Word для распечатки, чтобы нарезать билеты (kolbasa_galkin

01_РУ_сх.РУ
РУ – это установка, предназначенная для приема
и распределения электроэнергии на одном
напряжении и содержащая коммутационные
аппараты (выключатели и разъединители, а на
подстанциях
могут
быть
отделители
и
короткозамыкатели), измерительные аппараты
(трансформаторы тока и напряжения) и проводники
обеспечивающие связь между аппаратами.
Существует большое многообразие схем РУ
отличающихся
надежностью,
оперативной
гибкостью и соответственно стоимостью. Имеет
место зависимость: чем выше надежность и
оперативная гибкость РУ – тем выше его стоимость.
К РУ подключаются различные присоединения. К
основным присоединениям можно отнести: линии
электропередачи (W), силовые трансформаторы (T)
и генераторы (G) (если это РУ генераторного
напряжения на ТЭЦ).
Все многообразие РУ можно разделить на схемы
РУ со сборными шинами и схемы РУ без сборных
шин. Последние в свою очередь можно разделить
на РУ по упрощенным схемам и на РУ на основе
кольцевых схем.(многоугольники) Во многих
схемах РУ можно встретить части схемы, которые
содержат три последовательно включенных
элемента: разъединитель (QS1), выключатель (Q),
трансформатор тока (TA) и еще один разъединитель
(QS2).
Рассмотрим некоторые самые распространенные
схемы РУ в каждой из указанной групп.
02_РУ_упр.сх
РУ по упрощенным схемам. РУ по упрощенным
схемам представляют собой различные варианты
блоков линия – трансформатор или мостиков, не
являются характерными для электростанций и
обычно применяются на стороне высокого
напряжения подстанций при небольшом числе
присоединений. Сюда же можно отнести и схему
заход – выход.
Варианты этих схем приведены на рис.8.1. Здесь
линии
показаны
стрелками,
а
силовые
трансформаторы
показаны
перечеркнутыми
(регулировка напряжения под нагрузкой). Линии и
силовые трансформаторы не являются элементами
РУ, а представляют собой присоединения к РУ. В
схеме РУ показаны выключатели, разъединители,
трансформаторы
тока
и
трансформаторы
напряжения.
РУ по схеме блок линия – трансформатор (рис.
8.1,
б)
применяется
на
тупиковых
однотрансформаторных подстанциях в качестве РУ
ВН
при
одной
питающей
линии.
На
двухтрансформаторных тупиковых подстанциях
при двух питающих линиях применяют РУ по схеме
два блока линия – трансформатор с выключателями и
неавтоматической перемычкой со стороны линий (рис.
8.1,в).
РУ по схеме мостиков (рис. 8.1, г и д)
применяются на высокой стороне транзитных
подстанциях, которые включаются в рассечку
транзитной линии. В пределах подстанции транзит
мощности происходит по цепи автоматической
перемычки, содержащей выключатель. Кроме этого
выключателя в схеме мостиков есть еще два
выключателя. Они могут быть установлены или со
стороны силовых трансформаторов (рис. 8.1, г ) или
со стороны линий (рис. 8.1, д ). На время ремонта
элементов автоматической перемычки, чтобы не
прекращать транзит мощности, предусмотрена
неавтоматическая перемычка (без выключателя),
которую называют ремонтной.
Рис. 8.1. РУ по упрощенным схемам:
а — блок с разъединителем; б — то же, но с
выключателем; в — два блока с выключателями и
неавтоматической перемычкой со стороны линий; г —
мостик с выключателями в цепях трансформаторов и
ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов;
03_РУ_сб.шины
Схемы РУ со сборными шинами. РУ со
сборными шинами состоит из сборных шин, к
которым подключаются различные присоединения.
К основным присоединениям можно отнести: линии
электропередачи, силовые трансформаторы и
генераторы
(если
это
РУ
генераторного
напряжения).
Сборными шинами называются участки шин
жесткой или гибкой конструкции, обладающих
малым
электрическим
сопротивлением,
предназначенные для подключения присоединений.
В схемах со сборными шинами в цепи основных
присоединений
устанавливаются
следующие
аппараты.
Со
стороны
сборной
шины
устанавливается разъединитель, который называют
шинным, затем устанавливают выключатель, после
выключателя – трансформатор тока, а за ним, со
стороны присоединения, еще один разъединитель,
который
называют
линейным
или
трансформаторным
(в
зависимости
от
присоединения).
Среди множества РУ со сборными шинами можно
выделить следующие:
 схемы РУ с одной рабочей системой шин (обычно
секционированной);
 схемы РУ с одной рабочей и обходной системами
шин;
 схемы РУ с двумя рабочими и обходной
системами шин;
 схемы с двумя рабочими системами шин и тремя
выключателями
на
два
присоединения.
Схема РУ с одной рабочей системой шин
является простой, наглядной, экономичной, но не
обладает достаточной оперативной гибкостью.
При ремонте выключателя или другого аппарата в
цепи присоединения оно теряет питание, а при
ремонте шины или секции шин теряют связь все
присоединения, связанные с этой шиной (секцией).
Рис. 8.2 Схема РУ с одной рабочей системой
шин: а – несекционированная выключателем; б –
секционированная выключателем.
Продолжение рис. 8.1:
д — мостик с выключателями в цепях линий и
ремонтной перемычкой со стороны линий; е —
заход—выход
На транзитных однотрансформаторных
подстанциях применяют РУ по схеме заход—
выход (рис. 8.1, е ). Здесь также есть ремонтная
перемычка без выключателя
На
электростанциях
такая
схема
в
секционированном варианте может применятся в
схемах РУ питания собственных нужд 6 кВ или в
генераторном РУ 6 – 10 кВ на ТЭЦ.
На подстанциях такая схема в секционированном
варианте может применятся в схемах РУ на
стороне низкого напряжения 6 – 10 кВ (иногда 35
кВ)(РУ НН).
04_РУ_1РСШ
Схема РУ с одной рабочей и обходной системами
шин применяется на станциях и подстанциях при
напряжении 110, 220 кВ, если число
присоединений
меньше
семи.
Важным
достоинством данной схемы является возможность
замены любого (одного в данный момент)
выключателя в цепи присоединения при его
ремонте или ревизии обходным выключателем
(QB1 на рис.8.3) без перерыва питания
присоединения. Путь тока в обход ремонтируемого
выключателя создается с помощь обходного
выключателя и обходной системы шин. Часто
рабочая система шин в этой схеме секционируется,
как это и показано на рисунке. В обычном режиме
работы обходная система шин не находится под
напряжением и её шинные разъединители (QSB)
отключены. В отключенном положении находятся
и обходной выключатель и разъединители в его
цепи.
Основные операции по замене выключателя в
цепи присоединения обходным с учетом правил
коммутации рассмотрим на примере выключателя
Q1 в цепи линии W1:
-Сначала включают разъединители в цепи
обходного выключателя QB1, причем, в вилке
разъединителей включают тот, который связан с
той же секцией что и W1.
-После этого включают QB1 и этим подают
напряжение на обходную шину. Это делается для
проверки изоляции обходной шины.
-На следующем шаге отключают QB1.
-Теперь, когда уровень изоляции проверен,
включают шинный разъединитель QSB1 в цепи W1.
-Вновь включают QB1.
-Теперь мы имеем два пути протекания тока в
цепи W1: один через Q1, а другой через QB1.
-Теперь можно отключить Q1 и разъединители в
его цепи за исключением шинного разъединителя
QSB1.
Однако в этой схеме сохраняется тот недостаток,
что при ремонте секции рабочих шин связь между
присоединениями этой секции теряется. Этого
недостатка лишена схема с двумя рабочими
системами шин, часто она имеет и обходную шину.
Рис.
8.3
Схема
с
одной
рабочей
секционированной и обходной системами шин
(трансформаторы тока и напряжения не показаны):
QSB1, QSB2, QSB3 – шинные разъединители
обходной системы шин в цепях присоединений; Q1
– выключатель в цепи присоединения; QS1 и QS2 –
шинный и линейный разъединители в цепи
присоединения; QB1 – обходной выключатель;
QK1 (QK2) – секционный выключатель.
05_РУ_2РСШ
Схема РУ с двумя рабочими и обходной
системами шин применяется при напряжении РУ
110, 220 кВ, если число присоединений не меньше
семи. В этой схеме часть присоединений связана с
одной рабочей шиной (К1), а часть – с другой (К2).
Но любое присоединение можно перевести с
помощью шиносоединительного выключателя QK
и шинных разъединителей присоединения с одной
системы рабочих шин на другую. (При этой
операции шиносоединительный выключатель QK и
разъединители в его цепи должны находиться во
включенном состоянии.) Это используют при
ремонте любой рабочей шины. Наличие обходного
выключателя и обходной шины даёт те же
преимущества, что и в предыдущей схеме.
