Pollife.ru

Стройка и ремонт
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Принципиально расчёты электрических сетей базируются на тех же законах, что и расчёты любой иной цепи переменного тока. Однако специфика электрических сетей в энергетических системах такова, что непосредственное использование приёмов расчёта электрических цепей, известных из электротехники, является весьма затруднительным.

Следовательно, возникает объективная необходимость применить замещение реальных электрических сетей их расчётными схемами. В схемах замещения как собственно линии электропередачи, так и трансформаторы (автотрансформаторы) заменяют набором активных и реактивных сопротивлений и проводимостей. Величины этих сопротивлений и проводимостей, очевидно, должны быть такими, чтобы обеспечивать достоверные результаты расчёта режимов электрических сетей и систем.

Кроме того, введение любого элемента в схему замещения должно быть убедительно обосновано, исходя из физических процессов, сопровождающих передачу и преобразование электрической энергии. Наряду с очевидным различием между линиями электропередачи, предназначенными лишь для транспортировки электроэнергии, и трансформаторами, которые помимо передачи электроэнергии ещё обеспечивают преобразование её параметров, можно обнаружить достаточно признаков, общих для обеих категорий. Это последнее обстоятельство в известной степени обеспечивает унифицированный подход при замещении в расчётных схемах электрических сетей как собственно линий электропередачи, так и трансформаторов (автотрансформаторов), являющихся непременными звеньями на пути транспортировки электроэнергии от её производителя к потребителю.

В большинстве случаев можно полагать, что параметры линии электропередачи или, иными словами, активные и реактивные сопротивления и проводимости равномерно распределены по её длине. Для линии сравнительно небольшой длины распределённость параметров можно не учитывать и использовать сосредоточенные параметры: активное rл и реактивное хл сопротивления линии, активную gл и реактивную bл – проводимости линии.

ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Воздушные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше при длине до 300 — 400 км обычно представляются П-образной схемой замещения (рис. 2.1).

Активное сопротивление определяется по формуле

где rо – удельное сопротивление, Ом/км (при температуре провода +20 о С);

l – длина линии, км.

Для электрических сетей, выполненных из цветного металла, при частоте fс = 50 Гц влияние поверхностного эффекта очень незначительно. Поэтому в расчётах таких сетей активное сопротивление проводов принимают равным их омическому сопротивлению (или сопротивлению постоянному току).

Определение активного сопротивления стальных проводов, применяемых для сетей переменного тока, поскольку эти провода представляют собою ферромагнитный материал, отличается от расчётов сопротивления проводов из цветного металла.

Активное удельное сопротивление для сталеалюминиевых проводов определяется по таблицам в зависимости от поперечного сечения. При температуре провода, отличной от +20°С, сопротивление линии уточняется по известным из курса “Электротехнические материалы” формулам.

Реактивное сопротивление определяется следующим образом

где x – удельное реактивное сопротивление, Ом/км.

Это сопротивление обусловлено переменным магнитным полем, возникающим вокруг проводов линии электропередачи при протекании по ним переменного тока.

Чем больше расстояние между проводами и меньше диаметр провода, тем больше индуктивное сопротивление линии.

Удельные индуктивные сопротивления фаз воздушной линии в общем случае различны. При расчетах симметричных режимов используют среднее значение x:

где rпр – радиус провода;

Dср – среднегеометрическое расстояние между фазами, определяемое соотношением

где Dab; Dbc; Dca – расстояния между проводами соответствующих фаз “a”, “b”, “с”.

Для наиболее распространенных способов расположения фаз характерно одно из двух (рис. 2.2) их размещений.

При размещении параллельных цепей на двухцепных опорах потокосцепление каждого фазного провода определяется токами обеих цепей. Отличие хо одной цепи при учёте и не учете влияния другой цепи не превышает 6 % и не учитывается при практических расчётах.

В ЛЭП при Uн ≥ 330 кВ провод каждой фазы расщепляется на несколько проводов, что соответствует увеличению эквивалентного радиуса провода.

В выражении (2.2) вместо rпр используется

где rэк – эквивалентный радиус провода;

аср – среднеарифметическое расстояние между проводами одной фазы;

nф – число проводов в одной фазе.

Для линии с расщеплёнными проводами последнее слагаемое в (2.2) уменьшается в “nф” раз, т.е. имеет вид 0,0157/ nф.

Активное удельное сопротивление расщеплённой фазы определяется так:

где ro,пр – удельное сопротивление провода данного сечения, определённое по справочным таблицам.

Для сталеалюминиевых проводов хо определяется по справочным таблицам в зависимости от сечения, для стальных – в зависимости от сечения и тока.

Интересно отметить, что расщепление проводов фаз в России впервые было применено в пятидесятые годы на ЛЭП Самара – Москва, в каждой фазе которой подвешены три провода марки АСО – 480 с расстоянием между проводами 400 мм. Это позволило снизить индуктивное сопротивление приблизительно на (25-30)%.

Активная проводимость соответствует двум видам потерь мощности: от тока утечки через изоляторы и на корону.

Токи утечки через изоляторы малы и потерями мощности в них можно пренебречь.

