Расчет схемы замещения нулевой последовательности

1 2 3 4 5

Для энергетических систем

где – индуктивное нулевое сопротивление системы, о. е.

Сопротивление нулевой последовательности линий

В минимальном режиме системы произойдут следующие изменения

Рисунок 3 – Схема замещения с нанесенными параметрами

Исходные данные для расчетов токов КЗ в программе TKZ 3000 представлены в приложение Б.

Результаты расчетов токов коротких замыканий приведены в приложении В.

4 Выбор электрооборудования

4.1 Расчет токов в цепях трансформатора

Ток нормального режима на стороне высшего напряжения, А

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима на стороне высшего напряжения, А

Ток нормального режима на стороне низшего напряжения, А

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима на стороне низшего напряжения, А

4.2 Выбор выключателей

В общих сведениях о выключателях рассматриваются те параметры, которые характеризуют выключатели по ГОСТ 687-78Е. При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, например

; ,

допустимо производить выбор выключателей только по важнейшим параметрам [6]:

− по напряжению установки;

− по длительному току.

После выбора выключателя, его проверяют по ряду условий:

− на симметричный ток отключения;

− возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ;

− на электродинамическую стойкость;

− на термическую стойкость.

4.2.1 Выбор выключателей на стороне высшего напряжения

По условиям выбора подходят отечественные элегазовые выключатели типа ВГТ-110 ІІ-20/2500- УХЛ 1 [8]. Основными преимуществами выключателя являются: высокая коррозионная стойкость покрытий, применяемых для стальных конструкций выключателя; высокий коммутационный ресурс в 2−3 раза превосходящий коммутационный ресурс лучших зарубежных аналогов (в расчете на каждый полюс), в сочетании с высоким механическим ресурсом, повышенными сроками службы уплотнений и комплектующих обеспечивают при нормальных условиях эксплуатации не менее чем 25-летний срок службы выключателя до первого ремонта. Характеристики выключателей приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1 – Характеристики выключателя ВГТ-110 ІІ-20/2500- УХЛ 1

Номинальное напряжение	Номинальный длительный ток	Номинальный ток отключения	Собственное время отключения	Ток электродинамической стойкости (амплитуда)	Ток термической стойкости	Время термической стойкости
, кВ	, А	, кА	, с	, кА	, кА	, с
110	2500	20	0,030	102	40	3

Условия выбора

– по напряжению установки, кВ

– по длительному току, А

Выбранный выключатель необходимо проверить по вышеперечисленным условиям, проверку будем вести по току трехфазного короткого замыкания.

Проверка по отключающей способности:

− на симметричный ток отключения, кА

Считаем, что подстанция связана с системой бесконечной мощности, тогда

;

− возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ, кА

где – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов [9, с. 82], кА

где = (0,02−0,03) – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [5, с. 150], с;

Наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов, с

где – минимальное действие релейной защиты, с;

– собственное время отключения выключателя, с.

Тогда, кА

;

Проверка на электродинамическую стойкость, кА

;

Ударный ток короткого замыкания, кА

где − ударный коэффициент [6, c. 150];

тогда

Проверка на термическую стойкость, кА²·с

Тепловой импульс тока КЗ, кА²·с

реконструкция подстанция трансформатор энергосистема

где – время отключения КЗ [6, с. 211].

Тогда, кА

;

Выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.

4.2.2 Выбор выключателей на стороне низшего напряжения

Так как токи длительного режима работы в цепях трансформатора на низшем напряжении могут достигать двух тысяч ампер, то, следовательно, необходим выключатель, способный длительно выдерживать такие нагрузки. Данным требованиям удовлетворяет выключатель типа ВВСТ-3АН (таблица 4.2).

Таблица 4.2 – Характеристики выключателя ВВСТ-3АН-1

Номинальное напряжение	Номинальный длительный ток	Номинальный ток отключения	Собственное время отключения	Ток электродинамической стойкости	Ток термической стойкости	Время термической стойкости
, кВ	, А	, кА	, с	, кА	, кА	, с
10	2000	31,5	0,045	80	31,5	3

Результаты расчета сведем в таблицы 4.3, 4.4.

