Комплекс заземления нейтрали сети 35 кВ

Таблица 2.9 Расчетные дополнительные условия

Исходя из заданных условий примем для расчета I_ж=10 кА а напряжение экрана относительно земли равным испытательному напряжению защитной оболочки экрана U_э= 5кВ

Напряжение (В) наводимое на экран кабеля относительно земли в нормальном режиме работы приведено в таблице 2.10

Таблица 2.10

Значение наведенных напряжений экрана относительно земли

Напряжение (В) наводимое на экран кабеля относительно земли в аварийном режиме трехфазного замыкания вне кабеля приведено в таблице 2.11

Таблица 2.11

Величина напряжения экрана относительно земли при внешнем к.з

Аналогично определяем токи в экранах при различных режимах работы сети:

Ток в экранах фаз кабеля в нормальном режиме

Таблица 2.12 Величина тока в экранах фаз кабеля

Токи в экранах фаз кабеля в аварийном режиме представлены в таблице 2.13

Таблица 2.13 Величина тока в экранах фаз кабеля

Вывод: в нормальном режиме (по таблице 2.10) напряжение наводимое на разземленном конце кабеля марки ПвВнг составляет 387 В для сечения жилы 150 мм², 395 В для сечения жилы 185 мм² , 408 В для сечения жилы 240 мм² , что допустимо для изоляции экрана. В аварийном режиме получили 1131 для сечения жилы 150 мм², 609 для сечения жилы 185 мм², 218 для сечения жилы 240 мм² , что не допустимо для изоляции экрана.

Если экран кабеля заземлен на обоих его концах, то (по таблице 2.12) получим токи: 286 А для сечения жилы 150 мм², 308 А для сечения жилы 185 мм²,319 А для сечения жилы 240 мм². Что недопустимо при малом сечении экрана 25 мм² по сравнению с сечением жилы 240 мм².

Если кабель разземлить с обеих сторон то при этом нужно выполнить дополнительную изоляцию экранов. При таком способе заземления экранов ток в экране отсутствует, а значит и отсутствует дополнительный нагрев кабеля.

Если кабель разземлить с одной стороны, то в этом случае нужно выполнить дополнительную изоляцию экранов на разземленном участке. Ток при этом способе практически отсутствует и его можно не учитывать.

2.4 Выбор оптимального режима нейтрали сети

Способ заземления нейтрали сети является достаточно важной характеристикой. Он определяет:

ток в месте повреждения и перенапряжения на неповрежденных фазах при однофазном замыкании;

схему построения релейной защиты от замыканий на землю;

уровень изоляции электрооборудования;

выбор аппаратов для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений (ограничителей перенапряжений);

бесперебойность электроснабжения;

допустимое сопротивление контура заземления подстанции;

безопасность персонала и электрооборудования при однофазных замыканиях.

Расчетные значения емкостных токов по секциям сети 35 кВ

Таблица 2.14

Суммарный емкостной ток двух секций 29,34 А. Как видно из расчетов согласно ПУЭ установка дугогасящих катушек необходима на обеих секциях, т.к. I_c>10 А.

Для заданной сети определена нейтраль, заземленная через дугогасящий реактор.

Этот способ заземления нейтрали, как правило, находит применение в разветвленных кабельных сетях промышленных предприятий и городов. При этом способе нейтральную точку сети получают, используя специальный трансформатор. В России режим заземления нейтрали через дугогасящий реактор применяется в основном в разветвленных кабельных сетях с большими емкостными токами. Кабельная изоляция в отличие от воздушной не является самовосстанавливающейся. То есть, однажды возникнув, повреждение не устранится, даже несмотря на практически полную компенсацию (отсутствие) тока в месте повреждения.

3. Выбор оборудования комплекса заземления нейтрали сети 35 кВ

3.1 Методика выбора параметров комплекса заземления нейтрали

Методика выбора числа и мощности компенсирующих аппаратов

После определения емкостного тока замыкания на землю электрически соединенных частей системы решается вопрос выбора числа компенсирующих катушек.

Задача выбора числа компенсирующих катушек является многовариантной и зависит от сложности системы и от эксплуатационных требований.

В небольших системах чаще рассматривается вариант установки одного компенсирующего аппарата (КА) с подключением его к подходящей нейтрали трансформатора и если нет подходящей нейтрали трансформатора применяют заземляющий трансформатор.

В более сложных системах рекомендуется применять несколько катушек. При этом учитываются возможности разделения системы (автоматически или оперативными переключениями). Катушки должны быть установлены так, чтобы автоматически сохранялась удовлетворительная компенсация отдельных частей системы в этих случаях.

