или газ) выпускают из накопителя, и он приводит в движение турбину генератора.
Соль — прекрасный помощник при хранении. Соляные пещеры представляют собой большие непроницаемые пространства — воздух в них длительное время остаётся сжатым, а кислород в воздухе не реагирует с солью.
Современные объекты по хранению энергии на сжатом воздухе или газе могут похвастаться не только мощностью запасаемой энергии (до 300 МВт), но и длительностью хранения.
Средние капитальные затраты на внедрение превышают первый способ и составляют $293/кВт‧ч.
5. Гравитационные накопители
Построив башни с электродвигателями, можно использовать силу тяжести для преобразования её в электрическую энергию. Двигатели поднимают большие блоки, когда нужно запасти энергию, и опускают, когда она необходима сети.
Применив для этих целей заброшенные шахты, можно добиться тех же результатов. Опуская тяжёлый груз в один ствол глубиной 500 метров, можно выдать около 2 МВт‧ч запасённой электрической энергии в сеть.
Этот способ хранения энергии имеет самый высокий показатель капитальных затрат — $643/кВт‧ч, но может быть реализован в готовой инфраструктуре.
6. Энергия маховика
Маховичный накопитель энергии — накопитель механической энергии, в котором энергия накапливается и сохраняется в виде кинетической энергии вращающегося маховика.
Так при зарядке самой крупной, в настоящий момент, накопительной станции 120 электрических машин работают в режиме двигателя, потребляя электрическую энергию от внешнего источника, и разгоняют маховики. При разрядке они переходят в режим генератора, выдавая электрическую энергию, и замедляют маховики.
Среди главных достоинств такой системы выделяют высокую эффективность, быстрое реагирование и отсутствие необходимости преобразования электроэнергии в другой вид.
7. Конденсаторы
Конденсаторы (или так называемые «суперконденсаторы») представляют собой устройства накопления энергии, состоящие из двух электродов и электролита, способные к быстрой зарядке и разрядке благодаря свойствам адсорбции и десорбции заряда на границе раздела электрод-электролит.
Поскольку накопление энергии в конденсаторах не связано с химическими реакциями, их ёмкость ниже, чем у аккумуляторов, но они полезны для выравнивания мощности возобновляемых источников энергии, требующих многократной зарядки при больших токах, энергии рекуперативного торможения на транспорте, а также компенсации мгновенного падения напряжения при ударах молнии.
Ожидается, что в ближайшем будущем эти накопители будут повсеместно использоваться для хранения энергии в носимых устройствах.
А мы далее перейдём к флагманам накопления энергии.
8. Гидроаккумулирующие станции
Для гидроаккумулирующего хранилища энергии требуется два водоёма на разных высотах. Чем больше разница высот, тем больше мощностью запасаемой (выдаваемой) энергии, с увеличением водоёмов — увеличивается ёмкость хранения энергии. Принцип работы ГАЭС наглядно отражает видео.
Гидроаккумулирующие электростанции в настоящий момент достигают 97% от общего объёма хранения электроэнергии в мире из-за своей низкой стоимости (капитальные затраты, по разным данным, составляют от $120 до $250 за кВт‧ч). Единичная мощность ГАЭС несравнимо больше любого другого накопителя энергии и может достигать 3600 МВт, ёмкость — до 40 ГВт‧ч, а хранить энергию она способна в течение месяцев или даже лет.
ГАЭС можно по праву назвать основоположниками накопления энергии — первые станции начали свою работу ещё в конце XIX века, а работа по их внедрению не прекращается и по сей день.
9. Аккумуляторные батареи
Аккумуляторная батарея — это химический накопитель электрической энергии. Аккумуляторные батареи предпочтительны для хранения энергии от нескольких секунд до нескольких часов, и это самый внедряемый сейчас способ хранения энергии в мире. Только в 2023 году развёртывание аккумуляторов в энергетическом секторе увеличилось более чем на 130%, добавив в общей сложности 42 ГВт установленной мощности по всему миру. И, согласно прогнозам, общая мощность аккумуляторов увеличится ещё в шесть раз к 2030 году.
Капитальные затраты при строительстве самых распространённых сегодня литий-ионных систем в среднем составляют $304/кВт‧ч, что превышает большинство других способов, но в два раза меньше стоимости гравитационных накопителей.
Наиболее широко используются сейчас три технологии аккумуляторных батарей:
- свинцово-кислотная;
- литий-ионная;
- ванадиевая редокс-проточная технология.
Но также известны батареи:
- литий-железо-фосфатные⎘;
- серно-селеновые твердотельные⎘;
- атомные⎘;
- протонные⎘;
- литий-серные;
- алюминиево-ионные;
- цинк-ионные и др.
На первых трёх технологиях остановимся подробнее.
10. Свинцово-кислотные аккумуляторные батареи
Свинцово-кислотные батареи являются наиболее коммерчески зрелой аккумуляторной технологией.
