Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

ПРИМЕР КУРС ПРОЭКТА СТАНЦИИ

.pdf
Скачиваний:
6
Добавлен:
26.03.2015
Размер:
1.01 Mб
Скачать

на підстанції з розщепленою вторинною обмоткою. Розрахунок виконати за умови необмеженої потужності живлячої системи у відносних одиницях.

Розрахунок за умови необмеженої потужності живлячої системи дозволяє визначати граничні можливі значення струмів короткого замикання в даній установці, що особливо важливо, якщо немає точних вказівок про подальший розвиток системи. Вибір електроустаткування по цих значеннях струмів короткого замикання дає гарантію в тому, що при будь-якому розвитку системи запроектовану установку не доведеться переобладнати, оскільки при будь-якій потужності системи дійсні значення струмів короткого замикання в установці будуть менше розрахункових.

Для спрощення розрахунків для кожного електричного ступеню замість дійсної напруги на шинах указуємо середню напругу Uср, кВ, згідно шкалі:

770; 515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 20; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15 [7].

Приймаємо для високої напруги

 

Uсрв =

115

кВ.

Приймаємо для низької напруги

 

Uсрн=

10,5

кВ.

2. Визначення початкових значень періодичної складової струму короткого замикання

Розрахунок струмів короткого замикання у відносних одиницях

Схема заміщення для розрахунку трифазних к. з. представлена на рис.4.2. Навантаження, розташоване поблизу генераторів системи (джерело живлення) враховуємо зменшенням е. р. с. генераторів до Е*′′=1.

Визначимо опори схеми рис. 2 при базовій потужності:

Sб= 1000 МВА.

Реактивний опір енергосистеми, в.о.:

x с = Sб =1000/6000=0,17

Sк

Реактивний опір ділянки мережі (одноланцюгової при к. з.) визначаємо таким чином. Беремо для проводу ділянки АС-150 з табл. А.4 , питомий реактивний опір проводу ділянки (реактивний опір проводу на 1 км, x0 , Ом)

x0 = 0,427 Ом/км.

Реактивний опір ділянки, в.о. (відносні одиниці),

 

х

= х

 

l

 

 

Sб

=0,427·60·(1000/1152)=1,94.

(4.2)

 

 

Uсрв2

*л

 

0

 

діл

 

 

 

21

Потужність короткого замикання на шинах системи

S=6000 МВА

Середня номінальна напруга з високої сторони

Uсрв =115 кВ

Реактивний опір та довжина ділянки мережі

lділ=60 км, табл. 1.3 [7] х0 =0,427 Ом, табл. 2.2 [7]

Uсрв =115 кВ

Номінальна потужність трансформатора

Sнт=40,0 МВА, табл. 2.7 [7]

Напруга короткого замикання трансформатора

Uк% =10,5%

Середня номінальна напруга з низької сторони

Uсрн=10,5 кВ

Рис. 4.1. Розрахункова схема для визначення струмів к. з. для підстанції Середня напруга на ділянці мережі (в точки к. з. К1) Uсрв =UсрК1=115 кВ.

Опір трансформатора підстанції визначається таким чином.

Беремо з табл.3.1: Uк% =UкВННН % =10,5%; Sнтр=40 МВА.

Опір двохобмоткового трансформатора без розчеплення вторинної обмотки визначається, в.о.:

хтбр* =

UкВННН %

 

Sб

=10,5·1000/(100·40,0)=2,63. (4.3)

100

Sнтр

 

 

 

Опір обмотки високої напруги двохобмоткового трансформатора з розчепленнем вторинної обмотки, в.о. (відносні одиниці),

хтвр* =

0,125 UкВННН %

 

Sб

=0,125·10,5·1000/(100·40,0)=0,33. (4.4)

100

Sнтр

 

 

 

Опір обмотки нізької напруги двохобмоткового трансформатора з розчепленнем вторинної обмотки, в.о.,

22

 

 

хтнр* =

1,75

UкВННН %

 

Sб

=1,75·10,5·1000/(100·40,0)=4,59. (4.5)

 

 

 

 

100

Sнтр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Результуючий опір трансформатора, в.о.

 

 

 

 

 

 

 

хтр* = хтвр* + хтнр*=0,33+4,59=4,92.

(4.6)

Приймаємо для вибраного трансформатора

 

 

 

 

 

 

 

xт*= 4,92 в.о.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Схема заміщення

 

 

 

 

Розрахункові данні для відно-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

сних одиниць

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Надперехідна

електрорушій-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

на сила (е.р.с.)

E*′′=1,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Реактивний опір енергосис-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

теми

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1/0,17

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Реактивний опір ділянки

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2/1,94

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Uсрвн=UсрК1=115 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Результуючий

реактивний

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

опір трансформатора

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3/4,92

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Uсрнн=UсрК2 =10,5 кВ

 

Рис. 4.2. Схема заміщення для визначення струмів к. з. для підстанції.