Явление короны заключается в том, что, если напряжённость электрического поля вокруг проводов вследствие приложенного к ним напряжения превышает величину электрической прочности воздуха, равную 21,2 кВ/см (2,12 кВ/мм) при температуре +25 о С, нормальных давлении и влажности, то вокруг проводов возникает ионизация воздуха, проявляющаяся в виде фиолетового свечения, характерного шипящего треска и сопровождающееся запахом озона.

Ионизация воздуха (явление короны) связано с потерями активной мощности. Напряжение, при котором возникают потери на корону, называются коронным или критическим напряжением короны.

Критическое фазное напряжение короны равно:

где mo – коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода; для одно-проволочных проводов mo = 0,93…0,98, а для многопроволочных mo = 0,83…0,87;

mn – коэффициент, учитывающий состояние погоды; при сухой и ясной погоде mn = 1; при плохой погоде (туман, иней, гололёд, дождь, снежная буря) mn = 0,8;

δ = — коэффициент, учитывающий атмосферное давление в и температуру воздуха υ ; при в = 76 см. рт. ст. и υ = 25 о С коэффициент δ = 1;

r – наружный диаметр провода (см) (определяется по стандарту на провода);

D – расстояние между осями проводов (см).

Критическое междуфазное напряжение короны

Потери на корону наступают при совпадении напряжения линии с критическим напряжением короны и возрастают по мере увеличения напряжения сверх критического.

Поэтому для выяснения, будет ли в данной ЛЭП потеря мощности на корону, необходимо подсчитать величину критического напряжения короны и сравнить её с величиной рабочего напряжения линии U.

Читайте так же:
Выключатель света шкода фабия

Из (2.5) следует, что наиболее радикальным средством снижения потерь мощности на корону (по существу, на исключение короны) является увеличение радиуса провода “r”. В связи с этим существуют нормативы, ограничивающие по минимуму сечение проводов: на 110 кВ – 70 мм 2 ; на 150 кВ – 120 мм 2 ; на 220 кВ – 240 мм 2 .

Как уже отмечалось, при U ≥ 330 кВ практикуется расщепление провода каждой фазы на несколько проводов, что соответствует увеличению эквивалентного радиуса провода.

Как следствие, согласно (2.5), этот приём вызывает увеличение напряжения короны и в соответствии с (2.7) приводит к уменьшению потерь мощности на корону. Эти потери имеют достаточно высокий уровень. В частности, для нерасщеплённых проводов на ВЛ 330 кВ потери достигают 2-4 кВт/км, а на ВЛ 750 кВ (даже при расщеплении фазы на пять проводов) уровень потерь на корону 9-16 кВт/км.

Что касается расстояния между проводами “D”, то, входя под знак логарифма, оно влияет на коронное напряжение незначительно. Физически это объясняется тем, что при увеличении диаметра провода плотность электрического поля у поверхности провода уменьшается в гораздо большей степени, чем от увеличения расстояния между проводами.

К тому же увеличение расстояния между проводами значительно повышает стоимость ЛЭП и для снижения потерь на корону не применяется.

Величина потерь активной мощности на корону во всех трёх фазах при напряжении U с частотой fc = 50 Гц определяется по эмпирической формуле

Активная проводимость, отнесённая к 1км длины линии, может быть найдена из выражения

Формулы (2.5) и (2.7) для определения Uкр,ф и к справедливы для ЛЭП с расположением проводов трёхфазной линии в вершинах равностороннего треугольника.

При расположении проводов в одной плоскости корона на среднем проводе наступает при напряжении на 4% меньшем, а на крайних — на 6% большем, чем Uкр, подсчитанное по (2.5) для расположения проводов в вершинах равностороннего треугольника. Явление короны недопустимо в ЛЭП не только из-за потерь мощности, которые при определённых условиях могут достигать ощутимых значений, но и из-за вызываемых этим явлением коррозии проводов, радиопомех и вредного влияния на провода связи (здесь можно предположить и наличие проводной связи с использованием проводов самой ЛЭП, полагая, в частности, диспетчерскую связь через провода ЛЭП).

В практике проектирования электрических сетей с U ≤ 220 кВ потери на корону не учитываются. В сетях с U > 330 кВ определение потерь мощности при расчёте оптимальных режимов включает в себя и расчёт потерь на корону.

Ёмкостная проводимость линии обусловлена наличием частичных емкостей у каждого из проводов линии как к другим проводам, так и к земле (рис. 2.3).

Рабочая ёмкость провода составляется из частичных ёмкостей и представляет собой отношение всего количества электричества, соответствующего всем силовым линиям, исходящим от данного провода, к другим проводам и к земле, к потенциалу этого провода или, короче говоря, отношение заряда данного провода к его потенциалу. Понятие рабочей ёмкости справедливо лишь для симметричной системы, какой является трёхфазная ЛЭП с расположением проводов в вершинах равностороннего треугольника при достаточной удалённости проводов от земли.

В несимметричной трёхфазной ЛЭП понятием рабочей ёмкости можно пользоваться лишь при условии, что на линии осуществлён полный цикл транспозиции проводов. При этом влиянием на ёмкость земли, соседних проводов и тросов пренебрегают.