Несмотря на то, что свинец — токсичный металл, уровень переработки свинцовых аккумуляторов составляет 99%, поэтому негативное воздействие этого источника на окружающую среду считается минимальным. Свинец лучше всего работает на короткой и средней «дистанции» (от нескольких минут до четырёх часов работы), особенно в ситуациях, когда глубина разряда довольно мала. Свинцовые батареи могут служить до 30 лет, а доступность металла при добыче не вызывает проблем. По этим причинам, устаревающая и малоэффективная (25-40 Вт⋅ч/кг) технология до сих пор находит своё место от крупных электрических станций и подстанций до автомобилей.
11. Литий-ионные аккумуляторы
Литий-ионные аккумулятор — самый распространённый способ накопления и сохранения электрической энергии в наши дни, находящий своё применение от крупных аккумуляторных хранилищ до небольших переносных устройств.
Эти батареи имеют много недостатков. Их средний срок службы составляет от 5 до 15 лет, после чего они теряют как минимум 20% ёмкости. Уровень переработки лития не превышает 5% из-за стоимости и сложности процесса. Есть страны-лидеры по добыче критического сырья, такие как Австралия, Китай и Чили, но в остальных — его очень мало. Литиевые батареи чувствительны к высоким температурам и легко воспламеняются. Литиевые батареи, как и свинцовые, наиболее эффективны лишь при короткой или средней продолжительности использования. Но их плотность энергии пока выше основных конкурентов (около 250 Вт‧ч/кг). Благодаря последнему фактору литиевые батареи так активно внедряются во все сферы деятельности человека, хотя развитие новых технологий, с растущими показателями эффективности, может остановить этот процесс уже в обозримом будущем.
12. Проточные ванадиевые батареи
Несмотря на то, что технология проточных ванадиевых окислительно-восстановительных батарей существует уже более 50 лет, она является наименее зрелой с коммерческой точки зрения.
Проточный аккумулятор состоит из двух ёмкостей и ядра. В ёмкостях находятся два различных по составу электролита, которые прокачиваются при помощи насосов через ядро. Сами электролиты при прохождении через ядро не смешиваются, а лишь их ионы, проникая через перегородку, создают разность потенциалов на электродах.
Ванадий лучше всего подходит для длительного хранения энергии (шесть часов и более). Главными достоинствами таких батарей являются отсутствие саморазряда при отключённой нагрузке и насосах, а также большой срок службы (свыше 30 лет) с падением ёмкости лишь на 1,7% через 1200 циклов перезаряда. Из недостатков можно отметить стоимость, невысокую мгновенную мощность и отнесение ванадия в список критически важных минералов.
ВЫВОД
Можно долго спорить, какой способ выбрать для накопления своей электрической энергии. Каждый случай индивидуален. Но с уверенностью предположим, что лучший способ ещё не изобретён.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:
- Технологии длительного хранения готовы вытеснить литий-ионные аккумуляторы. Мария Майш. Опубликовано: pv-magazine.com⎘.
- Быстрое расширение производства аккумуляторных батарей будет иметь решающее значение для достижения целей по климату и энергетической безопасности, поставленных на КС-28. Отчёт МЭА. Опубликовано: iea.org⎘.
- Сравнение химических составов аккумуляторов для решений по хранению энергии. Опубликовано: cleantechnica.com⎘.
- Проточный аккумулятор — что это и каковы его перспективы. Лампа Электрика. Опубликовано: dzen.ru⎘.
P.S. СОВЕТЫ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ СРОКА СЛУЖБЫ АККУМУЛЯТОРНЫХ БАТАРЕЙ ОТ УЧЁНЫХ И ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ:
- Самая первая зарядка литий-ионных батарей при необычно высоких токах увеличивает их средний срок службы на 50-70%.
- Необходимо соблюдать «комфортный» диапазон температур при эксплуатации (от 0 до 35 ℃).
- Ограничивать зарядку до 80% от полной ёмкости и не позволять ей опускаться ниже 20%.
- Не оставлять зарядку на длительный период, например на ночь.
- Контролировать состояние батареи на предмет излишнего нагрева.
- Зарядка импульсным током (до 2000 Гц), в отличие от зарядки постоянным, может также значительно продлить срок службы батареи, но эксперименты учёных пока не подтверждены практикой.
РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ
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!
СОДЕРЖАНИЕ:
- Исходные параметры.
- Выбор ошиновки по длительно допустимому току.
- Проверка по экономической плотности тока.
- Расчёт максимального тяжения на фазу в нормальном режиме.
- Расчёт максимальной стрелы провеса.
- Проверка ошиновки на термическую стойкость.
- Проверка гибкой ошиновки на электродинамическое действие тока КЗ.
- Проверка расщеплённых проводов по взаимодействию между собой.
- Проверка жёсткой ошиновки на электродинамическое действие тока КЗ.
- Проверка опорной изоляции на электродинамическое действие тока КЗ.
- Проверка проводов по условиям короны.
1. Исходные параметры
Для выбора ошиновки нам понадобится:
- наибольший рабочий ток Iраб.max в рассматриваемой цепи.