Рис. 8.4 Схема с двумя рабочими и обходной
системами шин (трансформаторы тока и
напряжения
не
показаны):
QK
–
шиносоединительный
выключатель;
QB
–
обходной выключатель; К1 – первая рабочая
система шин; К2 – вторая рабочая система шин; КВ
– обходная система шин.
Недостатком этой схемы, как и предыдущих,
остаётся то, что при аварийном отключении одной
из рабочих шин (например, в следствие КЗ на
шине) она будет отключена и потеряется связь
между присоединениями, которые связаны с этой
шиной
06_РУ_2СШ_3В2Пр
Схема с двумя рабочими системами шин и тремя
выключателями
на
два
присоединения
рекомендована к применению в РУ напряжением
330 – 750 кВ и при числе присоединений шесть и
более. В этой схеме за счет дополнительного
расхода выключателей (условно 1,5 выключателя на
присоединение, отсюда второе название схемы
«полуторная») достигается высокая оперативная
гибкость и надежная связь между присоединениями
при многих аварийных и оперативных ситуациях.
Среди достоинств схемы можно отметить, что при
ремонте или ревизии любого выключателя все
присоединения остаются в работе, а при аварийном
отключений одной из рабочих шин связь между
присоединениями не теряется, так как она
осуществляется через оставшуюся в работе шину
Среди
недостатков
можно
указать
на
необходимость коммутации присоединений двумя
выключателями и на повышенную стоимость.
Кроме этого в этой схеме усложняются вторичные
цепи трансформаторов тока, т.к. трансформаторы
тока здесь устанавливаются в цепи выключателей и
чтобы получить ток присоединения приходится
суммировать (согласно первому закону Кирхгофа)
токи вторичных обмоток двух трансформаторов.
выключателями Q1, Q3. Многократное присоединение
элемента в общую схему увеличивает гибкость и
надежность работы, при этом число выключателей в
рассматриваемой схеме не превышает числа
присоединений. В схеме треугольника на три
присоединения — три выключателя, поэтому схема
экономична.
В кольцевых схемах ревизия любого выключателя
производится без перерыва работы какого-либо
элемента. Так, при ревизии выключателя Q1 отключают
его и разъединители, установленные по обе стороны
выключателя. При этом обе линии и трансформатор
остаются в работе, однако схема становится менее
надежной из-за разрыва кольца. Если в этом режиме
произойдет КЗ на линии W2, то отключаются
выключатели Q2 и Q3, вследствие чего обе линии и
трансформатор останутся без напряжения. Полное
отключение всех элементов подстанции произойдет также
при КЗ на линии и отказе одного выключателя: так,
например, при КЗ на линии W1 и отказе в работе
выключателя Q1 отключаются выключатели Q2 и Q3.
Вероятность совпадения
Рис. 8.6 Кольцевые схемы (многоугольники)
(трансформаторы тока и напряжения не показаны).
Рис. 8.5 Полуторная схема РУ(трансформаторы
тока и напряжения не показаны) : К1 и К2 – рабочие
системы шин.
07_РУ_Кол.Сх
Схемы РУ на основе кольцевых схем
(многоугольников). Применяются в РУ 110-220 кВ
и более. В кольцевых схемах (схемах многоугольников)
выключатели соединяются между собой, образуя
кольцо. Каждый элемент — линия, трансформатор —
присоединяется
между
двумя
соседними
выключателями. Самой простой кольцевой схемой
является схема треугольника (рис. 8.6 а). Линия W1
присоединена к схеме выключателями Q1, Q2, линия
W2 — выключателями Q2, Q3, трансформатор —
повреждения на линии с ревизией выключателя, как
было сказано выше, зависит от длительности ремонта
выключателя. Увеличение межремонтного периода и
надежности работы выключателей, а также уменьшение
длительности ремонта значительно повышают
надежность схем.
В кольцевых схемах надежность работы выключателей
выше, чем в других схемах, так как имеется возможность
опробования любого выключателя в период нормальной
работы схемы. Опробование выключателя путем его
отключения не нарушает работу присоединенных
элементов и не требует никаких переключений в схеме.
На рис. 8.6, б представлена схема четырехугольника
(квадрата). Эта схема экономична (четыре выключателя на
четыре присоединения), позволяет производить опробование и
ревизию любого выключателя без нарушения работы ее
элементов. Схема обладает высокой надежностью.
Отключение всех присоединений маловероятно, оно может
произойти при совпадении ревизии одного из
выключателей, например Q1, повреждении линии W2 и
отказе выключателя второй цепи Q4. При ремонте линии
W2 отключают выключатели Q3, Q4 и разъединители,
установленные в сторону линий. Связь оставшихся в
работе присоединений W1, Т1 и Т2 осуществляется через
выключатели Ql, Q2. Если в этот период повредится Т1,
то отключится выключатель Q2, второй трансформатор и
линия W1 останутся в работе, но транзит мощности будет
нарушен. Установка линейных разъединителей QS1 И
QS2 устраняет этот недостаток.
Достоинством всех кольцевых схем является использование
разъединителей только для ремонтных работ. Количество
операций разъединителями в таких схемах невелико.
К недостаткам следует отнести более сложный
выбор трансформаторов тока, выключателей и
разъединителей. Трансформаторы тока здесь
устанавливаются, так же как и в полуторной схеме,
в цепи выключателей
08_ГСх_ЭПр
Главная
схема
электрических
соединений
электростанции или подстанции — это совокупность
основного
электрооборудования
{генераторы,
трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и
другой первичной аппаратуры со всеми выполненными
между ними в натуре соединениями.
Выбор главной схемы является определяющим при
проектировании электрической части электростанции
(подстанции), так как он определяет полный состав
элементов и связей между ними. Выбранная главная
схема является исходной при составлении
принципиальных схем электрических соединений, схем
собственных нужд, схем вторичных соединений,
монтажных схем и т.д.
На чертеже главные схемы изображаются в
однолинейном
исполнении
при
отключенном
положении всех элементов установки. В некоторых
случаях допускается изображать отдельные элементы
схемы в рабочем положении.
Все элементы схемы и связи между ними
изображаются в соответствии со стандартами единой
системы конструкторской документации (ЕСКД).
09_Нгрв_тквдщх_чстй
При работе токоведущих частей выделяют
продолжительный и кратковременный режимы
нагрева.
Оборудование
электростанций
и
подстанций в нормальных условиях работает в
продолжительном режиме, а при коротких
замыканиях в кратковременном режиме нагрева.
Процесс нагрева проводников в этих режимах
можно описать с помощью уравнения теплового
баланса. Составим это уравнение.
Пусть по длинному проводнику, имеющему
сопротивление R, удельную теплоёмкость c, массу
m и помещенному во внешнюю среду с
температурой θср протекает ток I. Для малого
интервала времени dt можно составить уравнение
теплового баланса:
I 2 Rdt  cmd  kF(   ср )dt .(9.1)
Здесь левая часть уравнения определяет тепло,
которое выделилось в проводнике за время dt,
первый член правой части определяет тепло
расходованное на повышение температуры
проводника на dθ градусов за время dt. Второй член
правой части определяет тепло выделившееся в
окружающую среду за время dt при условии, что k –
коэффициент теплоотдачи, учитывающий все её
виды (теплопроводность, конвекция, излучение), F
– поверхность проводника, а θ – температура
проводника.
10_ПРН
Продолжительный режим нагрева – это режим
с постоянной нагрузкой в течение неограниченного
времени, когда проводник или аппарат находится в
установившемся тепловом состоянии, достигая
неизменной температуры.
Каждый проводник и изоляционный материал
имеют
допустимые
температуры
в
продолжительном режиме θдоп.дл. Например,
изоляция в зависимости от класса имеет следующие
допустимые температуры:
к
У
А
Е
В
Р
Н
G
лас
с
θ
9
1
1
1
1
1
>
0
05
20
30
55
80
180
доп.д
л
0
,С
Для неизолированных медных и алюминиевых
проводников длительно допустимая температура
составляет 70оС.
Уравнение теплового баланса в продолжительном
режиме примет вид:
I 2 R  kF( уст   ср ) .
(9.2), т.к.
при некоторой установившейся температуре
проводника θуст его температура не изменяется и,
следовательно, dθ=0. На основании (9.2) можно
получить связь между током в проводнике I в
установившемся режиме и его температурой θуст:
I
kF ( уст   ср )
R
.(9.3)
Номинальным называют длительно допустимый
ток проводника, при котором проводник
достигает длительно допустимой температуры
θдоп.дл при стандартизированной температуре
окружающей среды θср.ст.
Среда
СТАНДАРТИЗИРОВАННАЯ
о
С
Воздух
для
+25
проводников
Воздух
для
+35
аппаратов
Земля
+15
Вода
+15
На основании (9.3) можно получить выражение
для Iном:
ТЕМПЕРАТУРА θср.ст,
I ном 
kF ( доп.дл   ср.ст )
.