Таблица 4.3 – Результаты расчета

, кА	, с	, кА	,кА	,кА²·с	,кА²·с
16,04	0,055	2,22	12,7	36,0	2977

Таблица 4.4 – Условия выбора и проверки

Условие	Результат
	10=10
	1650 < 2000
	31,5 > 5,28
	2,22 < 16,1
	5,42 < 80,0
	12,7 < 125
	36,0 < 2977

Данный выключатель удовлетворяет всем условиям.

4.3 Выбор разъединителей на стороне высшего напряжения

Выбор и проверку разъединителей осуществляется по следующим параметрам:

− по напряжению установки;

− по току;

− по электродинамической стойкости;

− по термической стойкости.

Выберем разъединитель типа РПД-2-110/1600-УХЛ1 (таблица 4.8) [12] с моторным приводом. Основными преимуществом данного разъединителя по сравнению с аналогами является максимальная заводская готовность: разъединитель поставляется в собранном и отрегулированном виде.

Таблица 4.8 – Характеристики разъединителя РПД-1-110/1600-УХЛ1

Номинальное напряжение, кВ	Номинальный длительный ток, А	Ток динамической стойкости, кА	Ток термической стойкости, кА	Время термической стойкости, с
110	1600	40	40,0	3

Проверка разъединителя:

− по напряжению установки, кВ

;

– по длительному току, А

Проверка на электродинамическую стойкость, кА

;

Ударный ток КЗ составляет 5,25 кА, тогда по условию выбора

Проверка на термическую стойкость, кА²·с

Тепловой импульс тока КЗ 1,14 кА²∙с, тогда по условию выбора

Разъединитель удовлетворяет всем условиям проверки.

Выбор разъединителей на стороне низшего напряжения не проводим, так как предполагается использование существующих ячеек с разъединителями втычного типа.

4.4 Выбор измерительных трансформаторов

Для выбора измерительных трансформаторов необходимо определить количество измерительных приборов и их характеристики (таблица 4.9).

Таблица 4.9 – Виды измерительных приборов и места их установки

Цепь	Место установки	Перечень приборов	Примечание
Понизительного двухобмоточного трансформатора	ВН	−	−
Понизительного двухобмоточного трансформатора	НН	Амперметр, ваттметр, счетчик активной и реактивной энергии	Приборы устанавливаются в каждой цепи НН
Сборные шины 10 кВ	На каждой секции	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключателем для измерения трех фазных напряжений	−
Линии 110 кВ	−	Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор используемый для определения места КЗ, расчетные счетчики активной и реактивной энергии	−
Цепь	Место установки	Перечень приборов	Примечание
Трансформаторы собственных нужд	ВН	−	−
Трансформаторы собственных нужд	НН	Амперметр, расчетный счетчик активной энергии	−

В настоящее время на подстанции для учета электроэнергии установлены старые счетчики типа СР4У-И673М, данные счетчики имеют класс точности 2,5. Но для коммерческого учета электроэнергии необходимо использовать приборы с классом точности 0,5. Следовательно, необходимо произвести замену счетчиков. Примем к установке современные счетчики электроэнергии фирмы ELESTER типа А1700. Данные счетчики одновременно способны вести учет как активной, так и реактивной электроэнергии.

4.4.1 Выбор трансформатора тока на высшем напряжении

Трансформаторы тока выбирают

− по напряжению установки;

− по току;

− по электродинамической стойкости;

− по термической стойкости;

− по вторичной нагрузке.

К установке на высшем напряжении можно принять элегазовый трансформатор тока типа ТРГ-110 (таблица 4.10) [13]. Применение в качестве главной изоляции элегаза делает трансформатор тока практически не повреждаемым в процессе эксплуатации. Данный трансформатор тока пожаро и взрывобезопасен, в нем отсутствует внутренняя твердая изоляция, что снижает уровень частичных разрядов до минимума и повышает его надежность. Необходимо выполнить проверку по перечисленным выше условиям.

Характеристики трансформатора тока ТРГ-110 (таблица 4.11).