Эти допущения дают погрешность в определении рабочей ёмкости воздушных трёхфазных линий в наиболее неблагоприятном случае не более 5 %, что в большинстве случаев допустимо.

В практических расчётах ёмкость воздушной трехфазной линии определяется по формуле:

где Dср и r – соответственно среднее расстояние между осями проводов и радиус провода.

Ёмкостная проводимость линии “bл”, обусловленная ёмкостями между проводами разных фаз и ёмкостью провод-земля, определяется следующим образом

где b — удельная ёмкостная проводимость, См/км;

l – длина линии, км.

Величина “b” находится по справочным таблицам, либо по формуле

Наличие ёмкости проводов вызывает в линии ток, создаваемый приложенным к линии переменным напряжением и соответственно переменным электрическим полем, под влиянием которого происходит перемещение электрических зарядов. Этот ток называется емкостным или зарядным током линии.

Численно удельный ёмкостный – реактивный – ток может быть определён по формуле

где U – междуфазное напряжение, В.

Величина ёмкостного тока на единицу длины при равномерно распределённой ёмкости (bо = const) зависит от величины напряжения в каждой точке линии и поскольку напряжение меняется вдоль линии по величине и по фазе, то также по величине и фазе меняется и ёмкостной ток.

Однако в практических расчётах этим обстоятельством обычно пренебрегают и вместо действительного напряжения принимают номинальное напряжение сети. Ёмкостный ток в начале линии состоит из суммы единичных ёмкостных токов и поэтому ёмкостный ток возрастает от конца к началу линии пропорционально длине линии.

Ток же, обусловленный нагрузкой, не зависит от длины линии. Так как суммарный ток линии определяется геометрическим сложением в каждой точке линии тока нагрузки и ёмкостного тока, то он имеет величину, изменяющуюся по длине линии.

Дата добавления: 2017-06-13 ; просмотров: 6226 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Что такое изолированная нейтраль

Электрическая сеть – совокупность электроустановок, обеспечивающих передачу тока. Работа сети во многом определяется режимом работы нейтралей генераторов или трансформаторов. Используется изолированная нейтраль либо замыкающая.

Понятие изолированной нейтрали

Чаще всего потребитель сталкивается с заземляющей нейтралью. Она присоединяется к заземляющему контуру непосредственно или через аппарат с малым электрическим сопротивлением. Изолированная нейтраль – это нейтраль, которая не присоединена к заземлению либо же подключается через устройство с большим диэлектрическим сопротивлением.

Во время работы сети постоянно возникают утечки тока. Они становятся причиной 2 типов замыканий: на землю и на корпус. Первый вариант – это случайное соединение частей приборов, находящихся под напряжением, с частями, не изолированными от земли. Второй – контакт частей энергоустановки, находящихся под напряжением, с частями, не находящимися под напряжением в нормальном режиме.

  • Если ток замыкания прибора на землю и корпус не превышает 500 А, он называется установкой с малыми токами замыкания на землю. С такими токами и работают линии с напряжением до 1 кВт и выше с изолированной нейтралью трансформатора или генератора. Чаще всего это 3-фазные системы с линейным напряжением в 220,380 и 660 В.
  • Если ток замыкания на корпус или землю больше 500 А, это установка с большими токами замыкания. Такое оборудование работает с глухозаземленной нейтралью при напряжении 110 кВ и выше.
Читайте так же:
Дистанционный выключатель освещения 1000 вт

Режим работы нуля определяет уровень изоляции, величину напряжения и тока, условия включения и выключения защитного реле, выбор обслуживающей аппаратуры и прочее.

По уровню безопасности все установки разделяются на сети до 1000 В включительно и свыше 1000 В.

Сети до 1 кВ

Провод сети с изолированной нейтралью можно рассматривать как протяженный конденсатор. На воздушных контурах обкладками конденсатора выступают проводник и земля, а диэлектриком становится воздух. При укладке в землю обкладками являются жила и металлическая оболочка, а диэлектриком – изоляция. По отношению к земле провод обладает некоторым сопротивлением и некоторой электрической емкостью. Это означает, что при штатном режиме работы через землю и сопротивление изоляционной оболочки протекает ток утечки, а через конденсаторы – емкостные токи.

В исправной сети геометрическая сумма токов равна нулю. Сами токи невелики и на работу электроустановок влияния не оказывают.

  • Если возникает замыкание одной из фаз на землю, последняя превращается в «поврежденную фазу», а между работающими фазами возникает линейное напряжение. Под его влиянием через места замыкания и землю протекают токи утечки и емкостные токи рабочих фаз. Величина тока замыкания увеличивается в 3 раза.
  • Если замыкание не металлическое, в этом месте появляется перемежающаяся дуга. Она гаснет и загорается при силе от 5 до 10 А и часто приводит к глубокому пробою изоляции. А так как неметаллическое замыкание – это чаще всего контакт человека с корпусом прибора или проводом, это явление представляет еще большую опасность.

В сетях с изолированной нейтралью для уменьшения токов замыкания нейтрали заземляют через дугогасящие катушки. Но такой вариант неприменим в электроустановках, где требования к безопасности повышенные – в угольных шахтах, на торфоразработках.