(9.4)
R
Если температура окружающей среды не равна
стандартной, то проводник достигнет допустимой
температуры при другом токе. В этом случае
говорят о допустимом токе проводника при данных
условиях:
I доп.дл 
kF ( доп.дл   ср ) . (9.5)
R
Если взять отношение допустимо длительного и
номинального токов, то можно получить связь
между этими токами:
 доп.дл   ср . (9.6)
I доп.дл  I ном
 доп.дл   ср.ст
γ – плотность проводника.
Произведем подстановку в уравнение (9.8)
рассмотренных выражений и проинтегрируем по
соответствующим переменным:
1
S2
t отк
I
2
kt
dt 
0
k
с0 (1   )
d .
(
1


)
0

 
Н
(9.9)
Здесь tотк – время с начала КЗ до отключения,
θн – начальная температура проводника (перед
КЗ),
θк – конечная температура проводника (в момент
отключения КЗ).
Величина
Bк 
t отк
I
2
kt
dt
пропорциональная
0
количеству тепла, выделенного при КЗ, носит
название теплового импульса, а величина
A
Bк
S2
носит название удельного теплового
импульса. Значение интеграла в правой части
соответствующее начальной температуре θн
обозначим Ан, а конечной θk – Ак. Теперь можно
записать:
Bк
 Aк  Aн
S2
или
Aк 
Bк
 Aн .
S2
Величина А есть сложная функция температуры
проводника и приводится в справочниках в виде
графиков для проводников из различных
материалов.
Рассмотрим, как с помощью этих графических
зависимостей (Рис.9.1) определить конечную
температуру проводника.
Из отношения произвольного тока в проводнике I
и номинального тока можно определить
установившуюся температуру проводника θуст при
произвольной температуре среды θср, отличной от
стандартной:
2
 I  .

 I ном 
 уст   ср  ( доп.дл   ср.ст )
(9.7)
11_14 (-)
Нагрев проводников в кратковременном
режиме.
Критерием термической стойкости проводника в
этом режиме является температура его нагрева
токами КЗ. Проводники (и аппараты) считаются
термически стойкими, если их конечная
температура в процессе КЗ не превышает
допустимой величины θк доп., т.е. θк ≤ θк доп.
Определить конечную температуру нагрева
проводника θк в процессе КЗ можно с помощью
уравнения теплового баланса , которое из-за
краткости режима КЗ, когда можно пренебречь
выделением тепла в окружающую среду, примет
вид:
I kt R dt  c md .
2
(9.8)
Здесь Ikt – ток КЗ (действующее значение),
который с течением времени t может изменяться;
R   0 (1   )
l - активное сопротивление
S
проводника при текущей температуре θ,
ρ0 – удельное сопротивление проводника при
θ=00С;
l и S – длина и сечение проводника;
α – температурный коэффициент сопротивления;
c  c0 (1   ) - теплоёмкость проводника при
температуре θ,
c0 – теплоёмкость при θ=00,
β – температурный коэффициент теплоёмкости;
m=γlS – масса проводника,
Рис. 9.1 Кривые для определения конечной
температуры проводников.
В качестве начальной температуры θн принимаем
установившуюся температуру θуст проводника
перед КЗ, которую вычисляем по ранее
приведенной формуле (9.7), где I максимальный ток
нагрузки в проводнике.
Зная θн, по кривой A=f(θ) определим Ан. Вычислив
Вк, определим
Aк  Aн 
Bк
S2
, а затем по кривой
определим конечную температуру θк.Если будет
выполняться условие θк≤θк доп, то проводник в
данных условиях будет термически стоек.
Таким образом, чтобы с помощью кривых A=f(θ)
определить термическую стойкость проводников
необходимо уметь вычислять тепловой импульс
тока КЗ Вк. Так как ток КЗ в общем случае содержит
периодическую и апериодическую составляющие,
то и тепловой импульс Вк представляют состоящим
из двух составляющих: Вкп – определяется
переменной составляющей тока КЗ и Вка –
определяется апериодической составляющей тока
КЗ. Вк≈Вк п+Вк а.
При КЗ недалеко от генераторов (КЗ на выводах
генераторов, на сборных шинах распредустройств
станций) действующее значение периодической
составляющей тока КЗ из-за переходных процессов
в генераторах и действия систем возбуждения
генераторов изменяется во времени (Рис 9.2). Это
изменение необходимо учитывать при расчете
теплового
импульса
от
составляющей тока КЗ Вк п.
периодической
Рис. 9.2 Кривая изменения переменной
составляющей тока КЗ для вычисления
Вкп.
В расчете Вк п участвуют в общем случае
следующие токи:
I’’ – сверхпереходный ток КЗ;
Iτ – периодический ток КЗ в
момент начала расхождения контактов
выключателя;
Imin
–
минимальное
значение
периодического тока КЗ;
Iотк – периодический ток КЗ на момент
отключения.
Время
начала
расхождения
контактов
выключателя τ=tсв+tрз min, здесь tсв – собственное
время выключателя (т.е. время с момента подачи
команды на отключения выключателя до начала
расхождения его контактов), а tрз min – минимальное
время срабатывания основных защит в цепи
выключателя (при отсутствии данных принимается
0,01 с).
Время отключения КЗ tотк=tво+tрз max, здесь tво –
время отключения выключателя tрз max –
максимальное время срабатывания резервных
защит в цепи выключателя.
Расчет Вкп основан на аппроксимации площади
под кривой I2(t) прямоугольниками. При этом
рассматриваются два случая:
1) tотк>tmin
15_СВ_2Пр
При КЗ проводники и аппараты подвергаются
воздействию значительных электродинамических
сил, которые могут достигать 4000 – 16000 Н. Эти
силы могут вызвать остаточную деформацию
жестких проводников , схлёстывание гибких
проводников, вызвать отказ во включении
выключателей или самопроизвольное отключение
разъединителей. Чтобы этого не случилось, все
системы токоведущих частей и электрические
аппараты проверяются на электродинамическую
стойкость
при
проектировании
первичной
электрической схемы.
Из физики известно, что на элемент проводника
dl с током i в магнитном поле с индукцией B
действует сила dF=iBdlsinα. Магнитное поле может
быть создано другим проводником с током, тогда
говорят о взаимодействии двух проводников с
токами (α – угол между вектором плотности тока j в
проводнике и вектором магнитной индукции B в
районе проводника).
Магнитную индукцию от проводника с током
можно определить с помощью закона Био-Савара,
но иногда бывает удобнее определить В с помощью
закона полного тока:
2
f пог  2  10 7 k ф
i1i2
a
, где кф – коэффициент
формы проводника, значения которого приводится
в справочниках.
16_СВ_3ФС
Силы в трехфазной системе проводников.
Рассмотрим наиболее частый случай, когда
проводники фаз располагаются в одной плоскости
(Рис.10.2).
L
10.1 Силы взаимодействия двух проводников.
Часто взаимодействие между проводниками в
схемах
энергоустановок
сводится
к
взаимодействию двух параллельных проводников с
токами. Рассмотрим этот случай подробнее
(Рис.10.1). Пусть проводники длиной l находятся на
расстоянии а. Ток в одном проводнике i1 , в другом
i2. Будем считать, что l»а (это часто имеет место на
практике), тогда для вычисления индукции В1 от
первого
проводника
в
районе
второго
воспользуемся законом полного тока.
2
 I   I 
 I  I отк 
Bкп  
   
 (tmin   )
2
 2 


2
Рис. 10.1 Взаимодействие двух
проводников с токами и определение
направления силы с помощью правила
левой руки
.
При КЗ в распределительной сети, т.е. вдали от
генераторов, можно считать, что переменная
составляющая тока КЗ не изменяется во время КЗ и
равна сверхпереходному току. В этом случае
Вкп=I’’2tотк.
Апериодическая
составляющая
тока
КЗ,
возникнув в первый момент КЗ, затухает по
экспоненциальному закону с постоянной времени
петли КЗ Та. Можно показать, что при tотк>Та
тепловой
импульс
от
апериодической
составляющей можно принять Вка≈I’’2Та.
Так как в аппаратах их отдельные части могут
нагреваться до различных температур, то проверка
термической стойкости аппаратов производится не
по допустимой температуре, а по допустимому
тепловому импульсу. Для этого в справочниках
приводится ток термической стойкости аппарата
Iтер и время его протекания tтер. По ним можно
вычислить допустимый тепловой импульс Bкдоп=I2
тер tтер. Условием термической стойкости аппарата
будет выполнение соотношения Вк≤Вк доп.
Аппараты и токоведущие части в цепях
генераторов из-за длительного процесса гашения
поля генератора при его отключении проверяют при
условии, что tотк=4с.