Для проверки ошиновки следует знать (согласно п.4.1.3 ГОСТ Р 52736-2007⎘ и п.1.4.5 ПУЭ⎘):
- климатические параметры района, включая гололёдные условия и нормативные ветровые воздействия;
- монтажные таблицы стрел провеса проводов;
- тепловой импульс трёхфазного короткого замыкания Bк (на генераторном напряжении электростанций — трёхфазного или двухфазного, в зависимости от того, какой из них приводит к большему нагреву);
- двухфазный ток короткого замыкания I(2)кз.max — для проверки гибких проводников по условиям их допустимого сближения во время КЗ;
- ударный ток трёхфазного короткого замыкания iуд — для определения электродинамической стойкости жёстких шин и опорных конструкций.
По режиму короткого замыкания на станциях и подстанциях должны проверяться:
- гибкая и жёсткая ошиновка;
- опорные и несущие конструкции ошиновки;
- расстояния между распорками в расщеплённых фазах.
Исключения составляют:
- проводники, защищённые плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А, — по электродинамической стойкости;
- проводники, защищённые плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа, — по термической стойкости;
- 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
Iраб.max.ВЛ = 450 А
то выбираем в качестве ошиновки ячейки провод АС 240/39
Iдд = 610 А > Iраб.max.ВЛ = 450 А
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)
Iдд = 610 А > Iраб.max.T = 332 А
Iдд = 945*4 = 3780 А > Iраб.max.T = 3031 А
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.
S = I/Jэк
где I — расчётный ток в час максимума энергосистемы, А;
Jэк — 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
p1 = mуд * g [кг/м * м/с2 = Н/м]
p1’ = 0,952*9,8 = 9,33 Н/м
p1’’ = 4*1,852*9,8 = 72,6 Н/м
Удельная нагрузка от веса гололёда (по СП 20.13330⎘)
p2 = πbkμ(d + bkμ)ρg
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)
p2’ = 3,14*5*0,8*0,8*(21,6+5*0,8*0,8)*0,9*9,8*10-3 = 2,198 Н/м
p2’’ = 4*3,14*5*0,8*0,8*(30,6+5*0,8*0,8)*0,9*9,8*10-3 = 2,995 Н/м
Удельная нагрузка от веса провода с гололёдом
p3 = p1 + p2
p3’ = 9,33 + 2,198 = 11,53 Н/м
p3’’ = 72,6 + 2,995 = 75,6 Н/м
Удельная нагрузка от давления ветра на провод без гололёда (по ПУЭ⎘)
p4 = αCxW0d
где α = 0,71 — коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления;
Cx — 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⎘)
p4’ = 0,71*1,1*230*21,6*10-3 = 3,88 Н/м
p4’’ = 4*0,71*1,1*230*30,6*10-3 = 22 Н/м
Удельная нагрузка от давления ветра на провод с гололёдом (принимаем 0,25W0, α=1, Cx=1,2)
p5 = αCxW0(d+2b)
p5’ = 1*1,2*0,25*230*(21,6+2*5)*10-3 = 2,18 Н/м
p5’’ = 4*1*1,2*0,25*230*(30,6+2*5)*10-3 = 11,21 Н/м
Удельная нагрузка от давления ветра и веса провода без гололёда
p6 = √(p42+ p12)
p6’ = 10,1 Н/м
p6’’ = 75,85 Н/м
Удельная нагрузка от давления ветра и веса провода c гололёдом
p7 = √(p52+ p32)
p7’ = 11,73 Н/м
p7’’ = 85,32 Н/м
Определим максимальное тяжение на фазу в наибольшем пролёте при наихудших внешних условиях
Tф.max = pmax*L [Н/м * м = Н]
где L — длина пролёта
Tф.max’ = 11,73*6,5 = 76 Н
Tф.max’’ = 85,32*3,3 = 282 Н
Максимальные итоговые значения сравниваются с допустимым тяжением на контактных выводах оборудования или шинодержателях шинных опор
Tф.max ≤ Fдоп.тяж
а значения удельных нагрузок понадобятся в дальнейших расчётах.
Для выключателей и трансформаторов тока 110 кВ выражение может иметь такой вид
Tф.max = 76 Н ≤ Fдоп.тяж = 1250 Н
а для шинных опор
Tф.max = 282 Н ≤ Fдоп.тяж = 1480 Н
5. Расчёт максимальной стрелы провеса
Стрелу провеса гибкого провода fmax в пролёте ОРУ можно рассчитать по следующей упрощённой формуле
fmax = (pL2)/(8T)
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 Нг 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
fmax = (11,53*6,52)/(8*600) = 0,1 м
6. Проверка ошиновки на термическую стойкость
Проверка сечения ошиновки на термическую стойкость производится на основании известного теплового импульса трёхфазного короткого замыкания Bк
qmin = √(Bк)/Cт
где Cт — параметр, значение которого зависит от материала ошиновки (например, для сталеалюминевого провода Cт = 76, для жёстких шин Cт = 82, — см. табл. 7-9 ГОСТ Р 52736-2007⎘).