Допускается работа электросетей с однофазным замыканием в течение не более 2 часов. Затем необходимо отключить источник питания и найти повреждение.

Сфера применения

Сеть с изолированной нейтралью применяется на участках, где требуется поддерживать высокую безопасность, но не останавливать работу при однофазном замыкании:

  • шахты, рудники, карьеры;
  • морские суда, газо- и нефтедобывающие платформы, где заземление невозможно;
  • метро;
  • цепи управления и освещения подъемных механизмов, например, кранов;
  • дизельные, газовые, бензиновые генераторы, в том числе и бытовые.

Изолированную нейтраль допускается использовать, когда вторичные обмотки трансформатора соединены по схеме треугольника. Такое же решение используется при невозможности отключить электричество при аварии.

Значения суммарного емкостного тока секций РУ НН 10 кВ.

Емкостной ток для ВЛ-10 кВ: , (6.8.1)

Емкостной ток для КЛ-10 кВ: , (6.8.2)

Где UНОМ.С =10 кВ. LВЛ и LКЛ – длины кабельной и воздушной линий. К= 10 – поправочный коэффициент для кабелей с Б/м изоляции. К= 5 – поправочный коэффициент для кабелей из СПЭ-изоляции. По полученным данным от персонала ЭТЛ с согласия руководства филиала «Южные электрические сети» компании ОАО «МОЭСК» – известны полученные при опытах в ЭТЛ суммарные емкостные токи секций шин РУ 10 кВ на момент до реконструкции.

Суммарные емкостные токи секций РУ НН до реконструкции

Секция РУ НН 10 кВЕмкостной ток секцииРежим нейтрали
Секция №1 (тр-р №1)5,6 АИзолированная
Секция №2 (тр-р №2)14,2 АИзолированная
Секция №3 (тр-р №1)22,5 АИзолированная
Секция №4 (тр-р №2)9 АИзолированная

Сравнивая формулы (6.8.1) и (6.8.2), видно, что после реконструкции с полной заменой КЛ с Б/м изоляции (около 80% по суммарной длине от всех КЛ) на кабели из СПЭ-изоляции – при этом суммарный емкостной ток вырастет в 2 раза на каждой КЛ. Таким образом, можно ввести поправочный коэффициент К=1,8 и тогда получу данные емкостных токов секций после реконструкции (таблица 6.8.3 – обозначены жирным шрифтом).

Суммарные емкостные токи секций после реконструкции

Секция РУ НН 10 кВЕмкостной ток секцииЕмкостной ток секции
Секция №1 (тр-р №1)5,6 А10,08 А
Секция №2 (тр-р №2)14,2 А25,56 А
Секция №3 (тр-р №1)22,5 А40,5 А
Секция №4 (тр-р №2)9 А16,2 А

Вывод: Значения емкостных токов всех 4 секций превысят 10 А после реконструкции и учитывая преобладание КЛ в сети 10 кВ – выбираю способ заземления нейтрали через ДГР.

Выбор ДГР

В качестве ДГР буду использовать комбинированный ДГР (то есть совмещенный с трансформатором подключения в одном баке) типа ASRC, производимый чешской компанией «EGE». Особенности данного типа ДГР: – Автоматическое определение емкостного тока сети и его плавную автоматическую компенсацию (от 10% до 100% от тока компенсации). – Комплектование цифровыми регуляторами REG-DPA с высокой чувствительности по напряжению 3U (в диапазоне 0,1–120 В). Регулятор обеспечивает высокое удобство эксплуатации (вычисляет емкостной ток сети; активную составляющую в токе замыкания; отображает на дисплее резонансную кривую сети и в виде засечки на ней текущую позицию реактора; обеспечивает автоматическое слежение за изменением емкости сети). – Комплектование шунтирующим низковольтным резистором, который включается во вторичную силовую обмотку реактора напряжением 500 В, что дает возможность организовать автоматический поиск присоединения с ОЗЗ. Номинальный активный ток, создаваемый шунтирующим резистором только в поврежденном фидере, составляет не менее 10% от максимального тока компенсации ДГР. Допустимое время протекания номинального тока в шунтирующем резисторе варьируется в пределах 6–90 с. – Оснащение устройствами обогрева шкафа управления и привода, что обеспечивает эксплуатацию на ОРУ ПС без дополнительной защиты при зимних температурах до -45º С. – Оснащение газовом реле Бухгольца для контроля уровня масла в ДГР и защиты от внутренних повреждений, а также электроконтактные термометры для контроля температуры масла при работе в режиме ОЗЗ.

Читайте так же:
Выключатель птф с подсветкой

ДГР типа ASRC оснащен тремя обмотками: 1. Главная обмотка, которая изготавливается в соответствии с UНОМ.СЕТИ, QДГР и длительностью работы сети в режиме ОЗЗ. 2. Измерительная обмотка (U2.ИЗМ=100 В; I2.ИЗМ =3А) используется для автоматического управления ДГР и измерения величины напряжения на нейтрали U. 3. Специальная обмотка (UСПЕЦ= 500 В; QСПЕЦ =0,1· QДГР в течение 90 сек) применяется для кратковременного включения шунтирующего резистора, создающего активную составляющую в токе поврежденного присоединения, что обеспечивает его селективное определение при наличии соответствующей РЗ.