Коротке замикання в точці К1

Результуючий опір ділянки мережі від генератора до точки замикання К1, в.о.,

хрезк1* = х*л + x*c =1,94+0,17=2,11.

(4.7)

Базовий струм ділянки мережі до точки замикання К1, кА

 

Iбк1 =

Sб

=1000/(1,73·115)=5,03

(4.8)

UсрК1

3

 

 

Початкове значення періодичної складової струму к. з. в точці К1, кА,

23

Iп0к1 =

E*′′

Iбк1 =1,0·5,03/2,11=2,38.

(4.9)

 

 

хрезк1*

 

Коротке замикання в точці К2

Результуючий опір ділянки мережі від генератора до точки замикання К2,

в. о.,

 

 

 

 

 

 

хрезк2* = хрезк1* + хт*=2,11+4,92=7,03.

(4.10)

Базовий струм ділянки мережі до точки замикання К2, кА,

 

Iбк2 =

 

Sб

 

=1000/(1,73·10,5)=55,05.

 

3

UсрК2

 

 

 

 

 

 

Початкове значення періодичної складової струму к. з. в точці К2, кА,

 

Iп0к2 =

 

E*′′

Iбк2 =1,0·55,05/7,03=7,83.

 

х

резк2*

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 4.3. Результуюча схема заміщення

Визначення ударних токів трифазного короткого замикання

Для вибору електричних апаратів і провідників по стійкості до струмів к. з. необхідно розраховувати максимальне миттєве значення струму к. з., або ударний струм, який наступає через 0,01 с. з моменту виникнення короткого замикання.

Ударний струм при к. з. в точці К1. У ланцюгах установок напругою вище 1000 в з переважаючим індуктивним опором ударний коефіцієнт .

k ук1= 1,8 .

 

Ударний струм в точці К1, кА,

 

iу = 2 k ук1 Iп0к1=1,41·1,8·2,38=6,04.

(4.11)

Ударний струм при к. з. в точці К2. Ударний коефіцієнт визначається з табл. 4.1 [5] для системи, що пов’язана зі збірними шинами 6-10 кВ, через трансформатор потужністю 40,0 МВА:

k ук2 = 1,85 .

Ударний струм в точці К2, кА,

iу = 2 k у Iп0к2 =1,41·1,85·7,83=20,42.

24

Таблиця 4.1. Середні значення відношення X/R, ударного коефіцієнта Kуд і постійної часу Ta

для характерних гілок, що примикають до точки короткого замикання

Найменування гілки або місце До. З.

X/R

Kуд

Ta, з

К.З. на приєднанні РУ ВН підстанції

15

1,8

0,05

К.З. на приєднанні НН підстанції

20

1,85

0,06

Для кола високої напруги трансформатора підстанції (точка К1, рис. 1).

Діюче значення періодичної складової струму короткого замикання

Iпτк1= Iп0к1=2,38 кА.

Аперіодична складова струму короткого замикання визначається з (2.27) [7]..

τ

 

 

Tа ,

 

iаτ = 2iп0е

(4.12)

де Tа - постійна часу ланцюга к. з., у ланцюгах установок напругою вище 1000 в з переважаючим індуктивним опором Та=0,05 с., табл.4.1 [5];

τ - розрахунковий час, для якого потрібно визначати струми к. з., обчислю-

ється як

 

τ =tсв +t рзmin с,

(4.13)

де tсв — власний час вимикача. Для сучасних вимикачів він не перевищує 0,1 с, приймаємо tсвк1=0,1 с;

t рзmin - час спрацювання релейного захисту, t рзmin =0,01-0,02 с, приймаємо

t рзmin к1=0,01 с.

 

Тоді розрахунковий час

 

τк1 =tсвк1 +t рзmin к1=0,1+0,01=0,11 с. ,

(4.14)

По рис 4.3 [5] для Tак1=0,05 с і τк1=0,11 с визначаємо коефіцієнт загасання аперіодичної складової

α1= е

τ

.

Tа

=

0,11

25

Рис. 4.4. Криві для визначення коефіцієнта загасання аперіодичної складової струму к. з. (αt )

Аперіодична складова струму короткого замикання для точки К1, кА,

 

 

τк1

 

 

i

 

Tак1 =1,41·2,38·0,11=0,37.

 

= 2I

е

(4.15)

аτк1

 

пок1

 

 

 

Для кола низької напруги трансформатора підстанції (точка К2, рис.4.1 ).

Діюче значення періодичної складової струму короткого замикання

Iпτк2 = Iпок2 =7,83 кА.

Аперіодична складова струму короткого замикання визначається з (2.27) [7]..

τ

 

 

 

Tа ,

 

 

iаτ = 2iпое

...