При токе КЗ на стороне 110 кВ, равным 42 кА, минимальное сечение
qmin = √(158)/76*1000 = 165 мм2
qАС240 = 275 > qmin
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
F = 2*10-7I(2)2*LКф/а
где а — расстояние между фазами, м;
Кф — 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
F’ = (2*363732*6,5)*10-7/2 = 860 Н
F’’ = (2*255482*3,3)*10-7/0,6 = 730 Н
Получив данный результат и зная собственный вес проводов p1, для пролёта 110 кВ над проездом определим отношения
√f/tэкв = √0,1/0,06 = 5
F/p1 = 860/9,33 = 92
за трансформатором на стороне 6 кВ
√f/tэкв = √0,12/0,06 = 6
F/p1 = 730/72,6 = 10
где f — максимальная расчётная стрела провеса провода, м;
tэкв — 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:
α = 90º (b=f)
для ошиновки 6 кВ за трансформатором
α = 90º (b=f)
Найденное значение b сравниваем с максимально допустимым:
bдоп’ = (a-d-адоп)/2 ≥ b
bдоп’ = (2-0,0216-1)/2 = 0,49 м > 0,1 м
bдоп’’ = (0,6-0,15-0,22)/2 = 0,115 м > 0,1 м
где a — расстояние между фазами, м;
d — диаметр фазы, м;
адоп — 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
Fmax = √3*10-7liуд2КфКрасп/а = √3*10-7*1*2890002*0,2*1/1 = 2893 Н
где а — расстояние между фазами, м;
Кф — коэффициент формы (равен 0,2 — по ГОСТ Р 52736⎘);
Красп — коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников (для проводников, расположенных в одной плоскости, равен 1).
Максимальное напряжение в материале шины σmax определим по формуле
σmax = Fmaxl/(λW) = 2893*1/(8*0,000048) = 7,5 МПа
где λ — коэффициент, зависящий от условия опирания шин (равен 8 для простых опор);
W — момент сопротивления поперечного сечения шины (по ГОСТ Р 52736⎘)
W = bh2/3 = 0,01*0,122/3 = 0,000048 м3
Допустимое напряжение в материале жёстких шин следует принимать равным 70 % временного сопротивления разрыву материала шин σр
σдоп = 0,7*σр = 0,7*89 = 62 МПа
где σр для алюминиевого сплава АД31Т равно 89 МПа, для меди — 175 МПа.
Условие
σmax < σдоп
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 Fдоп.изг следует принимать равным 60 % суммарного разрушающего усилия Fразр.изг
Fдоп.изг = 0,6*Fразр.изг = 0,6*10 = 6 кН
где Fразр.изг для изолятора ОСК-10-110 равно 10 кН.
Условие
Fmax = 2,9 кН < Fдоп.изг = 6 кН
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
E0 = 30,3m(1 + 0,299/√r0) = 30,3*0,82(1 + 0,299/√1,1) = 31,9 кВ/см
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
Е = 0,354U/(r0 lg(а/r0)) = (0,354*110)/(1,1lg (250/1,1)) = 15 кВ/см
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
1,07Е ≤ 0,9Е0
16 < 28,7
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⎘.
ВЫВОД
Все правила, отражённые в этой статье, актуальны и применимы для большинства объектов энергетической отрасли, но многие вопросы ещё требуют доработки на законодательном уровне. Некоторые методики требуют изменений, в том числе, потому что единицы не приведены к международной системе СИ. А часть данных, таких как монтажные стрелы провеса, просто не сформирована.
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.
СОДЕРЖАНИЕ:
- Исходные параметры.
- Выбор проводников.
- Проверка проводников по потере напряжения.
- Выбор защитных аппаратов.
- Выбор защитной характеристики аппарата.
- Проверка отстройки от токов кратковременной нагрузки.
- Расчёт токов короткого замыкания.
- Проверка защитных аппаратов на чувствительность.
- Проверка защитных аппаратов на селективность.
- Проверка защитных аппаратов на быстродействие.
- Проверка защитных аппаратов на отключающую способность.
- Проверка проводников на термическую стойкость.
- Проверка проводников на невозгорание.
- Карта селективности.
1. Исходные параметры
Исходными параметрами для расчёта СОПТ являются:
- электрическая схема СОПТ;
- номинальные токи электроприёмников, входящих в состав постоянной Iп, временной Iвр и кратковременной (толчковой) Imax нагрузок — см. таблицу 1⎘ в нашем предыдущем материале;
- 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.