Расчет мощностей ДГР:

При выборе мощностей ДГР, которые будет устанавливаться единично на каждой секции, следует подчеркнуть, что расчетный емкостной ток будет равен емкостному току каждой из двух систем шин, то есть в случае, когда секционные выключатели замкнуты (случай выхода из строя одного из двух силовых трансформаторов).

Таким образом, суммируя значения емкостных токов секций (№1 и №2) и секций (№3 и №4) из таблицы 6.8.3 – получаю расчетные значения емкостных токов для выбора ДГР:

Таким образом, нахожу мощности устанавливаемых ДГР.

Где 1,25 – коэффициент с учетом развития сети 10 кВ. 5,77 – фазное напряжение сети 10 кВ. Из [21] выбираю ДГР одной мощности QДГР = 480 кВа. Мощность трансформатора подключения SНОМ.ТДГР ≥ QДГР и равна 500 кВа. Тогда мощность специальной обмотки для подключения резистора равна: QСПЕЦ =0,1· QДГР = 50 кВа. Диапазон токов компенсации ДГР от 8А до 83 А, то есть максимальное значение тока компенсации IL.MAX = 83 А. Номинальный активный ток резистора IR ≥ 0,1· IL.MAX и принять равным стандартному значению 10 А.

Тип ДГРASRC
Номинальная мощность480 кВа
Номинальное напряжение сети10 кВ
Настройка компенсацииплавная
РазмещениеОРУ – 110 кВ
Диапазон изменения тока компенсации8 – 83 А
Номинальный активный ток резистора10 А
Тип шунтирующего резистораSR 500V / 120 A/ 60 s
Цифровой регулятор реактораREG-DPA
ПриводМоторный MD1
Номинальная мощность трансформатора ТДГР500 кВа
Схема соединения обмоток ТДГРY / Δ
Производитель«EGE» (Чехия)

Марка кабеля, соединяющего ТДГР – АПвВнг-LS (3×16). Присоединение к секциям через КРУ серии КРУ-2–10 с выключателем типа ВВУ-СЭЩ-П-10–20/1000 У2.

Выбор ОПН

В качестве защиты оборудования ПС и ее изоляции от атмосферных и коммутационных перенапряжений нормативные документы разрешают использовать лишь ОПН (ограничители перенапряжения). В качестве рекомендаций [2], внешняя изоляция будет из полимерного материала. На ПС необходимо установить ОПН в количестве 32 штук: 1. На стороне 110 кВ – 8 штук. Из них 2 штуки – в нейтрали силовых трансформаторов параллельно с заземлителями. 6 штук – на тросы ввода трансформаторов. 2. На стороне 10 кВ – 24 штуки. 12 штук на каждую секцию в шкафах ТН и 12 штук на тросах выводов силовых трансформаторов. Таким образом, 12 штук ОПН будут во внутреннем исполнении, а остальные 20 штук – в открытом. Способ установки – «фаза-земля».

Для выбора типа ОПН на стороне 110 кВ необходимо найти наибольшее длительно допустимое напряжение на ОПН UНР.ОПН. Для данной ПС (не относиться к категории «особый случай» – смотри [15]) применима формула:

Где 1,05 – коэффициент запаса для сетей с эффективно-заземленной нейтралью. Используя сайт <5>, выбираю ОПН типа ОПН-П1–110/73/10/2 УХЛ1. Исполнение установки ОПН – на опоре линейного портала.

В качестве ОПН на стороне 10 кВ, устанавливаемые для защиты оборудования именно на ПС, компания ЗАО «ЗЭТО» предлагает ОПН типа ОПН-П1–10/12/10/2 УХЛ2. Исполнение установки ОПН – подвесное к тросам выводов трансформаторов.

Выбранные типы ОПН необходимо проверить по взрывобезопасности к максимальным токам КЗ, то есть IВЗ > IУД. Для стороны 110 кВ: IВЗ > 45,07 кА. Для стороны 10 кВ: IВЗ > 42,31 кА.

Характеристики ОПН ПС «Сорокино»

Выбор ТСН

В таблице 6.10.1 отображены потребители собственных нужд (СН) ПС и их суммарная нагрузка с учетом коэффициента спроса. Расшифровка обозначений таблицы: P – Номинальная активная мощность единичного потребителя СН (кВт). N – Количество единичных потребителей СН (шт.). PN — Суммарная активная мощность потребителя СН (кВт). КСПР – Коэффициент спроса на потребителя СН (о.е). cosφ – Коэффициент мощности потребителя СН (о.е). SРАСЧ – Расчетная нагрузка потребителя СН (кВа). SРАСЧ.Σ – Суммарная расчетная нагрузка всех потребителей СН (кВа).

Нагрузочные данные потребителей собственных нужд ПС

В соответствии с [1], очевидно, что на ПС будет достаточна установка двух ТСН. Их эксплуатацию можно осуществить следующими способами:

1. Один из двух ТСН питает всю нагрузку СН, а второй находится в автоматическом резерве.