Таблица 4.10 – Характеристики трансформатора тока ТРГ-110

Номинальное напряжение	Номинальный первичный ток	Номинальный вторичный ток	Номинальный класс точности	Односикундный ток термической стойкости	Время термической стойкости	Ток динамической стойкости (амплитуда), кА	Номинальная вторичная нагрузка, Ом
, кВ	, А	, А	Номинальный класс точности	, кА	, с	,кА	Номинальная вторичная нагрузка, Ом
110	400	5	0,5	40	1	102	2,0

Проверка трансформатора тока по напряжению установки, кВ

При выборе трансформатора тока желательно, что бы первичный номинальный ток был как можно ближе к току нагрузки, что способствует повышению качества измерений. Трансформатор тока может длительно выдерживать ток в 1,2 раза превышающий его номинальное значение. Проверка трансформатора тока по току нагрузки, А

Проверка на динамическую стойкость, кА

Ударный ток КЗ составляет 6,61 кА, тогда по условию проверки

Проверка на термическую стойкость, кА²∙с

Тепловой импульс тока КЗ составляет 1,14 кА²∙с; тогда по условию проверки

;

Проверка по вторичной нагрузке [6, с. 374]

где − сопротивление приборов, Ом;

− сопротивление проводов, Ом;

− сопротивление контактов, Ом.

Оценим сопротивление приборов подключенных к вторичной обмотке (таблица 4.11).

Таблица 4.11 – Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, В·А
Прибор	Тип	А	В	С
Амперметр	Э 351	−	0,5	−
Ваттметр	Д 365	0,5	−	0,5
Варметр	Д 365	0,5	−	0,5
Счетчик активной энергии	А 1700	0,2	−	0,2
Счетчик реактивной энергии	А 1700	0,2	−	0,2
		1,2	0,5	1,2

Наиболее загруженными фазами являются фазы А и С.

Сопротивление приборов, Ом

где − мощность измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока, В·А;

− вторичный ток трансформатора тока, А.

Сопротивление контактов, Ом

Допустимое сопротивление соединительных проводов, Ом

Сечение соединительных проводов, мм²

где − удельное сопротивление алюминия, Ом·мм²/м;

− расчетная длина соединительного кабеля [6, с. 375], м.

По условию прочности для алюминиевых проводов сечение не должно быть менее 4 мм²[6, с. 375].

Сопротивление соединительных проводов, Ом

Суммарное сопротивление, подключенное ко вторичной обмотке трансформатора тока, Ом

Тогда

Данный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям.

Во вводах силового трансформатора на высшем напряжении имеются встроенные трансформаторы тока (таблица 4.12) [14, с. 320].

Таблица 4.12 – Параметры встроенных трансформаторов тока

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Первичный ток (включая ответвления), А		Номинальная вторичная нагрузка, Ом, при вторичном токе 1А (в числителе) и 5А (в знаменателе) − класс точности	Параметры, определяющие термическую стойкость		Количество трансформаторов тока на одном вводе	Номинальная предельная кратность
		номинальный	наибольший		Кратность	Время,с
ТВТ110-І-200	110	200	200	20/0,8 − 3	25	3	2	20

4.4.2 Выбор трансформаторов тока на низшем напряжении

К установке на низшем напряжении можно принять трансформатор тока типа ТШЛ–10 (таблица 4.13) [15].

Таблица 4.13 – Характеристики трансформатора тока ТШЛ-10

Номинальное напряжение	Номинальный первичный ток	Номинальный вторичный ток	Номинальный класс точности	Ток термической стойкости	Время термической стойкости	Ток динамической стойкости (амплитуда), кА	Номинальная вторичная нагрузка, Ом
, кВ	, А	, А	Номинальный класс точности	, кА	, с	,кА	Номинальная вторичная нагрузка, Ом
10	2000	5	0,5	35,0	3	40	0,8

Условия выбора и проверки сведем в таблицу 4.14, за исключением условия проверки по вторичной нагрузке.