Наименование группы электроприёмников | Кол-во, шт. | Постоянная нагрузка | Кратковременная нагрузка | ||
---|---|---|---|---|---|
Установленная мощность электро приёмника, Вт | Расчётный ток электро приёмника Iп, А | Установленная мощность электро приёмника, Вт | Расчётный ток электро приёмника Imax, А | ||
АУВ выключателя 110 кВ | 9 | 39 | 1,58 | 87 | 3,54 |
Резервные защиты ВЛ 110 кВ (ЭПЗ-1636) | 9 | 130 | 5,32 | 390 | 15,95 |
... | |||||
Итого нагрузка ШУ ОПУ | - | - | 23,60 | - | 81,50 |
ЭМВ В 110 кВ (МКП-110М) | 1 | 0 | 0,00 | 53680 | 244,00 |
Итого нагрузка ШП ОРУ | - | - | 0,00 | - | 244,00 |
Центральная сигнализация | 1 | 5831 | 26,50 | 5831 | 26,50 |
Итого нагрузка ШС ОПУ | - | - | 26,50 | - | 26,50 |
Аккумуляторная батарея (АБ) уже нами выбрана — порядок выбора можно найти здесь⎘.
Наименование оборудования | Тип | Кол-во пластин в элементе, шт. | Номинальная ёмкость, А*ч | Внутреннее сопротивление элемента R, мОм | Кол-во элементов, шт. | Внутреннее сопротивление батареи R, мОм |
---|---|---|---|---|---|---|
Аккумуляторная батарея | 8OpzS800 | 8 | 800 | 0,30 | 104 | 31,20 |
120 | 36 |
Экспериментально доказано, что при коротком замыкании в СОПТ расчётное значение электродвижущей силы (ЭДС) каждого отдельного элемента батареи Ер и его сопротивление Rр 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:
Rгр = 7,5 * n/N * 10-3,
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 Rвш<Rгр, принимается Ер=1,73 В, Rр=4,0 мОм,
где Rвш — внешнее сопротивление цепи от АБ до места КЗ.
Если Rвш>Rгр, Ер=1,93 В, Rр=5,4 мОм.
Важно ещё раз отметить, что полученные значения Ер и Rр являются не физическими величинами, которые можно измерить, а расчётными, полученными математической обработкой результатов испытаний.
Тогда расчётные значения аккумуляторной батареи
EАБ = n * Ер, В,
RАБ = Rр * n/N, мОм
Сведём их в таблицу
Наименование оборудования | Rгр | RАБ (Rвш<Rгр), мОм | EАБ (Rвш<Rгр), В | RАБ (Rвш>Rгр), мОм | EАБ (Rвш>Rгр), В |
---|---|---|---|---|---|
ЩПТ «-104» | 97,50 | 52,00 | 179,92 | 70,20 | 200,72 |
ЩПТ «-120» | 112,50 | 60,00 | 207,60 | 81,00 | 231,60 |
2. Выбор проводников
Выбор и проверка сечения проводников в цепях кратковременной нагрузки производится следующим образом:
- предварительно выбирается сечение проводника по потере напряжения;
- выбранное сечение проверяется на термическую стойкость и невозгорание.
Выбор проводников в остальных цепях выполняется в следующем порядке:
- предварительно выбирается сечение проводника по длительно допустимому току;
- выбранное сечение проверяется по потере напряжения;
- выбранное сечение проверяется на термическую стойкость и невозгорание.
Предварительный выбор сечения проводника Sпр (по потере напряжения) в цепях кратковременной нагрузки можно выполнить следующим способом:
Sпр ≥ (ρ*Imax*lΣ*10-2) / ((n*umin-Umin.доп)*nпр),
где ρ=1,85*10-2 Ом∙мм2/м — удельное сопротивление меди;
lΣ — суммарная длина проводников в цепи от аккумуляторной батареи до клемм нагрузки, м;
umin — напряжение аккумулятора в конце разряда, мы принимаем 1,8 В/эл (в случае отсутствия данных допускается принимать 1,9 В/эл);
Umin.доп — минимально допустимое напряжение на клеммах нагрузки, учтём, как 0,8*220 В (принимается по технической документации нагрузки);
nпр — количество параллельных проводников в одном полюсе, по умолчанию принимается равным 1.
Если выбранное сечение превышает 185 мм2, то требуется увеличить число параллельных проводников nпр и повторить выбор.
Предварительный выбор сечения проводников Sпр (по длительно допустимому току Iдл.доп) в цепях питания постоянной и временной нагрузки:
Iдл.доп ≥ (Iп+Iвр) / (nпр*kt),
где kt — поправочный коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды.