(4.16),

де Tа - постійна часу, визначається з табл. 4.1 для системи, що пов’язана

 

зі збірними шинами 6-10 кВ, через трансформатор потужністю 40

МВА:

Tак2 =0,06 с;

 

 

 

 

τ - розрахунковий час, для якого потрібно визначати струм к. з., обчислюєть-

ся як

 

τ =tсв +t рзmin с, ,

(4.17)

де tсв — власний час вимикача. Для сучасних вимикачів він не перевищує 0,2 с, приймаємо tсвк2 =0,2 с;

t рзmin - час спрацювання релейного захисту, t рзmin =0,01- 0,02 с, приймаємо

t рзmin к2 =0,01 с.

 

Тоді розрахунковий час

 

τк2 =tсвк2 + t рзmin к2 =0,2+0,01=0,21 с. ,

(4.18)

26

 

По рис 2.2[7] для Tак1=0,06 с і τк1=0,21 с визначаємо

τ

 

 

 

 

Tа = 0,15

 

 

 

α2 = е

 

 

 

Аперіодична складова струму короткого замикання для точки К2, кА

 

 

 

τк1

 

 

 

 

Tак1 =1,41·7,83 ·0,15=1,66. ,

 

iаτк2 = 2Iпок2е

(4.19)

Визначення теплового імпульсу

Для вибору апарата по термічній стійкості до короткого замикання визначимо тепловий імпульс, що впливає на вимикач при к. з. по формулі:

В

= I 2

(t

відк

+T ),

(4.20)

к

по

 

а

 

де tвідк - час відключення мережі.

Tа - постійна часу ланцюга к. з., у ланцюгах установок напругою вище 1000 в з переважаючим індуктивним опором Та=0,05 с. [5];

Час відключення к. з., який потрібен для оцінки термічної стійкості апаратів, визначається:

tвідк =tвідвим + t релзах.

(4.21)

Тут tвідвим - час повного відключення мережі вимикачем - проміжок часу від подачі команди на відключення до моменту згасання дуги у всіх полюсах;

t релзах - час дії основного релейного захисту, можливо прийняти.

Час відключення к. з також залежить від ступені селективності, так для ліній, що відходять, на стороні 10 кВ цей час дорівнює 0,5 с, для секційного, та ввідного вимикача на стороні 10 кВ час дорівнює 1 с, для чарунки введення на стороні 110 кВ час дорівнює 1,5 с

З урахуванням дійсних характеристик вимикачів одержимо, що час відключення к. з. знаходиться в межах [5],

Тепловий імпульс при к. з. в точці К1 (для tвідк=1,5 с), кА2с,

В

= I 2

 

(t

відк

+T )=2,382·(1,5+0,05)= 8,78.

(4.22)

 

к1

пок1

 

а

 

Тепловий імпульс при к. з. в точці К2 (для tвідк=1,0 с), кА2с,

 

В

= I 2

(t

відк

+T )=7,832·(1,0+0,06)= 64,37,

(4.23)

к2

 

пок2

 

 

а

 

де Tак2 - постійна часу визначається з табл. 4.1 [5] для системи, що пов’язана зі

збірними шинами 6-10

кВ,

через трансформатор потужністю 40,0

МВА,

Tак2 =0,06 с.

 

 

 

 

 

 

 

 

Заходи і засоби обмеження струмів короткого замикання

Протягом останніх десятиліть струми короткого замикання в електричних системах сильно збільшуються унаслідок збільшення потужності станцій і розвитку мереж. Застосування електроустаткування і кабелів, розрахованих на великі струми короткого замикання, приводить до значного збільшення витрат

27

на споруду електроустановок і їх мереж. В деяких випадках струми короткого замикання можуть бути настільки великі, що взагалі виявляється неможливим вибір електроустаткування і кабелів, стійких при коротких замиканнях.

Тому в електроустановках застосовують штучні заходи обмеження струмів короткого замикання, чим забезпечується можливість застосування дешевшого електроустаткування.

Узагальному випадку обмеження струмів короткого замикання досягається збільшенням опору ланцюга короткого замикання. Для цього використовують:

1) роздільну роботу знижувальних трансформаторів і ліній живлячої ме-

режі;

2) застосування трансформаторів з розщепленими обмотками; 3) включення послідовно в три фази опорів – активних або індуктивних

(реакторів); 4) застосування системи з ефективно заземленим нейтралом в установках

110 кВ для обмеження струмів однофазного короткого замикання.

Для цієї мети частину нейтралів трансформаторів разземлюють. У нейтралах трансформаторів передбачається апарат – заземлювач нейтралі ЗОН (рис. 4.5), який може включатися і відключатися обслуговуючим персоналом по команді центрального диспетчера.