Иногда распределение компенсирующей мощности между отдельными аппаратами целесообразно по эксплуатационным соображениям. В данном случае это решение будет более важным, чем некоторая экономия, получаемая при концентрации всей мощности в одной единице.

Мощность КА определяется минимальной и максимальной величиной компенсирующего тока, который зависит от изменения конфигурации системы и учета будущего развития системы.

Дугогасящие катушки выпускаются регулируемые (с переключением отпаек и с непрерывным регулированием тока) и нерегулируемые. Ранее отдельные катушки выполнялись с соотношением минимального и максимального значений токов 1:2 и интервалом между отпайками примерно 10%. Сейчас выпускаются катушки с соотношением 1:4 и более. В данный момент в распределительных сетях используются такие реакторы как:

1. Чешские плавнорегулируемые дугогасящие реакторы (ДГР) ZTC. Эти ДГР отличаются следующими качествами:

Точной настройкой на емкостный ток сети;

Высоким качеством исполнения узлов и механизмов;

Широким диапазоном регулирования токов.

2. Наряду с ДГР типа ZTC применяются в эксплуатации отечественные плавнорегулируемые ДГР типа РЗДПОМ. Однако диапазон токов регулирования отечественных ДГР значительно меньше, а учитывая значительные колебания емкостных токов в течение суток, это является сдерживающим фактором их применения.

3. Также в энергосистемах применяются дугогасящие реакторы с под- магничиванием типа РУОМ с соответствующими устройствами автоматики САНК. По эксплуатации этих ДГР можно отметить следующее:

- отследить правильную работу САНК и соответственно РУОМ крайне затруднительно, если вообще это возможно в эксплуатации, в отличие от плавнорегулируемых плунжерных ДГР и соответствующих устройств автоматики, работающих на «фазовом принципе»;

- каких-либо данных о генерировании РУОМ высших гармоник, описанных в различной литературе, нет, т.к. исследования в сети, в которой они установлены, не проводилось;

Целесообразно рассматривать вариант установки двух дугогасящих катушек в различные номинальные точки, но с суммарным значением полного тока.

Реакторы с плавным регулированием тока устанавливаются только в узловых точках, где контролируется настройка всей системы и тем самым полностью используется преимущества плавного регулирования.

Мощность дугогасящих катушек оценивается временем работы с номинальной нагрузкой, т.е. временем работы системы с заземленной фазой.

В Европе часто рассчитывают на двухчасовую продолжительность, имея ввиду, что только в редких случаях замыкание на землю не ликвидируется за это время.

Если работа с устойчивым замыканием на землю не предполагается, обычно принимается 10-минутная продолжительность, которая дает достаточный запас термической устойчивости, даже если замыкания на землю повторяются через короткие промежутки времени.

По европейским стандартам номинальная мощность катушек определяется условием длительной и двух часовой работой с полной нагрузкой, предполагая при этом возможность появления максимальной допустимой температуры нагрева, но с принятием мер чтобы такие случаи были редкими и непродолжительными. Так по стандарту IEC289 тепловой режим определяют по условиям работы ДГР с номинальной мощностью не более 90 дней в году. Поэтому допустимая граница температур принимается выше чем для трансформаторов работающих длительно с номинальной нагрузкой Европейская практика устанавливает верхние границы температуры +70°С для масла и +80°С для меди, а окружающая температура не должна превышать +35°С.

Дугогасящая аппаратура, как правило, выполняется с естественным масляным охлаждением. Для непродолжительного режима работы ДА с большой нагрузкой выполняют интенсивное охлаждение при помощи вентиляторов, которые включают, когда система находится в работе с замыканием на землю. Это специализированные дугогасящие аппараты большой мощности.

По Европейским стандартам работа ДГР с номинальной нагрузкой установлена в 10 минут для систем, снабженных средствами для обнаружения места замыкания на землю и отключения поврежденного участка. Определение мощности по более короткому времени работы не рекомендуется, во-первых, потому, что дугогасящий аппарат должен выдерживать несколько следующих друг и другом замыканий на землю, во-вторых, потому, что возможна работа такого аппарата в системе, имеющей смещение нейтрали до 15 % номинального фазного напряжения. Это постоянно действующее напряжение вызывает протекание тока через ДГР. Дугогасящая катушка, которая может продолжительно пропускать 3% ее номинального тока на любой отпайке без превышения допустимой температуры, будет автоматически пригодна для работы со 100%-ным током в течение 10 мин. Предельные температуры при этом имеют следующие величины: для масла превышение 55-60°С (в зависимости от сорта масла); для меди - до 125°С над температурой окружающей среды. В нормальном режиме (до замыкания на землю) температура обмоток ДГР не должна превышать 55°С. Это исходная температура учитывается при расчетах 10-минутной мощности. Опыт эксплуатации показывает, что эти температуры обеспечивают нормальный срок службы аппаратов, если в среднем аппарат работает с полной нагрузкой 5 раз в год.