Т.е.
погонная
сила
пропорциональна
произведению токов во взаимодействующих
проводниках
и
обратно
пропорциональна
расстоянию между ними.
В предыдущих формулах предполагалось, что
взаимодействующие
проводники
бесконечно
тонкие. Для проводников конечного сечения:
B
2) tотк<tmin
2
i1i2 .
a
  dl   i .
;
 I   I 
 I  I min 
 I  I отк 
Bкп  
   
 (tmin   )   min
 (tотк  tmin )
2
2
 2 




2
f пог  2  10 7
В качестве контура интегрирования L выберем
окружность с радиусом а. Тогда получим
B dl   i , т.к. в силу симметрии В1=const на

1
0 1
L

контуре L, то можно записать B dl   i . На
1
0 1
L
основании последнего выражения можно записать
для индукции от первого проводника в районе
B1 
второго:
 0 i1
2a
. Зная индукцию В1, можно
определить силу dF2 действующую на элемент dl2
второго проводника с током i2.
dF2  i2 B1dl 2 sin   i2
 0 i1
dl 2 .
2a
В нашем случае sin α=1, т.к. α=π/2, поэтому сила,
действующая на весь второй проводник:
l
F2   dF2 
0
 0 i1i2 l .
2a
В
практических
расчетах
динамической
стойкости пользуются понятием погонной силы
fпог=F/l [Н/м]. Для нашего случая с учетом того, что
μ0=4π10-7Гн/м, выражение для погонной силы
примет вид:
Рис. 10.2 Силы в трёхфазной системе токов.
В фазных проводниках протекают токи, которые
представляют собой синусоиды с амплитудами Im:
ia  I m (sin( t  120 0 ))
ib  I m sin t
ic  I m (sin( t  120 0 )) .
Сила, действующая на проводник средней фазы,
больше сил действующих на крайние фазы, поэтому
рассмотрим силу, действующую на среднюю фазу.
Эта сила будет складываться из двух сил – силы
действующей на фазу b со стороны фазы a и силы
действующей на фазу b со стороны фазы c:
i i i i
i i
fb  fba  fbc  2 107 b a b c  2 107 ib a c .
a
a
107

2
I m sin t  3  I m sin(t  )
a
2
Окончательно, с учетом формулы двойного угла
и коэффициента кф, для погонной силы,
действующей на среднюю фазу, можно записать:
fb  3
I m2
sin 2t  k ф 10 7 . Таким образом,
a
сила изменяется с частотой в два раза большей
частоты сети. Максимальное значение погонной
силы будет равно:
I2
f bm  3 m k ф 10 7 .
a
В переходном процессе КЗ наибольшее
мгновенное значение тока равно его ударному
значению iу, поэтому приближенно можно записать:
f bm  3
i у2
a
k ф 10 7 .
Наибольшие усилия между проводниками
возникают при трехфазном КЗ, поэтому этот вид КЗ
является расчетным при проверке проводников и
аппаратов на электродинамическую стойкость
17_ЭДСт_ЖП
Электродинамическая стойкость жестких
проводников. Электродинамическая стойкость
жестких проводников будет обеспечена, если будет
выполнено условие:
σрасч≤σдоп.
Здесь σрасч – расчетное механическое
напряжение в материале проводника;
σдоп – допустимое механическое напряжение в
материале проводника (согласно ПУЭ σдоп=0,7 σразр).
В качестве примера рассмотрим расчет
электродинамической стойкости проводников из
жестких однополосных шин (Рис.10.3). Жесткие
шины, как правило, жестко крепятся только к
одному изолятору в пролёте. На остальных
изоляторах шины крепятся с помощью накладок,
обеспечивающих
возможность
продольного
перемещения шин. Это необходимо для того, чтобы
не развивались механические напряжения в шинах
и изоляторах при изменении температуры.
Расчет проводится для фазы b, причем т.к. в
практических конструкциях a»b+h, то kф=1.
Равномерно
распределенная
сила
f bm  3
i у2
a
10 7
создаёт изгибающий момент
f bm l 2 , где Коп – коэффициент, зависящий от
K оп
M 
способа закрепления шин на опорных изоляторах.
На основе практики в общем случае принимают
Коп=10.
18_ВИзол
Выбор изоляторов. Т.к. шины крепятся на
опорных изоляторах, то необходима проверка их
электродинамической стойкости (Рис.10.4). В
общем случае выбор опорных изоляторов
производится по следующим условиям:

по номинальному
напряжению Uуст≤Uном;

по
электродинамической стойкости Fрасч≤Fдоп, где Fрасч
– сила, действующая на изолятор; Fдоп – допустимая
нагрузка на головку изолятора (Fдоп=0,6Fразр, Fразр –
разрушающая нагрузка на изгиб).
При горизонтальном или вертикальном
расположении изоляторов расчетная сила
Fрасч=fbmlkh, где kh – поправочный коэффициент на
высоту шины
kh 
H
b
, H  H из 
,
H из
2
где Низ – высота изолятора.
Рис. 10.3 Динамическая стойкость жестких
шин: а – расстояние между фазами; l – расстояние
между изоляторами; b,h – размеры сечения
проводника
Воздействие момента вызывает в материале
M , где W –
шин механическое напряжение
 расч 
W
момент сопротивления шины относительно оси,
перпендикулярной действию силы [м3]. W зависит
от формы и соотношения размеров в сечении
проводника.
Wz 
В
b 2 h . Т.к.
6
нашем
bh 2 ,
Wy 
6
случае
 расч  f (a, l ) , то, изменяя
Рис. 10.4 Динамическая стойкость опорного
изолятора
19_ЭДСт_ГП
Электродинамическая
стойкость
гибких
проводников. Электродинамическая стойкость
гибких проводников подвешенных на подвесных
изоляторах сводится к проверке на схлёстывание,
при котором может произойти недопустимое
сближение соседних фаз и пробой между ними.
Наибольшее сближение наблюдается при
двухфазных КЗ (Рис.10.5), когда провода сначала
отбрасываются в противоположные стороны, а
затем после отключения тока КЗ движутся
навстречу друг другу. Сближение будет тем
больше, чем меньше расстояние между фазами,
больше стрела провеса, больше величина и время
протекания тока КЗ.
a и l, добиваются выполнения условия σрасч≤σдоп.
Увеличение а приводит к возрастанию габаритов
установки, поэтому чаще прибегают к уменьшению
l.
Из условия σрасч=σдоп можно определить пролет,
который
будет
удовлетворять
условию
электродинамической
стойкости для жесткой
однополосной шины:
.
(10.1)
10 W
l
доп
0 
- для медных шин
l2
Рис. 10.5 Динамическая
проводников.
расстояние между изоляторами, м; J – момент
инерции поперечного сечения шины относительно
оси, перпендикулярной направлению изгибающей
силы, см4; S – площадь сечения шины, см2.
Изменяя
l,
добиваются
того,
чтобы
механический резонанс был исключен, и
одновременно выполнялось условие (1). Если
только вариация l не позволяет выполнить
требуемые условия, то изменяют еще и форму
сечения шины.
стойкость
гибких
Условием динамической стойкости будет
выполнение соотношения b≤bдоп ,
(2)
где b – отклонение от нормального положения
провода, bдоп – допустимое отклонение.
Отклонение определяется при известной стреле
провеса h, массе погонного метра провода m,
расстояния между проводами D.
Допустимое отклонение определяется по
наименьшему допустимому расстоянию между
соседними фазами в момент их наибольшего
сближения адоп, диаметру провода d и расстоянию
S
125,2 J , где l –
0  2
S
l
iдин  i у(3) , где iдин – ток динамической стойкости
аппарата, а iу(3) – ударный ток при трехфазном КЗ в
цепи аппарата.
21_Вбр_ДлР
Выбор по условиям длительного режима.
Выбор сечения ошиновки производится по
экономической плотности тока jэк[А/мм2 ].
Экономическая плотность зависит от от времени
использования максимальной нагрузки Tmax и для
наиболее
вероятных
значений
Tmax
для
алюминиевых проводов и шин лежит в пределах 1 –
1,3.
Приняв Tmax , определяют экономическое сечение
I р max , где Iр max–рабочий максимальный ток в
q эк 
j эк
цепи ошиновки. По qэк по каталогам выбирают
ближайшее стандартное сечение проводника
qст≥qэк. Выбранному стандартному сечению будет
соответствовать номинальный ток Iном, который
должен быть не меньше Iр max. Если температура
окружающей среды отличается от стандартной, то
необходимо
определить
I доп.дл  I ном
между фазами D.
bдоп 
D  d  aдоп .
2
Если условие (2) не выполняется, то увеличивают
расстояние между фазами D или уменьшают стрелу
провеса h.
 доп.дл   ср
 доп.дл   ср.ст
.