Таблица 4.14 – Условия выбора и проверки

Условие	Результат
	10 = 10
	1650 < 2000
	5,05 < 40
	1,14 < 3675

Оценим сопротивление приборов во вторичной обмотке. Также как и в пункте 4.4.1 предыдущем случае для учета электроэнергии устанавливаем счетчики фирмы ELESTER типа А1700. Результаты приведены в таблице 4.15.

Таблица 4.15 – Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, В·А
Прибор	Тип	А	В	С
Амперметр	Э 351		0,5
Ваттметр	Д 365	0,5		0,5
Счетчик активной энергии	А 1700	0,2		0,2
Счетчик реактивной энергии	А 1700	0,2		0,2
		0,7	0,5	0,7

Наиболее загруженными фазами являются фазы А и С.

Сопротивление приборов, Ом

Сопротивление контактов, Ом

Допустимое сопротивление соединительных проводов, Ом

Сечение соединительных проводов, мм²

По условию прочности для алюминиевых проводов сечение не должно быть менее 4 мм².

Сопротивление соединительных проводов, Ом

Суммарное сопротивление, подключенное к вторичной обмотке, Ом

Тогда

Данный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям выбора.

4.4.3 Выбор трансформатора напряжения на стороне высшего напряжения подстанции

Трансформаторы напряжения выбирают [6]:

− по напряжению установки;

− по классу точности;

− по вторичной нагрузке.

Можно принять емкостный трансформатор напряжения типа СРА-123 (таблица 4.16) [16]. В емкостных элементах используется компенсируемый диэлектрик, нечувствительный к температурным изменениям, при этом по качеству измерений данный трансформатор напряжения эквивалентен индуктивным трансформаторам напряжения. Данный трансформатор напряжения снабжен полимерными изоляторами.

Таблица 4.16 – Характеристики трансформатора напряжения СРА-123

Номинальное напряжение, кВ	Вторичное напряжение (обмотка №1), В	Вторичное напряжение (обмотка №2), В	Вторичное напряжение (обмотка № 3), В	Класс точности/вторичная нагрузка, В∙А (по первичной обмотке)
110	100/	100	100/	0,2/60 0,5/200

Проверка по напряжению, кВ

Проверка по вторичной нагрузке

Определение величины вторичной нагрузки представлено в таблице 4.17.

Таблица 4.17 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Мощность одной обмотки, В·А	Число обмоток	cosφ	sinφ	Число приборов	Потребляемая мощность
Прибор	Тип	Мощность одной обмотки, В·А	Число обмоток	cosφ	sinφ	Число приборов	P, Вт	Q, вар
Ваттметр	Д365	1,5	2	1,0	0,0	1	3,0	-
Варметр	Д365	1,5	2	1,0	0,0	1	3,0	-
Счетчик активной энергии	А1700	4,0	2	0,50	0,866	1	4,0	6,93
Счетчик реактивной энергии	А1700	4,0	2	0,50	0,866	1	4,0	6,93
Вольтметр	Э350	3,0	1	1,0	0,0	1	3,0	-
Вольтметр для измерения фазных напряжений	Э351	3,0	1	1,0	0,0	1	3,0	-
Итого							16,0	6,93

Суммарная вторичная, В·А

где − активная мощность измерительных приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформатора напряжения, Вт;

− реактивная мощность измерительных приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформатора напряжения, вар.

Тогда

17,4 < 200

Соединительные провода принимаем алюминиевыми сечением 2,5 мм²

Данный трансформатор удовлетворяет всем условиям выбора.

4.4.4 Выбор трансформатора напряжения на стороне низшего напряжения подстанции

Можно принять к установке трансформатор напряжения типа НАМИ-10 (таблица 4.18) [17]. Данный трансформатор напряжения является антирезонансным.

Таблица 4.18 – Характеристики трансформатора напряжения НАМИ-10

Номинальное напряжение, кВ	Вторичное напряжение (обмотка №1), В	Вторичное напряжение (обмотка №2), В	Класс точности/вторичная нагрузка, В∙А (по первичной обмотке)
10,0	100	100	0,5/200

Проверка по напряжению, кВ

Вторичная нагрузка рассчитана в таблице 5.19.