Наименование оборудования | Предварительное сечение проводника Sпр, мм2 | Марка кабеля (провода) | Iдл.доп, А | Условие по длительно допустимому току | R, мОм/м | Длина, м | Rпр, мОм |
---|---|---|---|---|---|---|---|
АБ-БВП | 4,32 | КГнг(A)-LS 1*120 | 300 | соответствует | 0,15 | 15 | 4,40 |
БВП-ЩПТ | 22,09 | ВВГнг(A)-LS 3*120 | 300 | соответствует | 0,15 | 25 | 58,67 |
ШУ ОПУ | 0,04 | ВВГЭ(А)нг-LS 2х4 | 38 | соответствует | 4,40 | 20 | 176,00 |
ШП ОРУ | 38,37 | ВВГЭ(А)нг-LS 2х50 | 211 | - | 0,35 | 100 | 70,40 |
ШС ОПУ | 0,04 | ВВГЭ(А)нг-LS 3х4 | 38 | соответствует | 4,40 | 20 | 176,00 |
3. Проверка проводников по потере напряжения
Напряжение в конце каждого участка Uк определим на основании значения напряжения в его начале Uн:
Uк = Uн - Iр*Rпр,
где считается правильным учитывать двойное значение сопротивления участка цепи Rпр (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:
ΔU ≤ 5%
Наименование оборудования | Uн, В | Iр, А | Длина, м | Uк, В | ΔU (от 220В), % | Падение напряжение |
---|---|---|---|---|---|---|
ЩПТ «-120» | 260,00 | 244,00 | 40 | 257,85 | -17,1 | в норме |
ЩПТ «-104» | 230,00 | 174,46 | 40 | 227,44 | -3,38 | в норме |
ШУ ОПУ | 227,44 | 0,08 | 20 | 227,41 | -3,37 | в норме |
ШП ОРУ | 257,85 | 244,00 | 100 | 223,50 | -1,59 | в норме |
ШС ОПУ | 227,44 | 0,1 | 20 | 227,41 | -3,37 | в норме |
4. Выбор защитных аппаратов
Выбор и проверка защитных аппаратов СОПТ осуществляется в следующем порядке:
- предварительный выбор аппарата по условиям применения: номинальному напряжению, номинальному току, климатическому исполнению, категории размещения;
- выбор защитной характеристики аппарата;
- проверка отстройки от токов кратковременной нагрузки;
- проверка защитных аппаратов на чувствительность;
- проверка защитных аппаратов на селективность;
- проверка защитных аппаратов на быстродействие;
- проверка защитных аппаратов на отключающую способность.
Выбор номинального тока Iном защитного аппарата производится по выражению:
Iном ≥ Iп + Iвр + 0,4*Imax
Для защитного аппарата в цепи зарядного устройства:
Iном ≥ kпер*Iном.ЗУ
где Iном.ЗУ — номинальный выходной ток зарядного устройства, А,
kпер — коэффициент, учитывающий возможность перегрузки зарядного устройства, принимается равным 1,15.
Проводники в зоне защиты аппарата должны соответствовать условию:
Iдл.доп ≥ Iном
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.
Наименование оборудования | Iр, А | Iном, А | Хар-ка пр-ля | Время откл. при Iр, с | Откл. способность Icu, кА | Сопр. пр-ля общая Rкс, Rтк, мОм | Потеря мощности в полюсе пр-ля, Вт |
---|---|---|---|---|---|---|---|
БВП «+» | 415,00 | 160 | gG | 300 | 10 | 1,42 | 36,30 |
БВП «-104» | 174,46 | 160 | gG | >1000 | 10 | 1,42 | 36,30 |
БВП «-120» | 244,00 | 160 | gG | >1000 | 10 | 1,42 | 36,30 |
ШУ ОПУ | 0,082 | 10 | gG | >1000 | 7 | 270,00 | 13,50 |
ШП ОРУ | 244,00 | 63 | gG | 30 | 7 | 9,12 | 18,10 |
ШС ОПУ | 0,095 | 6 | gG | >1000 | 7 | 794,44 | 14,30 |
7. Расчёт токов короткого замыкания
Ток КЗ при питании от батареи определяется по формуле:
Iкз.АБ = EАБ / (RАБ+Rвш),
где EАБ и RАБ рассчитываются по условиям, указанным выше,
а в Rвш 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
Iкз = Iкз.АБ + Iуст * 1/(1+Rвш/RАБ),
где Iуст — уставка ЗВУ по току перегрузки, в нашем случае Iуст=80А.
В дальнейшем нам понадобятся значения и металлического, и дугового КЗ на защищаемых участках, поэтому сведём их в таблицу
Наименование оборудования | RАБ, мОм при Rвш в начале КЛ | RАБ, мОм при Rвш в конце КЛ | Rвш, мОм в начале КЛ | Rвш, мОм в конце КЛ | Iкз.мет, кА в начале КЛ | Iкз.мет, кА в конце КЛ | Iкз.дуг, кА (Кд=0,5-0,54) в начале КЛ | Iкз.дуг, кА (Кд=0,52-0,57) в конце КЛ |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
ШУ ОПУ | 70,2 | 70,2 | 572,8 | 748,8 | 0,323 | 0,254 | 0,162 | 0,134 |
ШП ОРУ | 60,0 | 60,0 | 38,4 | 108,8 | 2,171 | 1,408 | 1,086 | 0,732 |
ШС ОПУ | 70,2 | 70,2 | 1621,7 | 1797,7 | 0,123 | 0,111 | 0,061 | 0,061 |
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 Кч. Методика его вычисления и допустимые значения в СОПТ схожи с расчётами в сети переменного тока⎘ — не будем останавливаться на этом.