Мощность заземляющих и других вспомогательных аппаратов рассчитываются исходя из выше описанных режимов работы ДГР, с учетом дополнительных увеличений токов при использовании шунтирующих резисторов для надежного срабатывания защиты от замыканий на землю. Обычно это время не превышает нескольких секунд, но с учетом возможных ряда последовательных замыканий на землю на различных линиях расчетное время действия повышенных токов принято 1 минута.

Класс изоляции дугогасящего аппарата должен соответствовать линейному напряжению системы, а заземляющего вывода компенсирующего устройства для систем напряжения ниже 25 кВ не менее 8,66 кВ, а для систем U_H > 25 кВ не ниже 15 кВ.

Мощность реакторов должна выбираться по значению емкостного тока сети с учетом ее развития в ближайшие 10 лет.

При отсутствии данных о развитие сети мощность реакторов следует определять по значению емкостного тока сети, увеличенному на 25%.

Расчетная мощность реакторов Q_K (кВхА) определяется по формуле

Q_k = Ic (3.1)

где Uном - номинальное напряжение сети, кВ

1_С - емкостный ток замыкания на землю, А.

При применении в сети дугогасящих реакторов со ступенчатым регулированием тока количество и мощность реакторов следует выбирать с учетом возможных изменений емкостного тока сети с тем, чтобы ступени регулирования тока позволяли устанавливать настройку, близкую к резонансной при всех возможных схемах сети.

При емкостном токе замыкания на землю более 50 А рекомендуется применять не менее двух реакторов.

Вспомогательное оборудование (линейные выключатели, шунтирующие сопротивления, трансформаторы напряжения, разъединители, шины и др.) должны иметь ту же изоляцию, что и дугогасящий аппарат.

Схема включения компенсирующих устройств и вспомогательного оборудования.

Подключение дугогасящих катушек осуществляется двумя способами:

- К нейтрали силовых трансформаторов или к нулевой шине на которую подключены нулевые выводы одного или нескольких силовых трансформаторов.

- По схеме с использованием заземляющего трансформатора с соединением обмоток в зигзаг или звезда-треугольник.

3.2 Выбор схемы и оборудования комплекса заземления нейтрали

В соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации режим заземления нейтрали сетей 6-35 кВ через дугогасящие реакторы четко прописан. Так в пункте 5.11.10 четко сказано:

«Дугогасящие аппараты должны иметь резонансную настройку. Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю должна быть не более 5 А, а степень расстройки не более 5%. Работа с недокомпенсацией емкостного тока, как правило, не допускается».

А в п. 5.11.12 ПТЭ сказано, что: «В сетях 6-10 кВ, как правило, должны применяться плавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматической настройкой компенсации.

При компенсации дугогасящих реакторов с ручным регулированием тока показатели настройки должны определяться по измерителю расстройки компенсации».

На основании этого и рекомендаций по результатам исследования приведенных ранее для условий рассматриваемой подстанции выбираем дугогасящие реакторы плунжерного типа обеспечивающие плавное регулирование компенсируемого тока ASR чешского производства, которые хорошо себя зарекомендовали при эксплуатации в условиях распределительных сетей России.

Так как в распределительной сети нет точки возможного подключения к нейтрали сети 35 кВ, т.к. питающий трансформатор имеет схему соединения «звезда-треугольник», трансформаторы собственных нужд со схемой соединения «звезда-звезда с нулем» не имеет вывода нейтрали на стороне 35 кВ и имеет ограниченную мощность, то предусматриваем установку дополнительного трансформатора для подключения дугогасящей катушки. Наиболее полно отвечает требованиям к этому трансформатору конструкция со схемой соединения «зигзаг» с выведенным нулем. Поскольку наша промышленность не выпускает таких трансформаторов то выбираем трансформатор типа TEGE фирмы EGE, т.к. эта же фирма выпускает комплект оборудования по компенсации емкостных токов, включая и автоматический регулятор типа REG-DP немецкой фирмы a-eberle, обеспечивающий автоматическую настройку ДГК в резонанс с емкостным током замыкания на землю.

Подключение ДГК к нейтрали с использованием трансформатора осуществляется кабелем марки ПвВнг.

Заземление ДГК выполняется путем присоединения заземляющего проводника от общего контура заземления подстанции к болтам заземления ДГК через кабельную вставку кабелем марки ПвВнг.

Дугогасящий реактор и вспомогательный трансформатор в соответствии с требованиями ПУЭ должны иметь сплошное сетчатое ограждение высотой не менее 2 м, расстояние от элементов конструкции комплекса до ограждения должно быть не менее указанного в ПУЭ. При этом ДГК и трансформатор должны устанавливаться на фундаменте с небольшим превышением над уровнем планировки.

Присоединительный трансформатор ДГК включается на резервные ячейки РУ-6 кВ, оборудованные выключателями, с помощью кабелей марки ПвВнг, докладываемого в кабельных каналах подстанции или открыто в лотках. Для подключения привода ДГК, автоматического регулятора и связей и контактных цепей ДГК, трансформатора, регулятора осуществляется контрольными кабелями марки ПвВнг.

Мощность дугогасящего реактора должна быть не менее:

S_ДГК=I_c^.U_н/v3=16,97^.35/v3=343 кВА.

Выбираем плавнорегулируемый автоматический дугогасящий реактор ASR1.0 35 кВ:

Таблица 3.1

Измерительный трансформатор тока:

Трансформатор тока обеспечивает измерение тока через дугогасящий реактор. Он размещен на заземляемом выводе главной обмотки и подключен к проходным изоляторам на крышке бака. (обозначены k, I). Параметры трансформатора тока:

* номинальный ток 5 A или 1 A

* класс 1

* мощность 30 ВА

Реле Бухгольца

Реле Бухольца предназначено для контроля состояния оборудования с жидкой изоляцией (трансформаторы, дугогасящие реакторы), оснащенного расширительным бачком. Реле реагирует на газообразование (разложение изоляции) внутри защищаемого оборудования. Реле Бухольца, установленное на реакторе, изготовлено согласно DIN 42566.

Таблица 3.2

Мощность присоединительного трансформатора

Как ранее установлено, присоединительный трансформатор со схемой соединения «зигзаг» выбирается мощностью 1,15 S_ДГК, т.е.

S_3T=1,15 S_ДГК =1,15^. 343=394,5 кВА

По каталогу фирмы EGE выбираем трансформатор типа TEGE-500 кВА Технические характеристики.

Масляный трансформатор TEGE мощностью 500 кВА на напряжение 35 кВ. Предназначен для эксплуатации:

в районах с умеренным климатом;

при температуре окружающего воздуха в диапазоне от - 40 °С до + 40 °С;

на открытом воздухе;

при относительной влажности воздуха до 80%;

на высоте не выше 1000 м над уровнем моря;

в окружающей среде, не содержащей токопроводящей пыли и агрессивных газов и паров в концентрациях, вызывающих разрушение изоляции и металлических частей. Габаритные размеры представлены на рис. 3.1

Рис. 3.1 Габаритные размеры заземляющего трансформатора.

Выбор сечения кабелей соединения ДГК и вспомогательного трансформатора.

Сечения кабелей выбираем по допустимому току и условию Iд> I_Р. За расчетный ток принимаем номинальный ток присоединительного трансформатора для кабеля подключающего трансформатор к РУ-35кВ:

S_H = 394,5 кВА

I_нт= = 6,5А

По стойкости к Iк.з.

I_кз===113 А

По табл. 1.3.6 ПУЭ принимаем кабель ПвВнг 3x25 с 1_д = 140 А, с учетом устойчивости токам КЗ.

Для подключения ДГК к трансформатору и к заземляющему устройству подстанции принимается одножильный кабель по расчетному току равному номинальному току дугогасящей катушки:

Ip⁼ S_ДГК /Uф=343^. = 17 А

По табл. 1.3.6 ПУЭ принимаем кабель ПвВнг 1x1,5 с 1_д =23 А > 1_Р.

Схема подключения компенсирующих аппаратов и вспомогательного оборудования представлена на рисунке 3.2.

Выбранный по проекту реактор дугогасящий плунжерный с плавным регулированием ASR-10/500 кВА с диапазоном регулирования емкостного тока 2-21 А может быть использован в сетях 35 кВ.

Рис 3.2 Схема подключения компенсирующих аппаратов и вспомогательного оборудования