!6. КР МДК 1.2 22-23. Нейтрали электроустановок (понятие, сети с изолированной и заземленной нейтралью, их области применения и процессы в них при кз)

• Название: Нейтрали электроустановок (понятие, сети с изолированной и заземленной нейтралью, их области применения и процессы в них при кз)
• Дата: 01.04.2023
• Размер: 100.74 Kb.
• Имя файла: !6. КР МДК 1.2 22-23.docx
• Тип: Документы; #1029713

Содержание

1.Нейтрали электроустановок (понятие, сети с изолированной и заземленной нейтралью, их области применения и процессы в них при КЗ) 3

2.Определение сечений проводников по потере напряжения (описать метод, привести примеры) 6

3.Методика выбора сечения сборных шин распределительных пунктов (назначение системы сборных шин, способы прокладки сборных шин, факторы выбора, выбор токоведущих шин по допустимому току нагрузки, проверка на электродинамическую и термическую устойчивость, примеры расчета) 7

Список использованной литературы 16

1. 
   Нейтрали электроустановок (понятие, сети с изолированной и заземленной нейтралью, их области применения и процессы в них при КЗ)
   

В зависимости от характера (величины) тока замыкания на землю электрические сети разделяются на сети с изолированной и сети с заземленной нейтралью (или глухозаземленной нейтралью, что одно и то же). Что это означает и в чем разница?

Под нейтралью подразумеваются нейтрали трансформаторов, входящих в электрическую сеть одного напряжения, то есть имеющих электрическую связь. Как мы помним, обмотки разных напряжений трансформатора электрической связи между собой не имеют, а имеют магнитную связь, значит и сети разных напряжений между собой электрически не связаны. Если на трансформаторах одной сети заземлить (соединить с землей) нейтрали обмоток одного напряжения (как мы помним, в нормальном режиме работы трансформатора напряжение на нейтрали равно нулю), то электрическая сеть этого напряжения и будет сетью с заземленной нейтралью. Если же все нейтрали обмоток одного напряжения трансформаторов одной сети не имеют связи с землей, то эти сети являются сетями с изолированной нейтралью.

Если на оборудовании в сети с изолированной нейтралью произойдет замыкание одной фазы (одного провода) на землю, то замкнутого контура не будет, так как он разорван в месте нейтраль – земля и тока большой величины в точке замыкания не будет. Большого тока не будет, но ток , хоть и небольшой, все же будет – это зарядный или емкостной ток данной сети. Величина его зависит от емкости данной сети, которая в данном случае работает как конденсатор, емкость которого зависит от протяженности линий этой сети. Сети сети с изолированной нейтралью еще называют сети с малым током замыкания на землю. В случае однофазного замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью немедленного отключения оборудования, на котором произошло замыкание, не требуется, т.к. отсутствуют большие токи способные привести к повреждению оборудования и оно может работать сколь угодно долго не прерывая питания потребителей. На первый взгляд. Но существует ряд причин, по которым режим однофазного замыкания в сети с изолированной нейтралью не желателен и его нужно устранить в возможно более короткий срок.

Во-первых, при нормальном режиме работы сети напряжение каждой фазы относительно земли в   раз меньше напряжения между фаз (напряжение каждой фазы относительно земли называется фазным, а напряжение между фазами – линейным). При замыкании одной фазы на землю, на двух других фазах по отношению к земле напряжение повышается до линейного (увеличивается в   раз), т.к. земля в данной сети уже имеет такой же потенциал, как и фаза замкнувшая на землю. Если в какой-то точке сети на одной из неповрежденных фаз из-за слабой, по какой-то причине, изоляции произойдет ее «пробой», то возникнет двухфазное короткое замыкание (по контуру: фаза - точка замыкания на землю – земля - пробитый изолятор - вторая фаза - обмотки трансформатора), которое сопровождается большими токами повреждающими оборудование. Другими словами – однофазное замыкание на землю в сети с изолированной нейтралью опасно переходом в двухфазное короткое замыкание.