Таблица 4.19 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Мощность одной обмотки, В·А	Число обмоток	cosφ	sinφ	Число приборов	Потребляемая мощность
Прибор	Тип	Мощность одной обмотки, В·А	Число обмоток	cosφ	sinφ	Число приборов	P, Вт	Q, вар
Ваттметр на вводе 10кВ	Д365	1,5	2	1,0	0,0	1	3,0	-
Счетчик активной энергии (ввод 10 кВ)	А1700	4,0	2	0,50	0,866	1	4,0	6,93
Счетчик реактивной энергии (ввод 10 кВ)	А1700	4,0	2	0,50	0,866	1	4,0	6,93
Вольтметр	Э350	3,0	1	1,0	0,0	1	3,0	-
Вольтметр для измерения фазных напряжений	Э351	3,0	1	1,0	0,0	1	3,0	-
Итого							13,0	6,93

Суммарная вторичная нагрузка, В·А

Тогда условие

13,9 < 200

В качестве соединительных проводов принимаем алюминиевые провода сечением 2,5 мм².

Трансформатор НАМИ-10 удовлетворяет всем условиям выбора.

4.5 Выбор шин и ошиновок

4.5.1 Проверка шин на высшем напряжении

На ОРУ 110 кВ используются гибкие шины, выполненные проводами АС 120/19. Необходимо оценить возможность дальнейшего использования данных шин в связи с возросшими токовыми нагрузками.

Выполним проверку шин по нагреву, А

170 < 380.

При увеличении нагрузки в перспективе до 210 А данные шины также можно использовать.

Так как токи короткого замыкания на стороне высшего напряжения остались прежними, то нет необходимости выполнять проверку на электродинамическую стойкость.

4.5.2 Выбор шин на низшем напряжении

Так как в результате реконструкции увеличивается число секции на низшем напряжении и в перспективе токи могут достигать 2000 А, то следует выбрать шины коробчатого сечения [6, с. 218].

Выбираем сечение шин из условия наибольшего длительно допустимого тока, А. Шины изготовлены из алюминиевого сплава АД31Т1 (таблица 5.20) [14, с. 398].

Таблица 4.20 – Параметры шин

Размеры, мм				Поперечное сечение одной шины, мм²	Моменты сопротивления, см³			Моменты инерции, см⁴			Допустимый длительный ток, А	МПа
h	b	c	r		одной шины		двух сращенных шин W_y_0-_y₀	одной шины		двух сращенных шин J_y_0-_y₀
					W_x-x	W_y-y		J_x-x	J_y-y
75	35	5,5	6	695	14,1	3,17	30,1	53,1	7,6	113	2670	90

Необходимо проверить выбранные шины.

Проверка по длительно допустимому току, А

Проверка шин на термическую стойкость

где − минимальное сечение проводника, мм².

Минимальное сечение проводника, мм²

где С_T– функция, A∙c^1/2/мм² [6];

− тепловой импульс тока, кА²∙с.

Тогда условие, мм²

35,3 < 695.

Далее проводим механический расчет шин. Необходимым условием является

Расчетное напряжение в материале шин определяем по формуле, МПа

где − напряжение, возникающее в материале шин в результате взаимодействия швеллеров одной фазы, МПа;

− напряжение, возникающее в материале шин в результате взаимодействия фаз между собой, МПа.

Шины будут располагаться в вертикальной плоскости.

Тогда момент сопротивления двух шин, см³

Момент инерции двух шин, см⁴

При расчете шин коробчатого сечения можно не учитывать колебательный процесс, вследствие большого момента инерции.

Сила взаимодействия между швеллерами, составляющими шину коробчатого сечения, при протекании по ним ударного тока трехфазного короткого замыкания, Н/м

где − ударный ток трехфазного короткого замыкания при коротком замыкании на секции шин 6 кВ, А;

h – расстояние между внешними краями швеллеров, мм.

Напряжение в материале шин от действия силы , МПа

где − расстояние между опорными изоляторами, м;

− момент сопротивления, см³.