Должно
выполняться условие Iдоп дл≥ Iр max.
Выбор сечения сборных шин определяется по
нагреву наиболее загруженного участка. Для его
определения выполняют расчет перетока мощности
на участках сборных шин в различных возможных
режимах работы энергоустановки (рабочие
максимальный и минимальный режимы, аварийные
максимальный и минимальный режимы). Расчет
перетока производится раздельно по активной и
реактивной мощности. Определяется участок, где
переток по полной мощности S
пер 
2
2
Pпер
 Qпер
будет наибольшим равным Sперmax. Для этого
S пер max . Затем по
участка определяют ток
I max 
3U ном
каталогу выбирают проводник с сечением, для
которого Iном≥Imax. Если температура окружающей
среды отличается от стандартной, то необходимо
определить
f bm
Полученная
формула
справедлива
при
статическом действии силы. Но, как отмечалось
выше,
электродинамическая
сила
является
переменной во времени. Это может привести к
механическому резонансу в системе жесткие шиныизоляторы, когда собственные частоты системы
будут близки к 50 и 100 Гц. Если же собственные
частоты системы будут меньше 30 или больше 200
Гц, то механический резонанс не возникает и
проверка шин на электродинамическую стойкость
производится как в статическом случае.
Частота собственных колебаний можно
вычислить на основе следующих выражений:
- для алюминиевых шин
173,2 J
20_ЭДСт_Апп
Электродинамическая стойкость аппаратов
будет обеспечена, если будет выполняться условие
I доп.дл  I ном
 доп.дл   ср
 доп.дл   ср.ст
.
Должно выполняться условие Iдоп дл≥ Imax.
22_ПТДСт
Проверка ошиновок и сборных шин на
термическую и динамическую стойкость при КЗ
производится
согласно
тому,
как
это
рассматривалось ранее в раздела о термическом и
динамическом действии токов КЗ (разделы 9 и 10).
Если проводники в одной фазе расщеплены на
несколько,
то
необходима
проверка
на
динамическое взаимодействие проводников в
одной фазе при КЗ. Эта проверка заключается в
определении расстояния между распорками,
удерживающими проводники в фазе.
Кроме этого, для гибких проводников 35 кВ и
выше, в общем случае необходима проверка по
условию короны. Практически всегда эта проверка
необходима при напряжении 330 кВ и более.
23_ПУКор
Проверка по условиям короны
Разряд в виде короны возникает около провода
при высоких напряженностях электрического поля
и сопровождается потрескиванием и свечением.
Процессы ионизации воздуха вокруг провода
приводят к дополнительным потерям энергии, к
возникновению электромагнитных колебаний,
создающих радиопомехи, и к образованию озона,
оказывающего вредное влияние на поверхности
контактных соединений. Правильный выбор
проводников должен обеспечить уменьшение
действия короны до допустимых значений.
Рассмотрим порядок расчета для выбора сечения
проводов по условиям короны.
Разряд в воздухе виде короны возникает при
максимальном значении начальной критической
напряженности электрического поля, кВ/см,
 0,299  ,
E0  30,3m1 



r0 
где
m—
коэффициент,
учитывающий
шероховатость
поверхности
провода
(для
многопроволочных проводов m = 0,82); r0— радиус
провода, см.
Напряженность электрического поля около
поверхности
нерасщепленного
провода
определяется по выражению
,
(11.1)
0,354U
E
Dср
r0 lg
r0
где U— линейное напряжение, кВ; Dcp — среднее
геометрическое расстояние между проводами фаз,
см.
При
горизонтальном
расположении
фаз
Dcp=1,26D, а при расположении фаз по вершинам
равностороннего треугольника Dcp=D, где D —
расстояние между соседними фазами, см.
Из (11.1) видно, что снизить напряженность
электрического поля E около поверхности провода
ниже E0 можно за счет увеличения радиуса провода
r0 . Однако такое решение часто может оказаться
экономически не выгодным, так как приведет к
большому значению r0 и соответственно большим
затратам на применяемый провод. В этом случае
прибегают к расщеплению фазного провода на
несколько относительно тонких.
В распределительных устройствах 330 кВ и
выше
каждая
фаза
для
уменьшения
коронирования выполняется двумя, тремя или
четырьмя
проводами,
т.е.
применяются
расщепленные провода. Обычно в установках 330
кВ фазный провод расщепляют на два провода, в
установках 500 кВ - на три, а в установках750 кВ на четыре. В отдельных случаях расщепленные
провода применяются также на линиях 220 кВ.
Напряженность электрического поля (максимальное
значение) вокруг расщепленных проводов, кВ/см,
,
Ek
(11.2)
0,354U
Dср
nr0 lg
rэкв
где k— коэффициент, учитывающий число
проводов n в фазе; rэкв— эквивалентный радиус
расщепленных проводов (табл. 4.5).
Таблица
11.1
Значения k и rэкв
Число
проводов в фазе
Коэффиц
иент k
Эквивале
нтный
радиус rэкв,
см
2
3
4
r
1 2 0
a
r
1 2 3 0
a
r
1 3 2 0
a
r0 a
3
r0 a 2
4
2r0 a 3
Расстояние между проводами в расщепленной фазе
а принимается в установках 220 кВ 20—30 см, в
установках 330-—750 кВ — 40 см.
При горизонтальном расположении проводов
напряженность на среднем проводе примерно на 7%
больше величин, определенных по формулам (11.1)
и (11.2).
Провода не будут коронировать, если наибольшая
напряженность поля у поверхности любого провода не
более 0,9E0- Таким образом, условие отсутствия
короны можно записать в виде 1,07E≤0,9E0.
восстанавливающегося
напряжения;
нормированных циклах операций включения и
отключения.
Действующее
значение
периодической
составляющей тока КЗ к некоторому моменту τ
определяют по огибающим кривым, как показано на
рис. 12.1.
24_ВВыкл
Выбор выключателей (Q).
Выключатель
является
основным
коммутационным аппаратом, предназначенным для
коммутации (включение и отключение) цепи, в
которой он установлен, во всех нормальных и
аварийных режимах. Чтобы выключатель справился
со своей функцией в цепи, где он установлен,
необходимо чтобы его параметры определенным
образом соотносились с расчетными величинами в
данной цепи. Ниже в таблице приводится набор
параметров,
которыми
характеризуется
выключатель.
Номинальное напряжение UнQ , кВ
Наибольшее рабочее напряжение
Umax , кВ
Номинальный ток
IнQ, кА
Номинальный ток отключения
Iно , кА
Допустимое
относительное
содержание
апериодической составляющей в отключаемом токе
βн,%
Допустимая скорость восстанавливающегося
напряжения
СВНдоп кВ/мкс
Наибольший пик предельного сквозного тока
iпс , кА
Действующее
значение
сквозного
тока
Iпс , кА
Наибольший пик номинального тока включения
iнв , кА
Действующее значение номинального тока
включения
Iнв , кА
Ток термической стойкости Iтс , кА
Время термической стойкости
tтс , с
Время отключения
tво , с
Собственное время отключения
tсв , с
Рассмотрим
соотношения
параметров
выключателя и расчетных величин в цепи, которые
необходимо выдержать при его выборе.
1. Во включенном состоянии выключатель
должен неограниченно долго выдерживать
воздействие номинальных токов Iном и напряжений
Uном, т.е.
Uном≥Uуст и Iном≥Iраб.форс,
где Iраб.форс – рабочий форсированный ток в цепи
выключателя (зависит от того, в цепи какого
присоединения стоит выключатель), Uус –
напряжение установки, где применён выключатель
2. Выключатель должен соответствовать
коммутационной способности в месте установки.
Под коммутационной способностью выключателя
понимают его способность отключать и включать
электрические цепи при КЗ. Соответственно
установлены понятия н о м и н а л ь н о г о тока
отключения Iот.ном. и номинального тока включения
Iвк ном.
Номинальный ток отключения. Тяжесть процесса
отключения (в части, относящейся к току)
определяется в основном действующим значением
периодической составляющей отключаемого тока.
Поэтому условились под номинальным током
отключения понимать наибольшее допустимое
действующее значение чисто симметричного тока
или
наибольшее
допустимое
значение
периодической составляющей асимметричного
тока к моменту τ размыкания дугогасительных
контактов.
Выключатель
должен
надежно
отключать
эти
токи
при:
асимметрии
  ia /( 2I П ) — вплоть до номинального
значения
 ном  iaном /( 2I от.ном ) ; напряжении
сети - вплоть до наибольшего рабочего напряжения
Uраб.нб;
номинальных
параметрах
Рис. 12.1 Кривая отключаемого тока КЗ: АА’ и
ВВ’ – огибающие кривые; ЕЕ’ – момент размыкания
дугогасительных контактов.