2. Два ТСН работают совместно с загрузкой 50–70% от номинальной мощности ТСН. При этом секции шин 0,4 кВ питают нагрузку раздельно.

К установке принимаю второй вариант эксплуатации ТСН.

На реконструируемой ПС будет отсутствовать постоянный оперативный персонал, поэтому формула для выбора номинальной мощности ТСН такова:

Где SНОМ.ТСН – номинальная мощность ТСН. SРАСЧ.Σ =184,48 кВа – Суммарная расчетная нагрузка всех потребителей СН.

Таким образом, ближайшая стандартная мощность трансформатора равна 250 кВа. В соответствии с [2], ТСН будут с сухой изоляцией обмоток с установкой в комплектной двухтрансформаторной ПС СН.

Паспортные данные ТСН

ТСЗ-СЭЩ-250/10-УЗПБВ – 5 ступеней (±5%)
SНОМ = 250 кВа
UВН = 10 кВ
UНН = 0,4 кВМасса: 1185 кг
UK% = 4%Производитель: ЗАО «ГК «Электрощит» – ТМ Самара» (г. Самара)
Δ / Y -11Стоимость: 600 тысяч рублей

Марка кабеля, соединяющего ТСН – АПвВнг-LS (3×16). Присоединение к секциям через КРУ серии КРУ-2–10 с выключателем типа ВВУ-СЭЩ-П-10–20/1000 У2.

Технические характеристики комплектной ПС СН

Наименование2КТП-СЭЩ-СН-250/10/0,4 – УЗ
Мощность ТСН250 кВа
Уровень изоляции [ГОСТ 1516.3–96]Облегченная изоляция
Ток термической стойкости на стороне 10 кВ в течение 1 с20 кА
Ток динамической стойкости на стороне 10 кВ51 кА
Тип атмосферыII [ГОСТ 15150–69]
Сейсмостойкость9 баллов на 0 м по шкале MSK 64
Габариты:
Длина13,5 метра
Ширина12 метров
Высота22,7 метра

5.11 Выбор аккумуляторной батареи

В соответствии с [1], для получения постоянного оперативного тока на ПС 110 кВ и выше будут установлены две одинаковые аккумуляторные батареи (АБ) стационарной установки закрытого типа с жидким и экологически чистым диэлектриком, исключающими выделение водорода в режиме зарядки и исключающие содержание ядовитых ПХБ (полихлорированные бифенилы).

Читайте так же:
Какое потребление тока светодиодная лента

В соответствии с [2], на ПС будут установлены АБ типа Groe. Каждая из двух АБ будет находиться в отдельных блоках ОПУ. Емкость каждой из двух АБ сможет обеспечивать питанием всех потребителей СН в течение не менее 3 часов при отключенном зарядно-подзарядном устройстве (ЗПУ).

Для выбора модели АБ типа Groe, отличающееся между собой номинальной емкостью, необходимо рассчитать максимальное значение тока с низшей стороны ТСН. В случае отказа обоих ТСН, именно этот ток (ток суммарной нагрузки всех потребителей СН) каждая из двух АБ обязана генерировать своей емкостью даже без подзарядки от ЗПУ. Рассчитаем максимальный ток низшей стороны ТСН:

А; (6.11.1)

Выбираю АБ типа Groe модели SGL 31D с номинальной емкостью СНОМ =400 (А· час). Через 3 часа разряда емкость снизиться до 373 (А· час), таким образом, обеспечив требования [2].

Таблица 6.11.1 Технические характеристики АБ

Тип АБGroe (серия SGL-SGH)
Модель АБSGL 33D
Обозначение по стандарту DIN 4073816_GroE 400
Номинальная емкость при 20 °С400 А· час
Номинальное напряжение АБ220 В
Количество элементов в АБ110 шт.
Номинальное напряжение на одном элементе2 В
Рекомендуемое напряжение на одном элементе в режиме постоянного подзаряда АБ2,23 В
ЭлектролитРаствор серной кислоты
Производитель:«FIAMM» (Италия)

Выбор шинных конструкций

Последнее изменение этой страницы: 2019-04-10; Просмотров: 341; Нарушение авторского права страницы

Распределение емкостных токов при однофазном замыкании на землю.

При ОЗЗ нарушается равенство токов в фазах, то есть их симметрия. Как известно из курса ТОЭ любая несимметричная система токов может быть представлена как сумма трех симметричных составляющих: прямой, обратной и нулевой последовательности чередования фаз. Утроенный ток нулевой последовательности и будет составлять ток замыкания равен I (1) з =3 I (1)

Распределение токов нулевой последовательности удобно рассмотреть используя метод эквивалентного генератора. Для этого в месте ЗЗ (например, в конце линии L3, рис.6.2) необходимо мысленно объединить три фазы между собой и подключить к источнику фазного напряжения UФ. Под действием этого напряжения через распределенные емкости трех фаз всех линий начнут протекать токи нулевой последовательности.