Расчётное условие | Значение |
---|---|
Расчётная схема | Ремонтная |
Расчётное место | Конец основной/резервной зоны защиты |
Расчётный вид | Дуговое |
Расчётный момент времени | Время срабатывания защитного аппарата |
Предшествующий режим | Зарядные устройства отключены, аккумуляторная батарея разряжена |
Если чувствительность АВ не обеспечивается, предпринимаются следующие мероприятия, в порядке приоритета:
- выбирается АВ с меньшим током срабатывания, с защитной характеристикой Z;
- выбирается АВ с меньшим номинальным током;
- вместо АВ используются плавкие предохранители;
- 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.
Расчётное условие | Минимальный ток КЗ | Максимальный ток КЗ |
---|---|---|
Расчётная схема | Нормальная | |
Расчётная точка | Конец общей зоны защиты | Начало общей зоны защиты |
Расчётный вид | Дуговое | Дуговое |
Расчётный момент времени | Начальный момент | |
Предшествующий режим | Зарядные устройства отключены, аккумуляторная батарея разряжена | Зарядные устройства включены, аккумуляторная батарея заряжена |
10. Проверка защитных аппаратов на быстродействие
Проверка быстродействия отключающих защитных аппаратов включает в себя:
- проверку обеспечения термической стойкости и невозгорания проводников в основной и резервной зонах защиты соответственно;
- проверку по продолжительности провалов напряжения.
Проверка проводника на термическую стойкость и невозгорание выполняется ниже.
Для выполнения проверки по продолжительности провалов:
- рассчитывают ток КЗ для двух наборов расчётных условий;
- определяют продолжительность провала напряжения по среднему значению времени отключения КЗ, согласно защитной характеристике аппарата.
Расчётное условие | Набор 1 | Набор 2 |
---|---|---|
Расчётная схема | Нормальная | |
Расчётное место | Начало основной зоны защиты | Конец основной зоны защиты |
Расчётный вид | Дуговое | Металлическое |
Расчётный момент времени | Начальный момент | |
Предшествующий режим | Зарядные устройства включены, аккумуляторная батарея заряжена |
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
Расчётное условие | Значение |
---|---|
Расчётная схема | Нормальная |
Расчётное место | Клеммы проверяемого аппарата защиты со стороны источника |
Расчётный вид | Металлическое |
Расчётный момент времени | Начальный момент |
Предшествующий режим | Зарядные устройства включены, аккумуляторная батарея заряжена |
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:
Sтер. min = Iкз max*√tоткл / С,
где С — параметр, значение которого зависит от материала шин.
Расчётное условие | Набор 1 | Набор 2 |
---|---|---|
Расчётная схема | Нормальная | |
Расчётное место | Начало КЛ | Конец КЛ |
Расчётный вид | Дуговое | Металлическое |
Расчётный момент времени | Начальный момент | |
Предшествующий режим | Зарядные устройства включены, аккумуляторная батарея заряжена |
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⎘.
Наименование оборудования | Сечение S, мм2 | Iкз.мет в конце КЛ, кА | Iкз.дуг в начале КЛ, кА | tоткл.осн при кз мет в конце КЛ, с | tоткл.осн при кз дуг в начале КЛ, с | Пара- метр С |
Sтерм.min при кз мет в конце КЛ, мм2 | Sтерм.min при кз дуг в начале КЛ, мм2 | Условие термической стойкости |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
ШУ ОПУ | 4,0 | 0,254 | 0,162 | 0,010 | 0,050 | 140 | 0,18 | 0,26 | удовлетворяет |
ШП ОРУ | 50,0 | 1,408 | 1,086 | 0,025 | 0,070 | 140 | 1,59 | 2,05 | удовлетворяет |
ШС ОПУ | 4,0 | 0,111 | 0,061 | 0,030 | 0,200 | 140 | 0,14 | 0,20 | удовлетворяет |
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:
- использовать плавкие предохранители, обеспечивающие ближнее резервирование, вместо автоматических выключателей;
- увеличить сечение защищаемого проводника.
14. Карта селективности
ВЫВОД
В этой статье мы определили перечень исходных параметров, необходимый для расчёта СОПТ. Выполнили подбор и проверку проводников. Определили тип и характеристики аппаратов защиты, а также соответствие их расчётным значениям. Теперь с большей уверенностью можно заявить, что нештатных ситуаций в СОПТ на подстанции (или электростанции) не случится.
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.
СОДЕРЖАНИЕ:
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 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 = (Imax*Тmax + Iуст*Туст) / (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
Характер нагрузки | Состав нагрузки |
---|---|
Постоянная нагрузка (Iп) | |
Временная нагрузка (Iвр) |
|
Толчковая нагрузка (Imax) |
|
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 = (Imax*Тmax + Iуст*Туст) / (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.
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
№ 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.
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.
СОДЕРЖАНИЕ:
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.