Уприведеній схемі передбачається також установка розрядника, який в режимі разземлення нейтралі захищає її як від комутаційних, так і від атмосферних перенапружень.

Рис. 4.5 – Включення заземлювача нейтралі

28

ВИБІР І ПЕРЕВІРКА УСТАТКУВАННЯ НА СТОРОНІ ВИСОКОЇ НАПРУГИ ПІДСТАНЦІЇ

Вибір шин

У РУ 35 кВ і вище застосовуються гнучкі шини, виконані проводами марки АС, що мають малим питомим опір і хорошу механічну міцність.

Переріз F , мм2 живлячої лінії вибирається по економічній щільності струму:

F =

I раб

,

(5.1)

 

э

jэ

 

 

 

 

 

де I раб– робочий струм на стороні високої напруги підстанції, A;

jэ– економічна щільність струму, визначувана матеріалом провідника,

конструкцією мережі, числом годин використання максимального навантаження Тмax для алюмінієвих провідов:

2

при Тмax =1000-3000год. jэ=1,3 A/мм ;

2

при Тмax =3000-5000год. jэ=1,1 A/мм ;

2

при Тмax =5000-8760год. jэ=1,0 A/мм .

Для Тмax =5530 год. приймаємо

2

jэ= 1,1 A/мм .

Робочий струм визначається, А:

I раб = Smax 1000 =51,92·1000/(2·1,73·110)=136,42, (5.2) 2 3Uвн

де Smax – максимальна потужність підстанції, МВА, з урахуванням компенса-

ційних пристроїв;

Uвн– напруга підстанції з високої сторони, кВ. Розраховуємо переріз гнучкої шини, мм2:

Fэ = I раб =136,42/1,1=124,02, jэ

Одержаний перетин округляється до найближчого стандартного значення, але при цьому необхідно пам'ятати, що за умовами корони мінімальні перетини, що рекомендуються [5], такі: 70 мм2 при Uвн = 110 кВ; 120 мм2 при Uвн

= 150 кВ; 240 мм2 при Uвн = 220 кВ.

Характеристики гнучкої шини вибрано з табл. А.4 і приведено в табл.5.1.

Вибраний переріз необхідно перевірити по нагріву в аварійному режимі, коли один з ланцюгів відключений:

Iдл.доп > Iав ,

(5.3)

29

деIдл.доп– тривало допустимий струм для вибраного перетину лінії, A (з довід-

кової літератури);

Iав – аварійний струм, A.

Таблиця 5.1 Характеристики повітряних ліній 110 кВ зі сталеалюмінієвими проводами

Марка

При-

Актив-

Реакти

Ємніс-

Заряд-

Розрахун-

Діа-

проводу

пусти

ний

 

вний

на

 

на

 

кові перері-

метр

 

мий

опір

 

опір

 

прові-

потуж-

зи, мм2,

про-

 

три-

при

 

при

на

дність

ність

алюм

сталі

воду,

 

валий

20оС

 

1

км,

на

 

на

 

інію

 

dпр,

 

струм

на

1

Ом,

x0

1 км,

6

1 км,

 

мм

 

Im.прип

км, Ом,

 

 

b0 10

q

0

,

 

 

 

 

А

 

 

 

 

 

 

 

 

 

r0

 

 

 

См

 

МВАр

 

 

 

АС-120/19

390

0,249

0,427

2,66

 

0,0355

118

18,8

15,2

Аварійний струм визначається по формулі, А:

 

 

 

 

 

 

Iав =

Smax

=51,92·1000/(1,73·110)=273.

 

(5.4)

 

 

3Uвн

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вибраний переріз перевіряємо по нагріву в аварійному режимі, А:

Iав < Im.прип,

273 <390.

Вибраний провід по нагріву задовольняє аварійному режиму. Вибраний переріз перевіряємо на термічну дію струмів КЗ, мм2:

 

B

 

106

0,5

 

 

Fmin =

k

 

6

/92=32,56

(5.5)

C

=(8,78·10 )

 

 

 

 

 

 

Fmin Fном

32,56<118

Вибраний провід задовольняє по термічній дії струмів КЗ.

Якщо умова 5.3 та 5.4 не виконуються, слід збільшити переріз проводу. Багатожильні проводи і трубчасті шини напругою 35 кВ і вище, що виб-

рані по економічній щільності струму і перевірені по нагріву в аварійному режимі, додатково повинні бути перевірені на короніровання, оскільки на підстанції відстань між дротами значно менше, ніж на лінії.

Розряд у вигляді корони виникає при максимальному значенні початкової критичної напруженості електричного поляE0кр, кВ/см:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,299

 

 

 

 

+

 

,

(5.6)

E0кр = 30,3 m 1

 

dпр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

де m – коефіцієнт, що враховує шорсткість поверхні дроту (для багатожильних

30

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.