Во-вторых, однофазное замыкание на землю в сети с изолированной нейтралью представляет опасность для людей, находящихся вблизи точки замыкания. Поскольку напряжение возникающее на поверхности земли в точке соприкосновения с фазой резко уменьшается при удалении от этой точки (полностью исчезает на расстоянии приблизительно 8 м), то человек, оказавшийся на расстоянии ближе 8 м к точке замыкания попадет в зону напряжения. При этом, если стоять, держа ноги вместе, ничего страшного не произойдет, но стоит ступням ног оказаться на расстоянии друг от друга одной ближе, другой дальше от точки замыкания, то между этими точками возникнет разность потенциалов, т.к. одна нога (которая ближе к точке замыкания) находится в зоне более высокого напряжения, чем другая и человека «долбанет» не трудно догадаться в каком месте, причем чем шире шаг, тем больше разность потенциалов. Поэтому из зоны замыкания нужно выходить либо прыжками, либо мелкими шажками. Этот эффект называется шаговым напряжением. Еще существует понятие напряжения прикосновения. Это когда человек касается рукой корпуса оборудования в котором произошло замыкание на землю (на корпус, что одно и тоже, потому что все корпуса оборудования должны быть заземлены).

В-третьих, емкостной ток в точке замыкания на землю при величине более 5-10 А проходит в виде электрической дуги, что при замыканиях внутри трансформаторов или генераторов приводит к повреждению обмотки и магнитопровода. Поэтому на генераторах с током замыкания на землю более 5 А устанавливается защита на отключение генератора при возникновении замыкания на землю. В сетях напряжением 6, 10 и 35 кВ, где токи замыкания на землю превышают соответственно 30, 20 и 10 А применяются устройства компенсации емкостного тока, которые снижают его до величины менее 5 А. Это так называемые дугогасящие катушки (ДГК), которые представляют из себя сердечник (магнитопровод) с намотанной на него обмоткой и помещенный в герметичный корпус заполненный трансформаторным маслом. Один конец обмотки подключен к нейтрали трансформатора сети, подлежащей компенсации, а другой соединен с землей. Так как сети 6-10 кВ питаются от вторичных обмоток трансформаторов 110-35 кВ, соединенных в треугольник, то для ДГК либо ставится отдельный трансформатор 6-10 кВ, отмотка которого соединена в звезду, либо она включается в нейтраль трансформатора собственных нужд подстанции. Поскольку катушка представляет из себя индуктивное сопротивление, то при замыкании на землю она оказывается под фазным напряжением (земля это фаза, а нейтраль трансформатора - нуль) и по ней протекает индуктивный ток. А индуктивный ток противоположен по направлению емкостному току в точке замыкания на землю и уничтожает его. Величина индуктивного тока регулируется количеством витков катушки. Величина емкостного тока замыкания на землю сети определяется (замеряется) опытным путем при помощи искусственно (сознательно) созданного замыкания на землю. Сети, где применяются дугогасящие катушки, называются еще сетями с компенсированной нейтралью.

В нашей энергетике с изолированной нейтралью работают сети напряжением 6, 10 и 35 кВ. Сети остальных напряжений работают в режиме заземленной нейтрали.


Рис.1 Трехфазная сеть с изолированной нейтралью: схема протекания емкостных токов при однофазном замыкании на землю.

 Сети напряжения до 1 кВ с изолированной нейтралью являются, как правило, малоразветвленной, к ним так же относятся трехпроходные сети напряжением 380 и 660 В.

Электроустановки с изолированной нейтралью следует применять при повышенных требованиях в отношениях безопасности (торфяные разработки, угольные шахты, гонные карьеры и др. опасные производства) и при условии надежного контроля изоляции сети для быстрого обнаружения замыкания на землю. Системы с изолированной нейтралью, как правило, не имеют четвертого (нулевого) провода. В таких сетях при замыкании на землю через место повреждения будут проходить только емкостные токи, обусловленные напряжением и емкостью неповрежденных фаз. Напряжение поврежденной фазы по отношению к земле будет равно нулю, а напряжение двух других фаз становится равными междуфазным напряжением. При замыкании на землю система питания сети с изолированной нейтралью не отключается и может работать до отыскания повреждения персоналом согласно ПУЭ до 3 часов.