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз при протекании по ним ударного тока трехфазного короткого замыкания, МПа

где − расстояние между соседними фазами, м;

− момент сопротивления, см³.

Расчетное напряжение, МПа

Тогда

Данные шины удовлетворяют всем условиям проверки.

4.6 Выбор трансформаторов собственных нужд

Определим нагрузку собственных нужд подстанции (таблица 4.21).

Таблица 4.21 – Нагрузка собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Установленная мощность		cosφ	tgφ	Нагрузка
Вид потребителя	ед., кВт × n	всего, кВт	cosφ	tgφ	, кВт	, квар
Охлаждение ТРДН -25000/110	2,5 × 2	5,0	0,85	0,62	4,25	3,1
Подогрев ВГТ-110	4,5 × 2	9,0	1,0	0,0	9,0	0,0
Подогрев приводов разъединителей	0,6 × 6	3,6	1,0	0,0	3,6
Отопление, вентиляция, освещение ЗРУ, совмещенного с ОПУ	−	20,0	1,0	0,0	20,0	0,0
Освещение ОРУ 110 кВ	−	20,0	1,0	0,0	20,0	0,0
Итого					56,85	3,10

Расчетная нагрузка, кВ·А

где − коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки [6, с. 475].

Определим коэффициент аварийной перегрузки для действующих трансформаторов,

Коэффициент аварийной перегрузки превышает 1,4, что не допустимо. Необходимо установить более мощные трансформаторы.

Расчетная мощность трансформатора, кВ·А

Принимаем к установке два трансформатора ТМ-40 (таблица 4.22).

Таблица 4.22 – Параметры трансформатора ТМ-40/6

,кВ∙А	,кВ	,кВ	,%	, кВт	, кВт	%
40	6,0	0,4	4,5	0,19	0,88	3,0

Коэффициент загрузки в нормальном режиме

Коэффициент аварийной перегрузки

Коэффициент аварийной перегрузки не превышает 1,4.

Данные трансформаторы удовлетворяют всем условиям.

4.7 Выбор ограничителей перенапряжения нелинейных (ОПН)

При защите трансформатора от грозовых и коммутационных перенапряжений ОПН должен устанавливаться у защищаемого объекта до коммутационного аппарата. ОПН как и вентильные разрядники имеют определенную зону защиты зависящую от схемы распределительного устройства и параметров волн приходящих с линий [18, с. 19]. Поэтому ОПН установленные у выводов трансформаторов не защищают как правило удаленные объекты распределительного устройства, поэтому не обходимо дополнительно устанавливать дополнительно ОПН на каждой секции распределительного устройства.

4.7.1 Условия выбора ОПН

В РУ, к которым присоединены ВЛ, для защиты от волн приходящих с линий электропередачи, должны быть установлены ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН).

Для эффективного ограничения перенапряжений и надежной работы ограничителя решающие значение имеет правильный выбор его параметров с учетом его назначения, места установки и условий работы.

ОПН выбирают по следующим параметрам:

а) по наибольшему длительно допустимому напряжению

где – наибольшее рабочее напряжение сети, – наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ограничителя (наибольшее действующее значение промышленной частоты, которое неограниченно долго может быть приложено к выводам ОПН).

При выборе ОПН для вновь проектируемого объекта принимается в соответствии ГОСТ 1516.3-96. Значение этих напряжений приведены в таблице 3.5

В сетях с изолированной нейтралью или нейтралью заземленной через дугогосящий реактор однофазное замыкание на землю (ОЗЗ) приводит к возрастанию напряжения на “здоровых” фазах в раз. Поэтому в этих сетях в качестве в таблице 4.7 указано линейное напряжение. Предполагая упрощено, что время действия ОЗЗ в сетях 6-35 кВ не ограничено, берется из таблицы, в противном случае выбор по производится по специальным кривым, которые дают заводы-изготовители;

Таблица 4.7 – Номинальные и наибольшие напряжения электроустановок и сетей высокого напряжения киловольтах


10,0	11,5	11,5
110,0	126,0	72,8
220,0	252,0	145,7

- по номинальному разрядному току.