Ток нулевой последовательности первой линии 3I (1) L1 «собирается» от ее распределенных емкостей и посылается через шины подстанции к месту замыкания (на рис.6.2 этот ток обозначен стрелкой с одной черточкой) Например, если длина линии L1 равна 5км (Uсети=10 кВ), то ее собственный емкостной ток I соб.L1 =3I (1) L1 ≈ 5 А. Если принять длину второй линии, например, равной 3 км , то ее собственный емкостной ток I соб.L2 =3I (1) L2 ≈ 3 А (стрелка с двумя черточками). На шинах подстанции эти токи суммируются и в линию L3 втекает уже 8 А.

В третьей линии к ним добавляется то собственный емкостной ток линии L3. Если принять ее длину например 1 км то ток I соб.L3 =3I (1) L3 ≈ 1 А (стрелка с тремя черточками). Подходя к месту замыкания все три тока суммируются и составляют ток замыкания на землю I (1) з ≈ 9А .

Если замыкание на землю произойдет в другом месте, например в конце второй линии, то распределение токов нулевой последовательности будет иным. В первой линии направление и величина тока не измениться. В третьей линии ток поменяется направление в сторону шин подстанции. Эти два тока проссумируются 3I (1) L1+ 3I (1) L 3≈ 6 Аи будут «втекать» в линию L2 и далее по линии L2 к месту ЗЗ. К этим токам добавиться собственный емкостной ток линии L2 3I (1) L2 ≈ 3 А. Таким образом в месте замыкания емкостной ток ЗЗ снова будут равен 9 А.

Из выше изложенного можно сделать два вывода:

Во — первых, величина тока ОЗЗ пропорциональна суммарной длине электрически связанных линий (в примере сумма длин трех линий равна 9 км и I (1) з ≈ 9А );

Во – вторых, величина емкостного тока ОЗЗ в начале каждой линии зависит от места замыкания. При замыкании на землю вне рассматриваемой линии,напримерL2,ее ток ОЗЗ в начале линии равен собственному емкостному току I соб.L2 ≈ 3 А). При ОЗЗ в рассматриваемой линии L2 ток в ее начале равен суммеемкостных токов всех других линий 3I (1) L1+ 3I (1) L 3≈ 6 А.

На изменении величины тока ОЗЗ в зависимости от места замыкания и основано действие селективной защиты от ЗЗ.

Трансформаторы нулевой последовательности, принцип работы.

Защита сети при помощи трансформаторов тока нулевой последовательности.
Трансформаторы тока представляют собой устройства, которые позволяют производить эффективную защиту цепи, а также полностью безопасные для технического персонала измерения. Это достигается благодаря изолированию первичной обмотки, через которую проходит ток от источника питания, от вторичной. Такие меры минимизируют любые возможные риски получения травм. Поэтому данные устройства довольно широко распространены в самых разных сферах, в которых задействуются электрические системы.

Принцип их работы основан на суммировании тока, протекающего во всех трех фазах участка. В номинальных условиях это значение должно равняться нулю. При замыкании одной из фаз, в цепи образуются токи нулевой последовательности, что сказывается на результате сложения фазных токов. Такое отклонение сразу отображается на измерительном приборе, подключенном к вторичной обмотке трансформатора. Таким образом, можно произвести своевременное отключение питания и устранение неисправности.

Наша компания предлагает трансформаторы тока нулевой последовательности измерительные, характеризующиеся высоким качеством сборки. Данный вид трансформаторов эффективно обеспечивает защиту необходимых участков цепи.

11.Назначения и основные требования к устройству АПВ.

Назначение АПВ

Многолетний опыт эксплуатации воздушных линий электропередачи показал, что значительная часть (70 – 80%) коротких замыканий вызванных набросами проводящих предметов, падениями деревьев, попаданием животных, схлестыванием проводов и другими причинам, при достаточно быстром отключении линии самоустраняется. Возникающая в месте КЗ электрическая дуга быстро гаснет, не оказывая серьезных повреждений, препятствующих повторному включению линии под напряжение. Такие самоустраняющиеся повреждения называют неустойчивыми. Значительно реже на воздушных линиях возникают устойчивые повреждения из-за обрыва провода или грозозащитного троса, поломки или падения опоры, обрыва или пробоя гирлянды изолятора.

Читайте так же:
Кабель провод с несущей жилой

Поиск места повреждения путем обхода воздушной линии оперативным персоналом требует значительных временных и материальных затрат. Учитывая выше приведенную долю приходящуюся на неустойчивые повреждения, целесообразно попробовать подать на линию напряжение не проводя ее осмотра.

При подаче напряжения на линию с самоустранившимся повреждением (неустойчивым повреждением) линия может продолжать работать. При подаче напряжения на линию с устойчивым повреждением вновь возникает КЗ и линия снова отключается защитой.

Повторное включение линии под напряжение может осуществляться как оперативным персоналом вручную, так и специальным автоматическим устройством. В первом случае время повторного включения, а следовательно и перерыв в электроснабжении, может занять от нескольких минут (на подстанциях с постоянным дежурным персоналом) до часов (выездной бригадой).

Во втором случае, с применением специального автоматического устройства называемого автоматом повторного включения (АПВ), перерыв в электроснабжении уменьшается до нескольких секунд. Применение АПВ позволяет существенно повысить надежность электроснабжения и значительно уменьшить ущерб от аварийных отключений.