Наименование оборудования | Uвн, кВ | Uнн, кВ | R1, мОм | X1, мОм |
---|---|---|---|---|
1 СШ 35 кВ | 35.0 | 0.4 | 0.004 | 0.113 |
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 |
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)
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 |
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
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
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
6. Проверка аппаратов защиты
Проверка осуществляется по отключающей способности
Icu > Iкз max
и чувствительности к току КЗ
Iкз min/Iсо ≥ 1,25
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
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 = Qн*еk+228*|еk-1|,
где
k = b*I2кз max*(tоткл.рез+0,01) / S2
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 |
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
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:
- Автоматические выключатели и силовые кабели выбраны правильно, отключающей способности и термической стойкости соответствуют.
- По проверке на невозгорание все кабели соответствуют требованиям.
- Сечение головного участка принято большего сечения для соблюдения требований термической стойкости и невозгорания.
- 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.
- Падение напряжения в линиях не превышает допустимого.
- 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.
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.
СОДЕРЖАНИЕ:
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 = 31,52‧3 = 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 = 31,52‧3 = 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 3Р 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:
- Постановление Правительства № 937 от 13.08.2018 Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем⎘.
- Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации⎘.
- Приказ Минэнерго России № 81 от 08.02.2019 Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансфоматоров, установленных на объектах электроэнергетики⎘.
- ГОСТ 31996-2012 Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на ном. напряжение 0,66; 1 и 3 кВ⎘.
- СТО 56947007-29.240.55.143-2013 Методика расчёта предельных токовых нагрузок по условиям сохранения мех. прочности проводов и допустимых габаритов ВЛ⎘.
- ГОСТ Р 58670-2019 Расчёты электроэнергетических режимов⎘.
- СП 131.13330.2012 (СНиП 23-01-99) Строительная климатология⎘.
- Рожкова, Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. 1987⎘.
- Кабышев, Обухов. Расчёт и проектирование систем электроснабжения. 2006⎘.
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.
СОДЕРЖАНИЕ:
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!
- отсутствие дуговых перенапряжений;
- исключение повреждений измерительных ТН из-за феррорезонансных явлений;
- простая реализация релейной защиты;
- отсутствие необходимости в немедленном отключении ОЗЗ (при высокоомном заземлении нейтрали);
- относительная электробезопасность (при низкоомном заземлении нейтрали с отключением места повреждения).
- необходимость отключения ОЗЗ (при низкоомном заземлении);
- 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.
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)
IRΔ = 3UНН / RΔ. (8)
Итоговый ток однофазного замыкания на землю
Iозз = √(IR2+IС2) ≥ √2*IС. (9)
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 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 = КЧ*КН*КБР*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)
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.
ССЫЛОЧНАЯ ЛИТЕРАТУРА:
- 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»⎘.
- СТО Ленэнерго 18-2013. Руководящие указания по выбору режима заземления нейтрали в электрических сетях напряжением 6-35 кВ⎘.
- Евдокунин Г.А. Возможные способы заземления нейтрали сетей 6–10 кВ. Новости электротехники, № 24, 2003⎘.
- 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⎘.
- Телегин А.В., Ширковец А.И. Проблематика замыканий на землю и режим заземления нейтрали в сетях среднего напряжения стран Европы и Америки. Наука, 2012⎘.
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.
СОДЕРЖАНИЕ:
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.
- возможность сохранения их в работе при ОЗЗ;
- большая вероятность самоликвидации замыкания на землю;
- 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.
- дуговые перенапряжения и, как следствие, пробои в неповреждённых фазах при ОЗЗ;
- возникновение резонанса в сети и, как следствие, выход из строя ТН при ОЗЗ;
- большая вероятность развития многоместных замыканий при ОЗЗ в смежных кабелях;
- сложность работы РЗ от ОЗЗ и отыскания места повреждения;
- вероятность поражения людей и животных при ОЗЗ;
- 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).
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:
- наличия вращающихся электрических машин;
- величины однофазного тока замыкания на землю;
- схемы построения РЗ от замыканий на землю;
- электрической прочности изоляции электрооборудования;
- возможности резервирования нагрузки;
- электробезопасности;
- наличия явновыведенной нейтрали сети;
- 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 ICΣ — второй по значимости фактор, от которого зависит выбор нужного направления. Об этом нашими соотечественниками написано много материалов. Если попытаться сформулировать кратко, то при ICΣ≤10А рекомендуется высокоомное заземление, при ICΣ>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:
- Фишман В.С. Нейтраль распределительных сетей. Какое решение предпочтительнее? Новости электротехники, № 84, 2013⎘.
- 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»⎘.
- 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⎘.
- Телегин А.В., Ширковец А.И. Проблематика замыканий на землю и режим заземления нейтрали в сетях среднего напряжения стран Европы и Америки. Наука, 2012⎘.
- Цапенко Е.Ф. Замыкания на землю в сетях 6-35 кВ. 1986⎘.
- Емельянов Н.И., Ширковец А.И. Актуальные вопросы применения резистивного и комбинированного заземления нейтрали в электрических сетях 6–35 кВ. Энергоэксперт, № 2 — 2010⎘.
РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ
Новая литий-серная батарея имеет плотность энергии 700 Втч/кг
Прочитать о ней можно в нашем канале