Производится в случае установки ОПН для защиты от грозовых перенапряжений. Номинальный разрядный ток – это максимальное значение грозового импульса тока 8/20 мкс (8 – длина фронта, 20 – длина волны до полуспада амплитуды), используемое для классификации ОПН. Номинальный разрядный ток должен быть не менее 5 кА, а в перечисленных ниже случаях 10 кА и более:

в районах с интенсивной грозовой деятельностью (более 50 грозовых часов в году); в схемах грозозащиты двигателей и генераторов, присоединенных к ВЛ; в районах с высокой степенью промышленных загрязнений (IV степень загрязнения атмосферы); в схемах грозозащиты, к которым предъявляются повышенные требования к надежности.

- по грозовым перенапряжениям.

В настоящее время испытательные напряжения, а значит и уровни изоляции электрооборудования, скоординированы с остающимся напряжением вентельных разрядников (РВ), а расстояние между РВ и защищаемым оборудованием регламентированы ПУЭ. Отсюда следует, что остающееся напряжение ограничителей () при грозовых перенапряжениях должно быть не выше остающегося напряжения РВ при тех же токах координации (5 или 10 кА):

Выполнение этого условия позволяет устанавливать ОПН вместо вентильных разрядников в тех же точках подключению к распредустройству. Значения остающегося напряжения вентельных разрядников при токах координации 5 кА для и 10 кА для преведены в таблице 4.7

Таблица 4.7 – Максимальные значения отстающих напряжений РВ при воздействии грозовых импульсов в киловольтах

Класс напряжения электрооборудования	10	110	220
при токе координации	45	–	–
при токе координации	–	295	515

Номинальный разрядный ток ОПН должен быть не менее тока координации вентильного разрядника, указанного в таблице 3.8.

– по длине пути утечки

Обычно выпускаемые ОПН имеют несколько модификаций для применения в различных зонах загрязнения. Упрощенно можно выбирать ограничитель по соответствию его модификации зоне загрязнения в планируемом месте установки ОПН. Если ОПН будет эксплуатироваться в условиях закрытого распредустройства, выбор по длине пути утечки не производится.

В соответствие с ПУЭ, степень загрязнения вблизи тепловых электрических станций относится к категории 2, поэтому на электрических станциях следует выбирать ОПН с категорией исполнения по длине пути утечки не менее II.

В сетях НН дополнительно требуется определение защитного уровня ОПН при коммутационных перенапряжениях и расчет его энергоемкости (способности ОПН рассеивать определенную энергию без потери своих качеств) при дуговых ОЗЗ.

Поэтому ограничители перенапряжений для цепей НН можно выбрать только ориентировочно.

Примем: ОПН-10/12-10(II) УХЛ2, ОПН-110/80-10 II УХЛ1.

4.8 Заземление подстанции

Требования к заземлению подстанции [19]:

− заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве;

− напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно, как правило, превышать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющих устройствах, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановок;

− заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории подстанции, занятой оборудованием, проложены продольные и поперечные горизонтальные заземлители, объединенные между собой в заземляющую сетку.

Продольные заземлители проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,6 м от поверхности земли и на расстоянии примерно 0,8−1,0 м от фундаментов и оснований оборудования.

Поперечные заземлители проложены между оборудованием на глубине 0,6 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающие к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов, не превышают 2 × 2 м.

Горизонтальные заземлители проложены по краю территории, занимаемой заземляющим устройством так, что они в совокупности образуют замкнутый контур.

Оценим возможность дальнейшего использования заземления при новых условиях.

Площадь, занимаемая заземлением 48×40 метров. В рабочих местах выполнена гравийная подсыпка толщиной 0,2 метра. Фактическое сопротивление верхнего слоя грунта с учетом промерзания около 500 Ом·м, нижнего 50 Ом·м. Суммарная длина горизонтальных заземлителей около 1920 метров. Длина одного вертикального заземлителя около 4 метров. Среднее расстояние между вертикальными заземлителями около 2 метров.

Для определения допустимого напряжения прикосновения необходимо вычислить расчетную длительность воздействия