Согласно ПУЭ [12] устройствами АПВ должны оборудоваться воздушные и смешанные (кабельно-воздушные) линии всех типов напряжений выше 1000 В при наличии на них соответствующих коммутационных аппаратов.

1.2. Основные требования к устройству АПВ

Устройство АПВ должно отвечать следующим требованиям:

— находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать во всех случаях аварийного отключения выключателя;

— устройство АПВ не должно приходить в действие при оперативном отключении выключателя обслуживающим персоналом;

— время действия АПВ должно быть минимально возможным с целью быстрой подачи напряжения потребителю;

— устройство АПВ должно автоматически возвращаться в исходное положение готовности к новому действию после включения выключателя в работу;

— схемы АПВ должны обеспечить определенное количество повторных включений (от одного до трех).

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Емкостные токи между элементами обмоток ( витки и катушки) и между обмотками и магнитопроводом трансформатора в обычных условиях работы трансформаторов ( f 1 — 5 кГц) весьма малы, и ими можно пренебречь. В соответствии с изложенным в § 14 — 1 можно принять, что эти величины постоянны также Для любого рассматриваемого режима работы трансформатора со стальным магнитопроводом.  [46]

Емкостный ток , который зависит от изменения поверхности электрода и его потенциала, ограничивает чувствительность поля. Величину емкостного тока можно снизить, применяя стационарные электроды с постоянной площадью рабочей поверхности. Дальнейшее увеличение чувствительности возможно с помощью электролитического концентрирования определяемого вещества на стационарном электроде. Определение методом инверсионной вольт-амперометрии заключается в электролитическом растворении ранее выделенного на поверхности электрода вещества. Ток, протекающий при этом, значительно выше максимального тока до концентрирования.  [47]

Емкостный ток зависит от напряжения и суммарной емкостной проводимости кабельных и воздушных линий рассматриваемой сети. Емкостная проводимость кабеля в свою очередь зависит от активного сечения жилы.  [48]

Емкостный ток , затрудняющий определение тока электрохимической реакции, можно снизить, уменьшая амплитуду прямоугольного напряжения А.  [49]

Емкостный ток обычно невелик и не вызывает каких-либо затруднений при полярографировании. Его следует учитывать в тех случаях, когда концентрация определяемого вещества настолько мала, что диффузионный ток становится по своей величине соизмеримым с емкостным током или меньше. Тогда необходимо принимать специальные меры для его устранения.  [50]

Емкостный ток ни при каких условиях не может быть больше индуктивного тока.  [51]

Емкостный ток учитывается при расчете воздушных сетей напряжением 110 кв и выше и кабельных — от 35 кв и выше. Для сетей с более низким напряжением он мал по сравнению с токами нагрузки, и им можно пренебречь.  [52]

Емкостные токи в фазах В и С также увеличиваются в УЗ раз, так как к емкостям этих фаз относительно земли ( которые остаются неизменными) приложены уже не фазные, а междуфазные напряжения. В симметричной трехфазной системе / ев УЗ / со и / се — У31 со — Емкостный ток на землю фазы А, обусловленный ее емкостью по отношению к земле, равен нулю, так как указанная емкость оказывается закороченной.  [53]

Емкостные токи , как возникающие в момент переноса потенциала на человека ih макс, так установившиеся / л, не могут вызвать поражения человека и в этом смысле являются безопасными. Объясняется это тем, что ток ih макс, достигая относительно большого значения, действует весьма кратковременно ( 1 — 1 5 икс), а ток Ih, действующий длительно, имеет малое значение. Однако при работах на линиях выше 110 кВ эти токи вызывают у человека неприятные и даже болезненные ощущения. Такое воздействие тока отрицательно сказывается на здоровье человека и, кроме того, может явиться косвенной причиной несчастного случая, поскольку человек, почувствовав воздействие тока, теряет уверенность в своей безопасности и может допустить неправильные действия.  [54]

Емкостный ток смещен по фазе относительно приложенного переменного напряжения на одну четвертую периода. В условиях, когда напряжение достигает максимального значения, емкостный ток равен нулю.  [55]

Емкостные токи , как возникающие в момент переноса потенциала на человека ifcm ( Lt, так и установившиеся 1Н, не могут вызвать поражения человека и в этом смысле безопасны. Объясняется это тем, что ток ihimax, достигая относительно большого значения, действует весьма кратковременно ( 1 — 1 5 мкс), а ток Ih, действующий длительно, имеет малое значение. Однако при работах на линиях выше 1 10 кВ под действием этих токов человек испытывает неприятные и даже болезненные ощущения. Такое воздействие тока отрицательно сказывается на здоровье человека и, кроме того, может явиться косвенной причиной несчастного случая, поскольку человек, почувствовав воздействие тока, теряет уверенность в своей безопасности и может допустить неправильные действия.  [56]

Емкостный ток зависит от природы и концентрации фона ( раствора) и напряжения.  [57]

Емкостный ток искажает форму полярограммы тем больше, чем меньше определяемая концентрация. Следовательно, для увеличения точности необходимо компенсировать емкостную составляющую.  [59]

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector