Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 35/6…10 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Основное электрооборудование электрической подстанции

1.1 Быстродействующие выключатели постоянного тока

1.1.1 Сведения о быстродействующих выключателях постоянного тока

Быстродействующие выключатели (БВ) применяются для включения и отключения цепей постоянного тока под нагрузкой и автоматического отключения их при перегрузках и КЗ. Они являются одновременно коммутационными и защитными аппаратами.

В тяговых сетях постоянного тока напряжением 3 кВ при возникновении КЗ токи могут достигать 30 - 40 кА. Такие токи представляют большую опасность для сетей и оборудования термическими и динамическими воздействиями. В отличии от цепей переменного тока, где ток периодически снижается до нуля и дуга в отключающем аппарате в этот момент гаснет, в цепях постоянного тока происходит его нарастание до установившегося значения за сотые доли секунды. Отключение такого тока связано с большими трудностями. На практике отключение цепи постоянного тока осуществляют значительно раньше момента достижения током КЗ своего максимального значения. Для этого необходимы быстродействующие выключатели с максимальным током отключения от 15 до 27 кА. В зависимости от параметров отключаемой цепи такой отключающей способности БВ бывает вполне достаточно.

По принципу работы отключающего механизма быстродействующие выключатели делятся на две группы:

с пружинным отключением, отключение которых достигается за счет усилий, развиваемых мощными отключающими пружинами;

с магнито-пружинным отключением, отключение которых осуществляют как силы отключающих пружин, так и электромагнитные силы.

По способности реагировать на направление тока в цепи быстродействующие выключатели бывают:

поляризованные, автоматическое отключение которых происходит при определенном направлении тока через выключатель;

- неполяризованные, автоматическое отключение которых обуславливается только величиной тока и не зависит от его направления.

Отечественной промышленностью выпускались различные типы быстродействующих выключателей, нашедших широкое применение на тяговых подстанциях. Несмотря на то, что некоторые типы выключателей сняты с производства, в эксплуатации они продолжают находиться. Основные типы применяемых выключателей: АБ-2/4, ВАБ-28, ВАБ-43. На смену им идут выключатели типов ВАБ-49 и ВАБ-50 различных модификаций.

1.1.2 Схема устройства выключателя АБ-2/4

Выключатель АБ-2/4 (автоматический быстродействующий) на номинальный ток 2 кА и номинальное напряжение 4 кВ более 20 лет назад снят с производства, но до сих пор является довольно распространенным выключателем на электрифицированных участках постоянного тока.

Общий вид выключателя АБ-2/4 показан на рис. 1. Он крепится на четырех изоляторах 12, установленных на раме выкатной тележки 1. Магнитопровод 3 является основой электромагнитного механизма выключателя. Дугогасительная камера 4 лабиринтно-щелевого типа способна растягивать дугу до 4,5 м. Магнитное дутье в камере осуществляется сильно развитыми полюсами 7, прилегающими к камере снаружи с обеих сторон.



Рис. 1. Общий вид выключателя типа АБ-2/4

Полюса закреплены в магнитопроводе, на котором расположены с двух сторон камеры катушки магнитного дутья 8. Стенки камеры расходятся вверху, С внутренней стороны стенок камеры имеются клинообразные перемежающиеся перегородки 6, расходящиеся по радиусам. Эти перегородки образуют для электрической дуги лабиринт - зигзагообразную щель, в которой дуга растягивается. В верхней части камеры лабиринт прерван и установлены пламегасительные решетки 5 представляющие собой пакеты тонких стальных пластин, служащих для охлаждения и деионизации пламени и газов, сопровождающих дугу. Контактные выводы 9 к 11 служат для подключения БВ к шинам электрической цепи, в которую он включается. Индуктивный шунт 10 выполнен в виде пакета изолированных друг от друга стальных пластин, надетых на медную шину. Блок-контакты 2 через систему тяг и рычагов связаны с главными контактами, расположенными в нижней части дугогасительной камеры.

Электромагнитный механизм выключателя (рис. 2) крепится на литой чугунной раме 24, он имеет магнитопровод, образованный литыми брусьями 11 и 20 прямоугольного сечения, скрепленными стержнем круглого сечения 17, на который надета держащая катушка 18. На брусе 20 укреплен П-образный магнитопровод 22, набранный из изолированных друг от друга стальных пластин. На правом стержне П - образного магнитопровода размещена включающая катушка 21, на левом - размагничивающий виток главного тока 23 (катушка автоматического отключения) и дополнительная калибровочная катушка 27, которая имитирует главный виток при настройке выключателя. На верхнем брусе 11 между двумя щеками 12 закреплен на оси 30 якорь 28, набранный из изолированных стальных пластин. При повороте якоря между ним и брусом 11 остается постоянный воздушный зазор 5. На оси 3 между щеками 12 закреплен рычаг 4 подвижного контакта 2, оттягиваемый вправо отключающей пружиной 9. Этот рычаг с помощью гибкого проводника 31, выполненного из пакета медной фольги, соединен с размагничивающим витком 23. Параллельно витку 23 включен индуктивный шунт 26. Неподвижный контакт 1 соединен последовательно с катушкой магнитного дутья 32. К внешней цепи выключатель подключается контактными выводами 25 и 33.

Держащая катушка 18 постоянно находится под током. На эскизе магнитной системы (рис. 2, а) показаны магнитные потоки держащей катушки Фдк, создаваемые током /да, и включающей катушки Фт, создаваемые током /вк в процессе включения выключателя.

На эскизе показан начальный момент включения, когда якорь выключателя находится под действием усилия отключающей пружины Fnp в левом положении, но на него уже действует усилие, создаваемое включающей катушкой F. Магнитный поток Фвк намагничивает правый стержень П-образного сердечника и размагничивает левый, по которому проходит встречный поток Фдк Якорь 28 притягивается к правому стержню, преодолевая усилие пружины 9, выключатель переходит в предвключенное состояние, показанное на рис. 2 (штриховой линией показано положение подвижного контакта после включения).



Рис. 2. Устройство выключателя АБ-2/4 и эскизы магнитной системы БВ: а - в начальный момент включения; б - во включенном состоянии; в-в начальный момент отключения

Пока по включающей катушке 21 протекает ток и существует магнитный поток, якорь 16 механизма свободного расцепления притягивается к скошенной части правого стержня, поворачиваясь вокруг оси 15. Якорь 16 соединен тягой 14 со стопорной скобой 6, которая упирается в ролик 5 хвостовика рычага 4 подвижного контакта 2, не давая возможности соединиться ему с неподвижным контактом 1. Только после отключения включающей катушки и исчезновения магнитного потока под действием сил пружины 9 якорь 16 «отлипает» от скошенной части стержня магнитопровода и занимает положение, показанное штриховыми линиями. Контакты 1 и 2 замыкаются, так как механизм свободного расцепления, состоящий из якоря 16, тяги 14 и стопорной скобы 6, этому не препятствует.

На рис. 2, б показан эскиз магнитной системы выключателя после отключения включающей катушки. Магнитный поток держащей катушки Фт перебрасывается вместе с якорем из левого стержня в правый, и якорь удерживается в притянутом состоянии после исчезновения потока Фвк.

Автоматическое отключение выключателя (рис. 2, в) происходит при достижении потоком Фр, создаваемым током /р размагничивающего витка главного тока, величины, необходимой для размагничивания правого стержня. Потоки Фдк и Фр в нем направлены встречно, результирующий поток Фдк - Фр снижается по мере нарастания тока /р. В то же время левый стержень намагничивается потоком Ф, притягивая к себе якорь. При некотором значении тока /р якорь перебрасывается влево. Это происходит при совместном действии сил магнитного притяжения и отключающей пружины, что характерно для выключателей с магнитно-пружинным отключением.

Калибровочная катушка потока Ф витка главного тока, применяется при регулировке уставки выключателя. Так как она имеет большое число витков, то для создания необходимого для отключения выключателя магнитного потока с помощью калибровочной катушки нужен сравнительно с витком главного тока небольшой ток. Уставку выключателя регулируют винтом 29, при опускании которого уменьшается зазор между левым стержнем и верхним брусом 11. Уменьшение воздушного зазора и, следовательно, магнитного сопротивления для потока Ф приводит к увеличению последнего при том же токе /р. Таким образом, необходимый для отключения выключателя магнитный поток можно получить при меньшем токе за счет уменьшения регулируемого зазора. Для увеличения тока уставки регулировочный винт необходимо перемещать вверх, вворачивая его в брус 11.

Индуктивный шунт 26 включен параллельно витку 23 главного тока, поэтому происходит распределение тока выключателя по двум параллельным ветвям: индуктивный шунт и виток главного тока. При нормальном режиме работы цепи индуктивность шунта не влияет на распределение токов по ветвям. Когда возникает КЗ в защищаемой цепи, резкое возрастание тока приводит к увеличению сопротивления индуктивного шунта за счет индуктивности, вследствие чего большая часть тока КЗ протекает через виток главного тока. Резкое возрастание тока в витке, благодаря влиянию шунта, ускоряет процесс отключения. При одной величине токов нормального режима и КЗ в индуктивный шунт ответвляются разные токи. При КЗ для отключения нужен меньший ток, чем при нормальном режиме, то есть индуктивный шунт автоматически снижает уставку выключателя при быстром нарастании тока в цепи.

Блок-контакты 19 выключателя приводятся в действие с помощью тяги 7, соединяющей ось 3 с рычагом 8, связанным с блок-кон - тактами изолирующей тягой 10. Пружина 13 обеспечивает необходимое нажатие в контактах и амортизацию при переключениях. Блок-контакты используются в схемах управления, сигнализации и автоматики.

К схеме дистанционного управления выключателем АБ-2/4 предъявляются два основные требования: обеспечение необходимой длительности импульса тока во включающей катушке и исключение многократного включения на короткое замыкание.

Автоматический выключатель QF включается последовательно с разъединителями QSX (шинный) и QS2 (линейный) в линию, питающую тяговую сеть от шины 3,3 кВ. Включение выключателя QF осуществляется путем нажатия кнопки включения SBC в цепи 3-4. Катушка контактора КМ получает питание и своим контактом замыкает цепь 1-2, по которой через включающую катушку У А С протекает ток в несколько десятков ампер. Выключатель QF переходит в предвключенное состояние, показанное на рис. 2. Его блок-контакты QFX (цепь 3-4), QF2 (цепь 7-8) и QF3 (цепь 9-10) переключаются. Контакт QF3 размыкает цепь зеленой лампы HLG, а контакт QF2 замыкает цепь красной лампы HL R, сигнализирующей включение выключателя. Контакт QFX шунтирует катушку КМ, контактор отключается и размыкает цепь 1-2 катушки YA С. Последняя теряет питание и механизм свободного расцепления выключателя разрешает ему замкнуть цепь питающей линии 3,3 кВ. Катушка YA С рассчитана на кратковременное протекание по ней большого тока, поэтому сразу после включения QF она отключается, хотя кнопка SBC остается нажатой. Таким образом, обеспечивается необходимая длительность включающего импульса.

Если при включении выключателя QF в питающей линии возникает ток КЗ, то QF автоматически отключается и не должен включаться повторно. В схеме предусмотрена блокировка выключателя от многократных повторных включений его при нажатой кнопке SBC с помощью реле блокировки KBS. После шунтировки катушки КМ блок-контактом QFX напряжение цепи полностью прикладывается к катушке реле KBS, которое сработав, дополнительно шунтирует катушку контактора КМ своим контактом KBS. При автоматическом отключении QF и размыкании QF {катушка контактора КМ при замкнутом контакте SBC не получит питание, так как реле KBS, оставаясь под током, продолжает шунтировать катушку КМ, запрещая повторное включение выключателя.

При необходимости включить выключатель второй раз необходимо опустить кнопку SBC, ее контакт разомкнет цепь 3-4, реле КВ& потеряет питание, разомкнет свой контакт. После этого при нажатии кнопки SBC начинается процесс следующего включения выключателя.

Оперативное отключение выключателя осуществляется нажатием кнопки цепи 5-6. Держащая катушка YAT обесточивается, магнитный поток Фдк (рис. 2) снижается до нуля, выключатель отключается под действием усилия отключающих пружин. Держащая катушка, намотанная тонким проводом большой длины, имеет значительную индуктивность. При отключении в ней наводится значительная э.д.с., которая может привести к пробою изоляции между витками. Во избежание этого параллельно катушке YA Т включается разрядный резистор 7?, через который протекает ток под действием э.д.с. Диод VD запрещает протекание тока через резистор в рабочем режиме, не мешая протеканию через него разрядного тока при размыкании цепи держащей катушки. Резистор R2 используется для регулировки тока в цепи держащей катушки. Так как от этого тока зависит магнитный поток, удерживающий выключатель во включенном положении, а величина магнитного потока определяет ток уставки срабатывания выключателя, то ток держащей катушки должен быть тщательно отрегулирован и в процессе эксплуатации выключателя не должен изменяться. Чтобы сопротивление держащей катушки не менялось, она все время находится под током, даже при отключенном выключателе. Протекающий по катушке ток поддерживает ее температуру, а, следовательно, и сопротивление.

2. Расчет мощности электрической подстанции

2.1 Выбор трансформатора, расчет мощности подстанции

Выбрать трансформатор, рассчитать мощность подстанции и максимальные рабочие токи подстанции. Подстанция двухтрансформаторная 35/10 кВ. От подстанции питаются 2 потребителя со следующими данными:

Р_уст1 = 8900 кВт К_с1 = 0,25 cos ц₁ = 0,93

Р_уст2 = 3300 кВт К_с2 = 0,29 cos ц₂ = 0,92

1. Расчет максимальных активных мощностей потребителей

Р_макс = Р_уст * К_с (2.1.)

Р_уст - установленная мощность потребителя, кВт.

К_с - коэффициент спроса, устанавливающий режим работы потребителя, загрузку и кпд оборудования, одновременность его включения.

Р_макс1 = Р_уст1 * К_с1

Р_макс1 = 8100 * 0,22 = 1782 кВт

Р_макс2 = Р_уст2 * К_с2

Р_макс2 = 3250 * 0,26 = 845 кВт

_макс = Р_макс1 + Р_макс2

_макс = 1782 + 845 = 2627 кВт

2. Расчет максимальных мощностей потребителей.

Q_макс = Р_макс * tg ц (2.2.)

tg ц - тангенс угла ц, определяются по закону cos ц.

Q_макс1 = Р_макс1 * tg ц₁

Q_макс1 = 1782 * 0,394 = 702 квар

Q_макс2 = Р_макс2 * tg ц₂

Q_макс2 = 845 * 0,424 = 358 квар

_макс = Q_макс1 + Q_макс2

_макс = 702 + 358 = 1060 кВт

3. Максимальная полная мощность всех потребителей.

S_макс = K_р.м. * (1+ ) * (2.3.)

K_р.м. - коэффициент разновременности максимумов нагрузок подстанции.

Р_пост - постоянные потери, принимаемые 1…2%.

Р_пер - переменные потери, принимаемые 5…8%.

S_макс = 0,92 * (1+ ) * = 2867 кВА

4. Расчет мощности на шинах.

S_{макс. ш} = S_макс + S_{ном. тсн} (2.4.)

S_{макс. ш} = 2867 + 100 = 2967 кВlA

5. Расчет мощности трансформатора.

S_{ном. т} ? (2.5.)

1,4 - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора.

n - количество устанавливаемых трансформаторов.

S_{ном. т} ? = 2120 кВ

По результатам расчета выбирается трансформатор типа ТМН-2500/35.

6. Мощность тупиковой подстанции, питающийся транзитом от шин.

S_тп = n * S_{ном. т} (2.6.)

n - число трансформаторов.

S_{ном. т} - номинальная мощность выбранных трансформаторов.

S_тп = 2 * 2500 = 5000 кВА

7. Мощность проектируемой подстанции с учетом транзита.

S_тп = (n * S_{ном. т} + ?S_транз) * (2.7.)

?S_транз - суммарная мощность подстанции, питающихся транзитом через РУ проектируемой.

- коэффициент разновременности максимумов нагрузок проектируемой и смежных подстанций, питающихся транзитом через РУ проектируемой, принимаемый 0,6 … 0,8.

S_тп = (2 * 2500 + 5000) * 0,8 = 8000 кВА.

8. Максимальные рабочие токи сборных шин и присоединений подстанции.

Вводы подстанции.

I_{раб. макс} = (2.8.)

S_тп - максимальная полная мощность ТП, кВА.

К_пр - коэффициент перспективы развития подстанции и потребителей, равный 1,3.

I_{раб. макс} = = 172 А

Сборные шины РУ-35 кВ

I_{раб. макс} = (2.9.)

U_ном - номинальное напряжение на вводах, сборных шинах подстанции и потребителей, кВ.

I_{раб. макс} = = 104 А

Первичная обмотка трансформатора

I_{раб. макс} = (2.10.)

S_ном.т. - номинальная мощность трансформатора, кВА.

U_ном1 - номинальное первичное напряжение трансформатора, кВ.

К_пер - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, равный 1,5.

I_{раб. макс} = = 62 А

Вторичная обмотка трансформатора

I_{раб. макс} = (2.11.)

U_ном2 - номинальное вторичное напряжение трансформатора, кВ.

К_пер - коэффициент распределения нагрузки на шинах РУ, равный 0,5…0,7.

I_{раб. макс} = = 217 А

Сборные шины РУ-10 кВ

I_{раб. макс} = (2.12.)

I_{раб. макс} = = 174 А

Первичная обмотка ТСН

I_{раб. макс} = (2.13.)

I_{раб. макс} = = 8,7 А

Линии потребителей

I_{раб. макс} = (2.14.)

Р_макс - максимальная активная мощность потребителя, кВт.

cos ц - коэффициент мощности потребителей.

I_{раб. макс1} = = 144 А

I_{раб. макс2} = = 69 А.

3. Трансформаторные подстанции, схемы электрических соединений подстанции

3.1 Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 35/6…10 кВ

3.1.1 Назначение и классификация

Комплектные трансформаторные подстанции применяют для приема, распределения и преобразования электрической энергии трехфазного тока частотой 50 Гц.

По числу трансформаторов КТП могут быть однотрансформаторными, двухтрансформаторными и трехтрансформаторными.

По роду установки КТП могут быть:

- внутренней установки с масляными, сухими или заполненными негорючей жидкостью трансформаторами;

- наружной установки (только с масляными трансформаторами);

- смешанной установки с расположением РУ высшего напряжения и трансформатора снаружи, а РУ низшего напряжения внутри помещения.

КТП можно разделить на четыре основные группы.

1. КТП наружной установки мощностью 25…400 кВ-А, напряжением 6…35/0,4 кВ, применяемые для электроснабжения объектов сельскохозяйственного назначения. Это в основном мачтовые подстанции. КТП данной группы состоят из шкафа ввода ВН, трансформатора и шкафа НН, укомплектованного на отходящих линиях автоматическими выключателями.

2. КТП внутренней и наружной установки напряжением до 10 кВ включительно мощностью 160…2500 кВ·А, которые в основном используются для электроснабжения промышленных предприятий. КТП этой группы состоят из шкафов ввода на напряжение 10 кВ и РУ напряжением до 1 кВ. Для КТП применяют как масляные, так и заполненные негорючей жидкостью или сухие трансформаторы специального исполнения с боковыми выводами, для КТП наружной установки - только масляные.

3. Сборные и комплектные трансформаторные подстанции напряжением 35…110/6…10кВ. Со стороны высокого напряжения подстанции комплектуются открытыми распределительными устройствами напряжением 35… 110 кВ, со стороны 6… 10 кВ - шкафами КРУН наружной установки.

4. КТП специального назначения, перевозимые на салазках, напряжением 6… 10 кВ, мощностью 160…630 кВ-А, которые выпускаются для электроснабжения стройплощадок, рудников, шахт, карьеров.

3.1.2 Конструктивное исполнение комплектной трансформаторной подстанции

КТП напряжением 35/6…10 кВ применяют для электроснабжения небольших промышленных предприятий и сельскохозяйственных районов. КТП (рис. 3) состоит из ОРУ напряжением 35 кВ, силового трансформатора и КРУН напряжением 6…10 кВ наружной установки, металлического ограждения подстанции, совмещенного с контуром заземления.

Конструкция комплектной подстанции допускает возможность установки одного или двух силовых трансформаторов мощностью 630…3200 кВ-А.

ОРУ однотрансформаторной подстанции напряжением 35 кВ представляет собой портал, на котором смонтированы со стороны подстанции линейный разъединитель с двумя заземляющими ножами, а со стороны линии - стреляющие предохранители высокого напряжения, разрядники и резонансные заградители высокочастотной связи.

На стороне 35 кВ применяются следующие основные схемы: тупиковые, проходные, узловые, «мостик».

Ячейка ввода ОРУ имеет дополнительное внутреннее ограждение высотой 2 м, определяемой зоной выхлопа стреляющих предохранителей ПСН-35 и допустимыми расстояниями от аппаратуры, установленной в нижней части портала.

4. Короткие замыкания в электроэнергетических системах переменного тока

4.1 Термическое действие токов короткого замыкания

При протекании по проводникам электрического тока проводники нагреваются. При нагреве проводника током нагрузки часть выделенной теплоты рассеивается в окружающую среду, причем степень рассеивания зависит от условий охлаждения.

При протекании тока КЗ температура проводников значительно возрастает, так как токи при КЗ резко увеличиваются, а длительность КЗ мала, поэтому теплота, выделяющаяся в проводнике, не успевает передаться в окружающую среду и практически все идет на нагрев проводника. Нагрев проводника при КЗ может достигать опасных значений, приводя к плавлению или обугливанию изоляции, к деформации и плавлению токоведущих частей и т.п.

Критерием термической стойкости проводников являются допустимые температуры нагрева их токами КЗ (х_доп,°С).

Проводник или аппарат считается термически стойким, если его температура нагрева в процессе КЗ не превышает допустимых величин. Условие термической стойкости в общем случае выглядит так,°С:

х_кон ? х_доп (4.1.)

где х_кон - конечное значение температуры проводника в режиме КЗ.

Количественную оценку степени термического воздействия тока КЗ на проводники и электрические аппараты рекомендуется производить с помощью интеграла Джоуля

B_к = (4.2.)

где i_Kt - полный ток КЗ в произвольный момент времени t, А; t_откл - расчетная продолжительность КЗ, с.

Интеграл Джоуля является сложной функцией, зависящей от параметров источников энергии, конфигурации исходной расчетной схемы, электрической удаленности места КЗ от источников и других факторов. Для ориентировочных расчетов интеграла Джоуля В_к в цепях, имеющих значительную удаленность от источников питания, можно использовать формулу, кА²*с,

B_к = (4.3.)

где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент t = 0 от эквивалентного источника, кА; - эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с; t_откл - расчетная продолжительность КЗ, с.

Наиболее сложным является случай определения интеграла Джоуля при КЗ вблизи генераторов или синхронных компенсаторов. Но в учебном проектировании и здесь можно воспользоваться формулой (4.1.3.), так как полученное при этом значение В_к будет несколько завышено, а проводники и аппараты, выбранные в мощных присоединениях (генератор, трансформатор связи и др.) по условиям длительного режима и электродинамической стойкости, имеют значительные запасы по термической стойкости. Исходя из вышеизложенных соображений, в формуле (4.1.3.) в качестве Т_а.экв можно принять наибольшее из значений Т_а тех источников, которые подпитывают место КЗ, если таковых имелось несколько, так как это ведет к увеличению расчетного интеграла Джоуля и не дает погрешности при проверке аппаратов на термическую стойкость.

При определении интеграла Джоуля необходимо достаточно точно определить t_откл. Согласно ПУЭ расчетная продолжительность КЗ t_откл складывается из времени действия основной релейной защиты данной цепи (t_pз) с учетом действия АПВ и полного времени отключения выключателя (t_откл.в), которое указывается в каталожных данных выключателей, с,

t_откл = t_pз + t_откл.в (4.4.)

Для цепей генераторов с Р_номG ? 60 МВт ПУЭ рекомендуется принимать t_откл = 4 с, т.е. по времени действия резервной защиты.

Заводы-изготовители в каталогах приводят значения гарантированного среднеквадратичного тока термической стойкости (t_тер, кА) и допустимого времени его протекания (t_тер, с) для электрических аппаратов (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и др.).

В этом случае условие термической стойкости аппаратов в режиме КЗ выглядит так, кА²*с,

B_к ? t_тер (4.5.)

При проверке термической стойкости проводника, имеющего стандартное сечение q_станд, мм², должно быть выполнено условие

q_станд ? q_min (4.6.)

В ПУЭ оговорен ряд случаев, когда допустимо не проверять проводники и аппараты на термическую стойкость при КЗ. Это касается проводов воздушных ЛЭП, аппаратов и проводников цепей, защищенных плавкими предохранителями, и др.

5. Качество электроэнергии

5.1 Технические средства и меры повышения показателей качества электроэнергии, снижение отклонений напряжения

5.1.1 Общие сведения о качестве электроэнергии

Приемники электроэнергии (ПЭ) и аппараты, присоединенные к электрическим сетям, предназначены для работы при определенных номинальных параметрах: номинальной частоте переменного тока, номинальном напряжении, номинальном токе и т.п. Долгое время основными режимными параметрами, определяющими качество электрической энергии, считались значение частоты в электрической системе и уровни напряжения в узлах сети. Однако по мере внедрения в технологические производственные процессы электропотребителей, обладающих нелинейными вольтамперными характеристиками, все чаще приходилось учитывать возможные нарушения симметрии, синусоидальности формы кривой напряжения в трехфазных сетях.

На показатели качества электрической энергии заметное влияние оказывают параметры сетей. Например, напряжение на зажимах ПЭ будет зависеть от протяженности и характера сети, находящейся между источником питания (ИП) и данными ПЭ. Поэтому показатели, связанные с напряжением, являются местными (локальными), имеющими различные значения в точках сети. Частота сети является общесистемным (глобальным) параметром качества электрической энергии.

Опыт проектирования и эксплуатации электрических сетей показывает, что мероприятия по исключению и снижению влияния электрических сетей на показатели качества электроэнергии могут быть весьма дорогими. Поддержание оптимального уровня напряжения на зажимах каждого ПЭ в общем случае нецелесообразно и, в первую очередь, по экономическим соображениям. Действительно, поскольку ПЭ могут иметь неодинаковые режимы работы и находятся электрически на разном удалении от ИП, то для поддержания оптимального напряжения на зажимах каждого из них необходимо снабдить их индивидуальными регуляторами напряжения.

Очевидно, что это слишком дорого.

Более выгодным является групповое регулирование напряжения, когда общее регулирующее устройство устанавливается для группы ПЭ. При этом, естественно, номинальное напряжение будет поддерживаться лишь у некоторых из ПЭ, тогда как у остальных напряжение может отклоняться от номинального в большую или меньшую сторону.

Из-за этого в какой-то мере могут ухудшаться технические параметры производственных установок, отрицательно влияя на их экономичность. Однако экономия от замены индивидуального регулирования напряжения правильно выбранным групповым, как правило, перекрывает соответствующее снижение экономичности производства.

В требованиях к качеству электрической энергии, (ГОСТ 13109 - 99), указываются технически допустимые пределы отклонений значений от номинальных параметров. Первый у нас в стране государственный стандарт на качество электроэнергии был введен в 1967 г. (ГОСТ 13109 - 67). Он был скорректирован в 1979 и в 1987 гг., а в настоящее время действует новый ГОСТ 13109-99.

На этапе проектирования сети при нормальных режимах ее работы необходимо рассчитывать показатели качества электроэнергии (ПКЭ) и выбирать наиболее экономичные средства приведения параметров режимов к допустимым пределам (нормам). В условиях эксплуатации в электрической сети должен осуществляться систематический контроль за ПКЭ и соответственно приниматься меры по приведению параметров к допустимым нормам.

5.1.2 Показатели качества электроэнергии

ГОСТ 13109-99 устанавливает показатели и нормы качества электрической энергии (КЭ) в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных потребителей, или приемники электрической энергии (точки общего присоединения - ТОП). Этот ГОСТ устанавливает 11 основных показателей качества электроэнергии (ПКЭ):

1) отклонение частоты дf;

2) установившееся отклонение напряжения дU_у

3) размах изменения напряжения дUt;

4) дозу фликера (мерцания или колебания) Рt;

5) коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения К_U;

6) коэффициент п-й гармонической составляющей напряжения К_U(п)

7) коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности К_2U;

8) коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности К_0U

9) глубину и длительность провала напряжения дU_п,Дt_п;

10) импульсное напряжение U_имп;

11) коэффициент временного перенапряжения К_перU.

При определении значений некоторых показателей КЭ используют следующие вспомогательные параметры электрической энергии:

1) частоту повторения изменений напряжения дU_t F;

2) интервал между изменениями напряжения, D

3) глубину провала напряжения D_U, D_t;

4) частота появления провалов напряжения F_п;

5) длительность импульса по уровню 0,5 его амплитуды имп0,5 D_t;

6) длительность временного перенапряжения перU D_t.

Установлены два вида норм ПКЭ: нормально допустимые (норм.) и предельно допустимые.

5.1.3 Технические средства и меры повышения показателей качества электроэнергии

Существуют три основные группы методов повышения качества электроэнергии:

1) рационализация электроснабжения, заключающаяся, в частности, в повышении мощности сети, в питании нелинейных потребителей повышенным напряжением;

2) улучшение структуры 1УР, например обеспечение номинальной загрузки двигателей, использование многофазных схем выпрямления, включение в состав потребителя корректирующих устройств;

3) использование устройств коррекции качества - регуляторов одного или нескольких показателей качества электроэнергии или связанных с ними параметров потребляемой мощности.

Экономически наиболее предпочтительной является третья группа, так как изменение структуры сети и потребителей ведет к значительным затратам. Проектирование же новых сетей потребителей необходимо вести с учетом современных требований к качеству, ориентируясь на разработку регуляторов качества электроэнергии различных типов. Целенаправленное воздействие на изменение одного вида искажений вызывает косвенное воздействие на другие виды искажений. Например, компенсация колебаний напряжения вызывает снижение уровней гармоник и приводит к изменению отклонений напряжения.

Отклонения напряжения являются медленными и вызываются или изменением уровня напряжения в центре питания, или потерями напряжения в элементах сети требования по отклонениям напряжения для электроприемников не выполняются из-за значительных потерь напряжения в кабельной линии и на шинах питания. Обеспечить требования по отклонениям напряжения можно за счет регулирования напряжения в центре питания (гпп, рп) и путем снижения потерь напряжения в элементах сети.

Регулирование реализуется с помощью изменения коэффициента трансформации питающего трансформатора. Для этого трансформаторы оснащаются средствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) или имеют возможность переключения отпаек регулировочных ответвлений без возбуждения (ПБВ), т.е. с отключением их от сети на время переключения ответвлений. Трансформаторы с РПН позволяют регулировать напряжение в диапазоне от ±10 до ±15% с дискретностью 1,25…2,50%. трансформаторы с ПБВ обычно имеют регулировочный диапазон ±5%.

Снижение потерь напряжения в питающих линиях или кабелях может быть реализовано за счет снижения активного и (или) реактивного сопротивления. Снижение сопротивления достигается путем увеличения сечения проводов или применением устройств продольной компенсации (УПК). Продольная емкостная компенсация параметров линии заключается в последовательном включении конденсаторов в рассечку линии, благодаря чему ее реактивное сопротивление уменьшается.

Колебания напряжения в системе электроснабжения промышленного предприятия вызываются набросами реактивной мощности нагрузок. В отличие от отклонений напряжения колебания напряжения происходят значительно быстрее. Частоты повторения колебаний напряжения достигают 10…15 Гц при скоростях набросов реактивной мощности до десятков и даже сотен мегавар в секунду.

Для снижения колебания напряжения, необходимо уменьшить набросы реактивной мощности нагрузки, для снижения которых должны применяться быстродействующие источники реактивной мощности, способные обеспечить скорости набросов реактивной мощности, соизмеримые с характером изменения нагрузки.

Подключение источников реактивной мощности приводит к снижению амплитуд колебаний результирующей реактивной мощности, но увеличивает их эквивалентную частоту. При недостаточном быстродействии применение источников реактивной мощности может привести даже к ухудшению положения.

Для снижения влияния резкопеременной нагрузки на чувствительные электроприемники применяют способ разделения нагрузок, при котором наиболее часто применяют сдвоенные реакторы, трансформаторы трехобмоточные, с расщепленной обмоткой или питают нагрузки от различных трансформаторов. Эффект использования сдвоенного реактора основан на том, что коэффициент взаимоиндукции между обмотками сдвоенного реактора не равен нулю, а падение напряжения, уменьшающееся на 50…60% за счет магнитной связи обмоток реактора, в каждой секции.

Трансформаторы с расщепленной обмоткой позволяют подключать к одной ветви обмотки низшего напряжения резкопеременную нагрузку (источник искажений), а к другой - стабильную.

Снижение несимметрии напряжении достигается уменьшением сопротивления сети токам обратной и нулевой последовательностей и снижением значений самих токов. Учитывая, что сопротивления внешней сети (трансформаторов, кабелей, линий) одинаковы для прямой и обратной последовательностей, снизить эти сопротивления возможно лишь путем подключения несимметричной нагрузки к отдельному трансформатору.

Основным источником несимметрии являются однофазные нагрузки. При соотношении между мощностью короткого замыкания в узле сети к мощности однофазной нагрузки больше 50, коэффициент обратной последовательности обычно не превышает 2%, что соответствует требованиям ГОСТ. Снизить несимметрию можно, например, подключением мощных однофазных нагрузок через собственный трансформатор на шины 110 - 220 кВ. Снижение систематической несимметрии в сетях низкого напряжения осуществляется рациональным распределением однофазных нагрузок между фазами с таким расчетом, чтобы сопротивления этих нагрузок были примерно равны между собой. Если несимметрию напряжения не удается снизить с помощью схемных решений, то применяются специальные устройства.

В качестве таких симметрирующих устройств применяют несимметричное включение конденсаторных батарей или специальные схемы симметрирования однофазных нагрузок.

Если несимметрия меняется по вероятностному закону, то для ее снижения применяются автоматические симметрирующие устройства, в схемах которых конденсаторы и реакторы набираются из нескольких небольших параллельных групп и подключаются в зависимости от изменения тока или напряжения обратной последовательности (недостаток - дополнительные потери в реакторах). Ряд устройств основан на базе применения трансформаторов, например трансформаторов с вращающимся магнитным полем, представляющим собой несимметричную нагрузку, или трансформаторов, позволяющих осуществить пофазное регулирование напряжения. Снижение несинусоидального напряжения достигается:

* схемными решениями: выделение нелинейных нагрузок на отдельную систему шин; рассредоточение нагрузок по различным узлам питания с подключением параллельно им электродвигателей; группировка преобразователей по схеме умножения фаз;

* использованием фильтровых устройств: включение параллельно нагрузке узкополосных резонансных фильтров; включение фильтрокомпенсирующих устройств; применение фильтросимметрирующих устройств; применение источников реактивной мощности, содержащих фильтрокомпенсирутощие устройства;

* применением специального оборудования, характеризующегося пониженным уровнем генерации высших гармоник: использование «ненасыщающихся» трансформаторов; применение многофазных преобразователей с улучшенными энергетическими показателями.

Развитие современной базы силовой электроники и методов высокочастотной модуляции привело к созданию устройств, улучшающих качество электроэнергии - активных фильтров, подразделяемых на последовательные и параллельные, на источники тока и напряжения.

При разработке стратегии повышения качества электроэнергии в электрических сетях и обеспечения условий электромагнитной совместимости следует учитывать, что для исправления положения необходимы значительные материальные ресурсы и достаточно продолжительный период времени. Разработка всего комплекса мероприятий требует технической и экономической оценки последствий пониженного качества, что затруднено в силу следующих обстоятельств:

* воздействие качества электроэнергии на качество и количество выпускаемой продукции, а также на сроки службы электроприемников носит интегральный характер; изменения большинства показателей качества во времени являются стохастическими в силу их зависимости от режимов работы большого числа электроприемников;

* последствия пониженного качества электроэнергии часто проявляются в окончательном продукте, на качественные и количественные характеристики которого воздействуют и другие факторы;

* отсутствие данных отчетного характера, позволяющих установить причины следственные связи между реальными показателями качества, с одной стороны, и работой электрооборудования и качеством выпускаемой продукции - с другой;

* слабая оснащенность отечественных электрических сетей средствами измерения показателей качества электроэнергии.

Тем не менее для обеспечения требуемых показателей необходимо выполнение комплекса организационных и технических мероприятий, направленных на установление причин и источников нарушений и заключающихся в индивидуальном и централизованном подавлении помех с обеспечением повышенной помехозащищенности чувствительных к искажениям электроприемников.

Заключение

В проделанной мною курсовой работе я раскрыл тему: «Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 35/6…10 кВ», а именно было рассмотрено:

- основное электрооборудование электрической подстанции, а именно основная защита подстанции (выключатели нагрузки, короткозамыкатели и отделители);

- составлена схема комплектной трансформаторной подстанции напряжением 35/6…10 кВ;

- выполнена электрическая схема комплектной двухтрансформаторной подстанции с первичным напряжением 35 кВ;

- рассмотрено термическое действие токов короткого замыкания;

- рассмотрены показатели качества электроэнергии, технические средства и меры повышения показателей качества электроэнергии.

Основное назначение комплектной трансформаторной подстанции напряжением 35/6…10 кВ применение для приема, распределения и преобразования электрической энергии трехфазного тока частотой 50 Гц.

Подобная работа позволяет обнаружить практические проблемы в технологии эксплуатации комплектных трансформаторных подстанций напряжением 35/6…10 кВ. В необходимости оснащения подстанции быстродействующими аппаратами и релейной защитой для нормальной работы электрооборудования, резервировании потребителей I и II категории от разных секций шин. В экономичном использовании понижающих трансформаторов, которые могут работать параллельно или поочередно с возможностью автоматического включения резервного трансформатора. Питание потребителей собственных нужд: релейной защиты, автоматики, телемеханики, цепей управления и сигнализации, освещения и электрического отопления, подогрева оборудования в зимнее время, освещения, а также проведения ремонтных работ должна предусматривать установка двух трансформаторов собственных нужд. Разъединители позволяют обеспечить безопасность проведения ремонтных работ.

Практика должна показать насколько грамотно эксплуатируется КТП, а также в какой степени тот или иной исполнитель несет ответственность за выполнение поставленных задач.

При составлении схемы комплектной трансформаторной подстанции напряжением 35/6…10 кВ я учитывал ее применение и резерв.

Список литературы

ток трансформатор подстанция напряжение

1. Грумбина А.Б. Электрические машины и источники питания РЭА. Москва, 2009 г.

2. Чунихин А.А. Электрические аппараты. Учебник для вузов. 6-е изд., Москва, 2006 г.

3. Барыбин Ю.Г. Справочник по проектированию электроснабжения, Москва, 2008 г.

4. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. Учебное пособие, Москва, 2009 г.

5. Соколов Б.А., Соколова Н.Б. Монтаж электрических установок, Москва, 2007 г.

6. Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций, Москва, 2004 г.

7. Идельчик В.И. Электрические системы и сети, Москва, 2007 г.

8. Почаевец В.С. Электрические подстанции, Москва, 2009 г.

9. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций, Москва, 2008 г.

Размещено на Allbest.ru