2. 
   Определение сечений проводников по потере напряжения (описать метод, привести примеры)
   

Метод применяется для выбора сечений в распределительных сетях, где очень важным является фактор потерь напряжения, т.к. способы регулирования напряжения в таких сетях весьма ограничены.

Допустимая потеря напряжения ∆U_доп – это такая потери напряжения, при которой отклонения напряжения на зажимах электроприемников не выходят за пределы предусмотренных ГОСТ технически допустимых значений. Формула для определения потери напряжения в распределительных сетях:




Рис. 2. Зависимость удельных сопротивлений линии от сечения

Из рис.2 видно, что удельное реактивное сопротивление линии х_о мало зависит от сечения. В распределительных сетях его значение для воздушных линий х_о≈0,4 Ом/км, для КЛ 6-10 кВ х_о≈0,09 Ом/км, для КЛU_ном1кВ х_о≈0,06Ом/км.

Порядок выбора сечения по допустимой потере напряжения следующий.

1. Подставляя в формулу (1) значения нагрузок P, Q, длину линии L, ∆U_доп, среднее значение х_о, находят значение R.

2. Зная R, находят r_o = R/L.

3. По справочным данным находят стандартное сечение, соответствующее рассчитанному r_o.

4. Далее выполняют проверки по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах и по механической прочности.

3. 
   Методика выбора сечения сборных шин распределительных пунктов (назначение системы сборных шин, способы прокладки сборных шин, факторы выбора, выбор токоведущих шин по допустимому току нагрузки, проверка на электродинамическую и термическую устойчивость, примеры расчета)
   

Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

Рассмотрим типы проводников, применяемых на электростанциях и подстанциях. На рис. 1 упрощенно, без разъединителей, показаны эле­менты схем ТЭЦ, КЭС.

Цепь генератора на ТЭЦ (рис. 3, а). В пределах турбинного отделения от выводов генератора G до фасадной стены (участок АБ) токоведущие части выполняются шинным мостом из жестких голых алюми­ниевых шин или комплектным пофазно-экранированным токопроводом (в цепях генераторов мощностью 60 МВт и выше). На участке БВ между турбинным отделением и главным распределительным устройством (ГРУ) соединение выполняется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом. Все соединения внутри закрытого РУ 6—10 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Соединение от ГРУ до выводов трансформатора связи Т1 (участок ИК) осуществляется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом.

На некоторых действующих электростанциях ГРУ располагается в главном корпусе, например, в машинном зале и весь участок от выводов генератора G до фасадной стены (участок АК) выполняется жесткими шинами.

Токоведущие части в РУ 35 кВ и выше обычно выполняются стале-алюминиевыми проводами АС. В некоторых конструкциях ОРУ часть или вся ошиновка может выполняться алюминиевыми трубами.

Цепь трансформатора собственных нужд (рис. 3, а). От стены ГРУ до выводов Т2, установленного вблизи ГРУ, соединение вы­полняется жесткими алюминиевыми шинами. Если трансформатор соб­ственных нужд устанавливается у фасадной стены главного корпуса, то участок ГД выполняется гибким токопроводом. От трансформатора до распределительного устройства собственных нужд (участок ЕЖ) приме­няется кабельное соединение.

В цепях линий б-10 кВ вся ошиновка до реактора и за ним, а также в шкафах КРУ выполнена прямоугольными алюминиевыми ши­нами. Непосредственно к потребителю отходят кабельные линии.

В блоке генератор — трансформатор на КЭС участок АБ и отпайка к трансформатору собственных нужд ВГ (рис. 3, б) выполняются комплектным пофазно-экранированным токопроводом.



Рис. 3. К выбору проводников в ос­новных электрических цепях: элементы схем ТЭЦ (а); КЭС и АЭС (б);

 

Для участка ЕД от Т2 до распределительного устройства собственных нужд применяется закрытый токопровод 6кВ.

В цепи резервного трансформатора собственных нужд (участок ЖЗ) может быть выполнен кабелем или гибким проводом. Выбор того или другого способа соединения зависит от взаимного расположения ОРУ, главного корпуса и резервного ТЗ. Так же как на ТЭЦ, вся ошиновка в РУ 35 кВ и выше выполняется проводами АС.

На подстанциях, в открытой части, могут применяться провода АС или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансфор­матора с закрытым РУ 6-10 кВ или с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. РУ 6-10 кВ применяется жесткая ошиновка.

 Выбор жестких шин

 В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения.

Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах.

Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации шины окрашивают при переменном токе фаза А в желтый, фаза В - зеленый и фаза С - крас­ный цвет; при постоянном токе положительная шина в красный, отрица­тельная — синий цвет.

Согласно ПУЭ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.

Выбор сечения шин производится по нагреву(по допустимому току). При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов и воз­можность неравномерного распределения токов между секциями шин. Усло­вие выбора:

 



где   - допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха, отличной от принятой в таблицах ( ). В последнем случае

 



Для неизолированных проводов и окрашенных шин принято  =70°С;  =25°С,тогда



где  - допустимый ток по таблицам [2] при температуре воздуха  = 25 °С;  - действительная температура воздуха;

- допустимая температура нагрева продолжительного режима (по ПУЭ дляшинпринято +70°С).

Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:

  или 

где   - температура шин при нагреве током КЗ;  - допустимая температура нагрева шин при КЗ [1];  - минимальное сечение по термической стойкости; q — выбранное сечение.

 Проверка шин на электродинамическую стойкость.

В большинстве конструкций шин механического резонанса не возникает. Поэтому ПУЭ не требуют их проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.

 Механический расчет однополосных шин.

 Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, определяется, Н/м:



Так как расстояние между фазами значительно больше периметра шин а>>2(b + h), то коэффициент формы k_ф = 1.

Наибольшие электродинамические усилия возникают при трехфазном повреждении, поэтому в дальнейших расчетах учитывается ударный ток трехфазного КЗ. Индексы (3) для упрощения опускаются.

Равномерно распределенная сила f создает изгибающий момент, (шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах), Н•м:



где l — длина пролета между опорными изоляторами шинной конструк­ции, м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изги­бающего момента, МПа:



где W— момент сопротивления шины относительно оси, перпендикуляр­ной действию усилия, см³ [1].

 Шины механически прочны, если



где   - допустимое механическое напряжение в материале шин.

Согласно ПУЭ   < 0,7  .

 Выбор изоляторов

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим усло­виям:

·        по номинальномунапряжению 

·        по допустимой нагрузке 

где F_расч - сила, действующая на изолятор; F_доп - допустимая нагрузка на головку изолятора:

F_доп=0.6F_разр;

F_разр - разрушающая нагрузка на изгиб.

 Пример

Задание. Выбрать ошиновку в цепи генератора ТВФ-бЗ и сборные шины 10.5 кВ, к которым присоединен генератор на ТЭЦ с двумя генераторами по 63 МВт и связью с системой по линиям 110 кВ. Принять Т_max= 6000 ч, среднемесяч­ную температуру наиболее жаркого месяца +30°С. Значения токов КЗ приведены в табл. 1.

Таблица 1 – Значения токов КЗ              

Источник	кА	кА	кА	кА
G1	28,3	20,4	78,4	27,93
G2+система	30,2	26,7	83	14,8
Итого на сборных шинах 10.5 кВ	58,5	42,1	161,4	42,73

Решение. Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распре­делительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

Наибольший ток в цепи генераторов и сборных шин, А:



Принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые 2 (125   55   6.5)мм² (см.[1]), I_{доп.ном} ⁼ 4640 А. С учетом поправочного коэффициента на темпе­ратуру 0,94 I_доп = 4640 0,94 = 4361 А, что меньше наибольшего тока, поэтому выбираем шины 2(150 65 7) мм² сечением 2 1785 мм², I_доп = 5650 0,94 = =5311 А > I_max = 4558 А.

 Проверка  сборных  шин  на  термическую  стойкость

По табл. 1  =58,5кА, тогда тепловой импульс тока КЗ (кА²с):    

 

Минимальное сечение по условию термической стойкости, мм²:



что меньше выбранного сечения 2 1785, следовательно, шины термически стойки; С принимаем по [1].

Проверка сборных шин на механическую прочность. По табл. 1 i_y=161,4кА. Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механиче­ской конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления  = 167 см³. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетную формулу принимаем          по  [1], МПа:



          где l принято 2 м;

 

 МПа,

 

поэтому шины механически прочны.

 Выбор изоляторов.

 Выбираем опорные изоляторы ОФ-10-2000У3, F_разр=20000 Н, высота изолятора Н_из=134 мм. Проверяем изоляторы на механическую прочность. Максимальная сила, действующая на изгиб, Н:



          где принято расстояние между фазами а=0.8 м.

 

          Поправка на высоту коробчатых шин:



где F_расч = k_hF_и = 1.61 H > 0.6 F_разр=12000 Н, таким образом, изолятор ОФ-10-2000У3 не проходит по механической прочности. Выбираем изолятор ОФ-10-3000У3, F_разр=30000 H, тогда F_расч=16985 H<0.6 30000 Н.

Выбираем проходной изолятор П-10-5000-4250,  U_ном=10 кВ, I_ном=5000А>I_max=4558 А; F_разр=42500 Н.

 

Проверяем изолятор на механическую прочность:  

 

Проверка ошиновки в цепи генератора на термическую стойкость.

Выше выбраны шины сборные и ошиновка в цепи генератора оди­накового сечения 2 1785 мм². Расчетный ток в цепи генератора по табл. I_п.о=30,2 кА (ветвь G2 + система) меньше, чем на сборных шинах, поэтому ошиновка в цепи генератора термически стойка.

 Проверка шин на механическую прочность.

Примем l = 2 м, а=0,6 м; швеллеры шин соединены жестко только в местах крепления шин на изоляторах (l_п = l) По табл. 4.4 расчетный ток i_y=83кА, тогда, МПа:



 



 

где h=134 мм=0.134 м; W_п=W_у-у=14.7 см³ по [1]

 

МПа,

 

поэтому шины механически прочны.

 Выбор изоляторов. Выбираем опорные изоляторы ОФ-10-2000У3, сила, действующая на изолятор, Н:

 

          Проходной изолятор выбираем такого же типа, как на сборных шинах

П-10-5000-4250.

Выбор комплектного токопровода.От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом. По [2] выбираем ТЭКН-20/7800 на номинальное напряжение 20 кВ, номинальный ток 6800 А, электродина­мическую стойкость главной цепи 250 кА.

Проверяем токопровод:

Список использованной литературы

1.     Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.

2.     Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций : Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

3.     Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузов/ А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.В. Наяшкова и др. Под ред. А.А. Васильева. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

4.     Измерительные трансформаторы на главных схемах электростанций. МУ для курсового и дипломного проектирования. – Киров, ВятГТУ, ПРИП. 1999 г.
М ИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ ПЕРМСКОГО КРАЯ

Государственное бюджетное профессиональное
образовательное учреждение

«СОЛИКАМСКИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ»

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА
Междисциплинарный курс МДК 01.02 Электроснабжение
Студента Пантелеева Станислава Сергеевича
Курс 2 Группа ЭП-22(з)
Специальность 13.02.11 Техническая эксплуатация и обслуживание

электрического и электромеханического оборудования (по отраслям)


Выполнил ___________________ Пантелеев С.С.

(подпись)
Проверил ___________________ Дзолось Р.Н.

(подпись)

г. Соликамск 2023 г.