Расчетное время τ размыкания дугогасительных
контактов, с, определяют как сумму собственного
времени
отключения
выключателя
tсв
и
минимального времени срабатывания релейной
защиты, принимаемого равным 0,01 с:
τ= tсв+0,01.
Собственное время отключения выключателя
указывают заводы-изготовители. Его исчисляют от
момента подачи команды на отключение до
момента размыкания дугогасительных контактов.
Обычно номинальная асимметрия выражается в
процентах:
 ном  iaном100 /( 2I отном )
Согласно ГОСТ номинальная асимметрия
установлена как функция времени τ (рис. 12.2).
Рис. 12.2 Номинальная асимметрия отключаемого
тока как функция расчетного времени τ
Кривая βном(τ) представляет собой экспоненту с
показателем τ/Та Значение Та принято равным 0,045 с,
что
соответствует
среднему
значению
в
большинстве точек системы. При КЗ вблизи
мощных электростанций Та > 0,045 с, что должно
быть учтено при выборе выключателя. При τ> 70 мс
значение βном следует считать равным нулю.
При выборе выключателя по номинальному току
отключения должны быть соблюдены следующие
условия:
I от.ном  I п ; iaном  ia ,
где
iaном  2I от.ном  ном / 100
-
номинальное
значение
апериодической
составляющей тока отключения, Iпτ – действующее
значение периодической составляющей тока КЗ на
момент τ, iаτ - значение апериодической
составляющей тока КЗ на момент τ.
В левой части этих неравенств указаны
номинальные параметры выключателя, в правой —
соответствующие расчетные значения.
Если второе требование не выполнено, т. е.
расчетное значение апериодической составляющей
тока превышает номинальное значение, то в этом
случае следует сопоставить условные значения
полных токов отключения, а именно:
2I от.ном (1   ном / 100)  2I П (1   / 100)
.
Номинальный ток включения. Под номинальным
током включения понимают наибольший ток КЗ,
который выключатель способен надежно включить.
Заводы-изготовители
определяют
этот
ток
наибольшим действующим значением, которое
установлено
равным
номинальному
току
отключения
Iвк.ном =Iот.ном,
и наибольшим мгновенным значением, которое
установлено равным
iвк.ном=2,55Iот.ном.
Отсюда следует, что выключатель, выбранный по
номинальному току отключения, способен также
включить цепь с номинальным током включения.
Поэтому дополнительной проверки не требуется.
Нормированные циклы операций включения и
отключения. Для выключателей, предназначенных
для работы с АПВ, нормированы следующие
циклы:
1) О - t6т - ВО - 180 с - ВО;
2) О - 180 с - ВО - ВО,
где О — операция отключения КЗ; ВО —
операция включения на КЗ и немедленно (без
преднамеренной выдержки времени) следующая за
ней операция отключения; tбт — нормированная
бестоковая пауза при АПВ, значение которой для
разных типов выключателей может находиться в
предел от 0,3 до 1,3 с.
Для выключателей, не предназначенных для
работы с АПВ, установлен только второй цикл.
3.
Проверка
выключателя
на
электрдинамическую и термическую стойкости.
Условия
электродинамической
стойкости
выключателей могут быть записаны следующим
образом:
Iпс≥I″ и iпс≥iу(3),
где iпс и Iпс – амплитуда и действующее значение
предельного сквозного тока, который выключатель
выдерживает по условию механической прочности,
а I″ и iу(3) – действующее значение сверхпереходного
тока и ударного тока при трёхфазном КЗ.
Условие термической стойкости выключателя
может быть записано следующим образом:
Iтс2 tтс ≥Bк, где Iтс — номинальный ток термической
стойкости выключателя, tтс - номинальное время
термической стойкости; Вк — расчетный тепловой
импульс в цепи выключателя (методика расчета Вк
рассматривалась в разделе 9).
25_Враз
Выбор разъединителей (QS).
Разъединители не предназначены для коммутации
цепи с током, поэтому они не проверяется на
коммутационную способность
Ниже в таблице приводится набор параметров,
которыми характеризуется разъединитель.
Номинальное напряжение UнQS , кВ
Наибольшее рабочее напряжение
Umax , кВ
Номинальный ток
IнQS, кА
Наибольший пик предельного сквозного тока
(Ток динамической стойкости) iпсQS , кА
Ток термической стойкости IтсQS , кА
Время термической стойкости
tтс , с
Разъединители выбирают по номинальному
напряжению Uном, номинальному длительному току Iном,
а в режиме КЗ проверяют на термическую и
электродинамическую стойкость.
Условия выбора разъединителя:
1. Во включенном состоянии разъединитель
должен неограниченно долго выдерживать
воздействие номинальных токов Iном и напряжений
Uном, т.е.
Uном≥Uуст и Iном≥Iраб.форс,
где Iраб.форс – рабочий форсированный ток в цепи
разъединителя (зависит от того, в цепи какого
присоединения стоит разъединитель), Uус –
напряжение
установки,
где
применён
разъединитель
2. Проверка разъединителя на
электродинамическую стойкость.
Условие
электродинамической стойкости
разъединителя может быть записано следующим
образом:
iпс≥iу(3),
где iпс– амплитуда предельного сквозного тока
(тока
динамической
стойкости),
который
разъединитель
выдерживает
по
условию
механической прочности, а iу(3) –значение ударного
тока при трёхфазном КЗ.
3. Проверка разъединителя на термическую
стойкость.
Условие термической стойкости разъединителя
может быть записано следующим образом:
Iтс2 tтс ≥Bк, где Iтс — номинальный ток термической
стойкости разъединителя, tтс - номинальное время
термической стойкости; Вк — расчетный тепловой
импульс в цепи разъединителя (методика расчета Вк
рассматривалась в разделе 9).
12.3 Выбор отделителей (QR)и
короткозамыкателей (QN).
Отделители, подобно разъединителям, выбирают по
номинальному напряжению Uном, номинальному
длительному току Iном, а в режиме КЗ проверяют на
термическую и электродинамическую стойкость.
То же и для короткозамыкателей. За исключением
того, что короткозамыкатели не выбирают по
номинальному току, так как в нормальном состоянии
сети контакты короткозамыкателя не замкнуты.
Расчетные величины для выбора перечисленных
аппаратов те же, что и для разъединителей.
26_ИТН
Измерения
тока
необходимы
во
всех
присоединениях.
При переменном токе, как правило, измеряют ток
в одной фазе. В трех фазах измеряют ток в
турбогенераторах мощностью 12 МВт и выше, в
линиях напряжением 330 кВ и выше, в линиях с
пофазным управлением, в линиях с продольной
компенсацией.
В трехобмоточных трансформаторах измеряют
ток на всех напряжениях. В автотрансформаторах
при наличии нагрузки на стороне НН
дополнительно измеряют ток в общей обмотке.
Измерение постоянного тока необходимо в цепях
возбуждения
генераторов
и
синхронных
компенсаторов.
Измерение напряжения необходимо:
а) на секциях сборных щин. При этом
ограничиваются одним прибором, который в
эффективно-заземленных сетях измеряет три
линейных напряжения, а в сетях незаземленных и
компенсированных — три фазных и одно линейное
напряжение.
На секциях сборных шин 110 кВ и выше
регистрируется одно линейное напряжение;
б)
у
генераторов
и
синхронных
компенсаторов на стороне переменного тока;
в)
у генераторов мощностью более 1 МВт в
цепях возбуждения.
27_ИМЭ
Измерение мощности.
У синхронных генераторов измеряют активную и
реактивную мощности для контроля за режимом
генератора;
у генераторов мощностью 60 МВт и выше
предусматривают также регистрацию активной
мощности.
На станциях мощностью 200 МВт и выше
измеряют суммарную мощность всех генераторов;
предусматривают
также
регистрацию
этой
мощности.
У
синхронных
компенсаторов
измеряют
реактивную мощность.
У
повышающих
двухобмоточных
трансформаторов
измеряют
активную
и
реактивную мощности на стороне НН, а у
трехобмоточных
трансформаторов
и
автотрансформаторов — также на стороне СН.
У понижающих трансформаторов с высшим
напряжением 220 кВ и выше измеряют активную и
реактивную мощности, а при напряжении 110-150
кВ- только активную мощность. У двухобмоточных
трансформаторов мощность измеряют на стороне
НН, а у трехобтомочных трансформаторов — на
сторонах НН и СН.
На линиях напряжением 110 кВ и выше при
двухсторонней передаче мощности измеряют как
активную, так и реактивную мощность.
На трансформаторах и линиях СН 6 кВ и выше
измеряют активную мощность.
Измерение частоты необходимо на каждой
секции сборных шин генераторного напряжения, на
каждом генераторе блочной ТЭС или АЭС, на
каждой системе или секции сборных шин высшего
напряжения, в узлах возможного деления системы
на несинхронно работающие части. На станциях
мощностью 200 МВт и выше предусматривают
регистрацию частоты.
Измерительные приборы для синхронизации.
Измерения при точной или полуавтоматической
синхронизации производят с помощью двух
вольтметров (или двойного вольтметра), двух
частотометров (или двойного частотометра),
синхроноскопа.
Осциллографы. Для автоматической регистрации
аварийных процессов в электрической части
энергосистемы предусматривают автоматические
осциллографы. В ПУЭ (табл. 1.6.2 и 1.6.3) даны
рекомендации по расстановке автоматических
осциллографов на объектах, а также выбору
регистрируемых параметров.
Измерение энергии производят с помощью
расчетных счетчиков и счетчиков технического
учета.
Расчетные
счетчики
активной
энергии
предусматривают: у генераторов;
на
присоединениях
к
сборным
шинам
генераторного напряжения, по которым возможна
реверсивная работа (два счетчика со стопорами);
на межсистемных линиях электропередачи (два
счетчика со стопорами);
на
линиях
всех
классов
напряжения,
принадлежащих
потребителям;
на
трансформаторах и линиях СН с напряжением выше
1 кВ.
У трансформаторов СН допускается установка
счетчиков на стороне НН при питании от сборных
шин 35 кВ и выше или от блоков при напряжении
выше 10 кВ.
На подстанциях расчетные счетчики активной
энергии предусматривают:
на каждой линии, принадлежащей потребителю;
на межсистемных линиях электропередачи (два
счетчика со стопорами);
на трансформаторах СН.
На подстанциях, принадлежащих потребителям,
расчетные
счетчики
активной
энергии
устанавливают на вводах или на стороне ВН
трансформаторов.
Допускается
установка
счетчиков на стороне НН трансформаторов, если
измерительные трансформаторы тока ВН не
отвечают классу точности 0,5.
Счетчики реактивной энергии устанавливают:
у
источников
реактивной
мощности
потребителей, если по ним производится расчет за
электроэнергию;
на элементах электрических станций и
подстанций, где установлены счетчики активной
энергии для потребителей и где расчет за
электроэнергию
производится
с
учетом
разрешенной
к
использованию
реактивной
мощности.
Счетчики технического учета активной энергии
предусматривают
у
электродвигателей
с
напряжением свыше 1 кВ и у трансформаторов СН
станций, агрегаты которых не оборудованы информационными
или
управляющими
вычислительными машинами.
Счетчики технического учета активной и
реактивной
энергии
предусматривают
на
трансформаторных подстанциях энергосистем со
стороны обмоток СН и НН
воздействие первичного номинального тока I1ном и
номинального напряжения Uном, т.е.
Uном≥Uуст и I1ном≥Iраб.форс,
где Iраб.форс – рабочий форсированный ток в цепи
ТТ (зависит от того, в цепи какого присоединения
стоит ТТ), Uуст – напряжение установки, где
применён ТТ.
Вторичный номинальный ток I2ном может выбран
1А или 5А, в зависимости от дополнительных
условий.
28_30_ПРазм
В соответствии с изложенным на рис. 13.1 , 13.2 и
13.3 показано расположение
измерительных
приборов
применительно
к
блочной
электростанции типа КЭС, на ТЭЦ с РУ
генераторного напряжения и
на подстанции.
Пунктиром показаны приборы, устанавливаемые
при определенных условиях.
2. Проверка трансформатора тока на
электродинамическую стойкость.
Электродинамическая стойкости ТТ
обеспечена, если будет выполнено условие:
будет
iдин≥iу(3),
Рис. 13.3 Пример размещения измерительных
приборов в основных цепях подстанции
31_ВП_ИТТ
Рис.13.1 Пример размещения измерительных
приборов
в
основных
цепях
блочных
электорстанций. G – генератор блока, Т1 –
трансформатор блока, Т3 – трансформатор
собственных нужд блока, Т2 – автотрансформатор
связи, W - ЛЭП
Выбор и проверка измерительных
трансформаторов тока (TA).
Трансформаторы тока (ТТ) устанавливают во
всех цепях (цепи генераторов, трансформаторов,
линий и пр.). Состав измерительных приборы,
подключаемых к ТТ зависит от конкретной цепи и
выбирается согласно рекомендациям предыдущего
раздела 13. В первую очередь это будут
амперметры и приборы, для работы которых
необходима информация о токе и напряжении:
ваттметры, варметры, счетчики активной и
реактивной энергии.
ТТ являются однофазными аппаратами и могут
быть установлены в одну, две или три фазы, как это
показано на рис. 14.1. Обычно в цепях 6 – 10 кВ ТТ
устанавливают в двух фазах по схеме неполной
звезды, при напряжении 35 кВ и выше – в трех
фазах, по схеме полной звезды.
Рис. 14.1 Схемы соединения измерительных
трансформаторов тока и приборов (показаны
только амперметры): а – включение в одну фазу; б
– включение в неполную звезду; в - включение в
полную звезду
Рис.13.2 Пример размещения измерительных
приборов в основных цепях ТЭЦ
Ниже в таблице приводится набор параметров,
которыми характеризуются трансформаторы тока
Наименование параметра
Обозначение
параметра
Номинальное напряжение Uном , кВ
Номинальный первичный ток
I1ном,, А
Номинальный вторичный ток
I2ном = 1
А; 5 А
Ток динамической стойкости
iдин , кА
Ток термической стойкости Iтс , кА
Время термической стойкости
tтс , с
Вторичное
номинальное
сопротивление
z2ном, Ом
Выбор
трансформаторов
тока
при
проектировании энергоустановок заключается в
выборе типа трансформатора, проверке на
электродинамическую и термическую стойкость,
определении ожидаемой вторичной нагрузки Z2 и
сопоставлении ее с номинальной в заданном классе
точности Z2HОМ.
Условия выбора трансформаторов тока (ТТ):
1. В нагрузочном режиме трансформатор тока
должен неограниченно долго выдерживать
где iдин – амплитуда предельного сквозного тока
(тока динамической стойкости), который ТТ
выдерживает по условию механической прочности,
а iу(3) –значение ударного тока при трёхфазном КЗ.
3. Проверка трансформатора тока на
термическую стойкости.
Термическая стойкость ТТ будет обеспечена,
если будет выполнено условие:
Iтс2 tтс ≥Bк, где Iтс — номинальный ток термической
стойкости ТТ, tтс - номинальное время термической
стойкости; Вк — расчетный тепловой импульс в
цепи ТТ (методика расчета Вк рассматривалась в
разделе 9).
4. Проверка трансформатора тока по работе в
заданном классе точности.
Трансформаторы тока характеризуются токовой
погрешностью fi=(I2K—I1)100/I1 (в процентах), где
I1 и I2 – токи первичной и вторичной обмоток ТТ, а
K=I1ном/I2ном - коэффициент трансформации ТТ.
В зависимости от токовой погрешности
измерительные трансформаторы тока разделены на
пять классов точности: 0,2; 0,5; 1; 3; 10.
Наименование класса точности соответствует
предельной токовой погрешности трансформатора
тока при первичном токе, равном 1—1,2
номинального. Для лабораторных измерений
предназначены трансформаторы тока класса
точности 0,2, для присоединений счетчиков
электроэнергии — класса 0,5, для присоединения
щитовых измерительных приборов — классов 1 и 3.
Класс 10 применяется для присоединения
устройств релейной защиты.
При одном и том же первичном токе I1 токовая
погрешность ТТ зависит от сопротивления
вторичной нагрузки Z2, чем оно больше тем больше
погрешность. Чтобы ТТ работал в заданном классе
точности необходимо выполнить условие:
Z2≤ Z2HОМ
(14.1),
где Z2HОМ - номинальная нагрузка трансформатора
тока при работе в заданном классе точности
(выраженная в Омах, дается в каталогах на ТТ).
Рассмотрим подробнее, как рассчитывается
нагрузка Z2. Индуктивное сопротивление токовых
цепей невелико, поэтому можно принять Z2 ≈r2.
Вторичная нагрузка состоит из сопротивления
приборов (rприб), соединительных проводов (rпр) и
переходного сопротивления контактов в местах
подключения приборов (rк):
Z2=rприб+rпр +rк
Сопротивление приборов rприб=Sприб/I22ном, где Sприб —
мощность, потребляемая приборами в наиболее
нагруженной фазе.
Сопротивление контактов rк принимают равным
0,05 Ом при двух-трех и 0,1 Ом — при большем
числе приборов.
Таким образом, при заданном составе приборов,
удовлетворить условие (14.1) можно только за счет
площади сечения соединительных проводов rпр.
Зная
Z2HОМ,
определяем
допустимое
сопротивление rпр= Z2HОМ – rприб-rк и площадь сечения
провода S=ρlрасч/rпр, где ρ — удельное сопротивление
материала провода; lрасч— расчетная длина,
зависящая от схемы соединения трансформатора
тока и расстояния l от трансформаторов тока до
приборов: при включении в неполную звезду lрасч =
√З l (рис.14.1б),при включении в звезду lрасч= l
(рис.14.1в); при включении в одну фазу lрасч=2l
(рис.14.1а).
При реальном проектировании расстояния l
известно, но при учебном проектировании это
расстояние может быть не задано и тогда для
разных
присоединений
принимается
приблизительно
следующая
длина
соединительных проводов l (в метрах):
Все цепи ГРУ 6—10 кВ, кроме линий к
потребителям . 40—60
Линии 6—10 кВ к потребителям . 4—6
Цепи генераторного напряжения блочных
станций 20—40
Все цепи РУ 35 кВ 60—75
Все цепи РУ 110 кВ 75—100
Все цепи РУ 220 кВ 100—150
Все цепи РУ 330—500 кВ 150—175
Для подстанций указанные длины снижают на
15—20%.
В качестве соединительных проводников
применяют контрольные четырехжильные кабели
(три фазных жилы и жила обратного проводника).
Их сопротивление зависит от материала и сечения
жил. Кабели с медными жилами (удельное
сопротивление ρ=0,0175 Ом мм2/м) применяют во
вторичных цепях мощных электростанций с
высшим напряжением 220 кВ и выше. Во
вторичных цепях остальных электроустановок
используют кабели с алюминиевыми жилами
(удельное сопротивление ρ=0,028 Ом • мм2/м). По
условию механической прочности сечение медных
жил должно быть не менее 1,5 мм2, а алюминиевых
жил — не менее 2,5 мм2. Если в число
подключаемых измерительных приборов входят
счетчики,
предназначенные
для
денежных
расчетов,
то
минимальные
сечения
жил
увеличивают до 2,5 мм2 для медных жил и до 4 мм2
для алюминиевых жил
32_ВП_ИТН
Выбор и проверка измерительных
трансформаторов напряжения (TV)
Трансформаторы напряжения (ТН)
характеризуются номинальными значениями
первичного напряженияU1ном , вторичного
напряжения U2НОМ (обычно 100 В для междуфазного
напряжения или 100/√З В для фазного
напряжения), и соответственно коэффициентом
трансформации K=U1ном/U2НОМ В зависимости от
погрешности различают следующие классы
точности трансформаторов напряжения: 0,2; 0,5; 1;
3.
Класс точности будет обеспечен, если вторичная
нагрузка трансформатора S2 не будет превышать
номинальную мощность в данном классе S2ном.
В установках напряжением до 18 кВ
применяются трехфазные и однофазные
трансформаторы, при более высоких напряжениях
— только однофазные, которые собирают по
определенным схемам.
В зависимости от назначения могут применяться
разные схемы включения трансформаторов
напряжения. Два однофазных трансформатора
напряжения, соединенные в неполный (открытый)
треугольник, позволяют измерять два линейных
напряжения. Целесообразна такая схема для
подключения счетчиков и ваттметров. Для
измерения линейных и фазных напряжений могут
быть использованы три однофазных
трансформатора, соединенные по схеме «звезда —
звезда», или трехфазный типа НТМИ, третья
обмотка которого соединена в разомкнутый
треугольник и используется для присоединения
реле защиты от замыканий на землю. Так же
соединяются в трехфазную группу однофазные
трехобмоточные трансформаторы типа ЗНОМ и
НКФ.
Трансформаторы напряжения выбирают по
условиям:
Uуст≤U1ном, и
S2≤S2ном в намечаемом классе точности.
За S2НОМ принимают мощность всех трех фаз
однофазных трансформаторов напряжения,
соединенных по схеме звезды, и удвоенную
мощность однофазного трансформатора,
включенного по схеме неполного треугольника.
Перечень измерительных приборов для
расчетной цепи принимается на основании
рекомендаций раздела 13. При этом надо
учитывать, что ТН будет питать приборы всех
присоединений подключенных к сборным шинам,
к которым подключен данный ТН. Расчетную
нагрузку приборов для упрощения расчетов не
разделяют по фазам, тогда получают
S 2  P2  Q2
2
2
, где P2 и Q2 – суммарные
активная и реактивная мощности, потребляемые
приборами, подключенными к данному ТН.
При определении вторичной нагрузки
сопротивление соединительных проводов не
учитывают, так как оно мало, однако
сопротивление проводов создает дополнительную
потерю напряжения. Согласно ПУЭ потеря
напряжения в проводах от трансформаторов к
счетчикам не должна превышать0,5%, а в проводах
к щитовым измерительным приборам - 3%.
Обычно площадь сечения проводов принимают из
условия механической прочности равной 1,5 и 2
мм2 соответственно для медных и алюминиевых
проводов.
33_ВП_ТОР
Средства ограничения токов короткого
замыкания и выбор токоограничивающих
реакторов (LR).
При близко расположенных мощных источниках
токи кз на стороне 6 – 10 кВ (иногда и на стороне 35
кВ) энергообъектов могут быть очень большими, не
позволяющими произвести оптимальный выбор
аппаратов и токоведущих частей. В этом случае
применяют мероприятия по ограничению токов кз.
Различают схемные мероприятия и аппаратные.
Первые заключаются в том, что в нормальном
нагрузочном режиме некоторые выключатели
держат в отключенном состоянии. При этом
условия питания нагрузки не ухудшаются, а
сопротивление протеканию тока кз на стороне 6 –
10 кВ увеличивается. Примером этого может
служить отключенное состояние секционного
выключателя на низкой стороне подстанций (Рис.
15.2)
Второе мероприятие заключается в применении
специальных
устройств
увеличивающих
сопротивление протеканию тока кз. Наиболее
простыми
и
чаще
всего
применяемыми
устройствами являются токоограничивающие
реакторы. Следует отметить, что на практике могут
одновременно применяться оба мероприятия по
ограничению тока кз: схемное и аппаратное.
Ниже в таблице приводится набор параметров,
которыми характеризуются токоограничивающие
реакторы
Наименование параметра
Обозначение
параметра
Номинальное напряжение Uном , кВ
Номинальный ток Iном,, А
Ток динамической стойкости
iдин , кА
Ток термической стойкости Iтс , кА
Время термической стойкости
tтс , с
Индуктивное сопротивление реактора xр, Ом
Чаще всего токоограничивающие реакторы
применяют
в
схемах
генераторных
распределительных устройств ТЭЦ (ГРУ ТЭЦ) и на
низкой стороне подстанций.
Возможные схемы включения реакторов на ТЭЦ
показаны на рис.15.1 (на рис. не показаны
выключатели
в
цепях
присоединений
и
секционного
реактора).
Для
мощных
и
ответственных
линий
может
применяться
индивидуальное реактирование (реактор LR1 на
рис.15.1) . Когда через реактор питается группа
линий, его называют групповым (LR2 на рис.15.1).
Реактор, включаемый между секциями К1 и К2
генераторного распределительного устройства,
называют секционным реактором (LRК на рис.15.1).
Рис.
15.1
Возможное
расположение
токоограничивающих реакторов LR в схеме ГРУ
ТЭЦ
В нормальном режиме работы станции через
секционные реакторы проходят небольшие токи и
потери напряжения в них малы. Секционные
реакторы ограничивают ток КЗ в зоне сборных шин,
присоединений генераторов, трансформаторов.
Сопротивление
реакторов
должно
быть
достаточным для того, чтобы ограничивать ток КЗ
до значений, соответствующих параметрам
намечаемых
к
установке
выключателей.
Номинальный ток секционного реактора должен
соответствовать мощности, передаваемой от секции
к секции при нарушении нормального режима.
Обычно принимают для секционных реакторов:
Iр.ном≥(0,6 – 0,7)Iг.ном ; xр=0,2 – 0,35 Ом, где Iг.ном –
номинальный ток генератора, подключенного к
секции ГРУ
Задав сопротивление реактора, рассчитывают ток
КЗ на шинах установки. Если ток окажется больше
ожидаемого, следует изменить сопротивление
реактора и повторить расчет.
Линейные
реакторы,
включенные
последовательно в цепь отходящей линии, хорошо
ограничивают ток КЗ в распределительной сети и
поддерживают остаточное напряжение Uост на
шинах установки при КЗ на одной из линий.
Последнее
благоприятно
сказывается
на
потребителях электрической энергии, и по
условиям
самозапуска
электродвигательной
нагрузки Uост должно составлять не менее (65 - 70)
% Uном.
Для ограничения тока КЗ целесообразно иметь
возможно большее индуктивное сопротивление
реактора. Однако значение хр должно быть
ограничено допустимым значением потери
напряжения в реакторе при нормальном режиме
работы установки (1,5—2% номинального).
На
рис.2
показано
включение
токоограничивающих
реакторов
в
схеме
подстанции. На подстанциях обычно применяют
групповое реактирование, как это и показано на
рис.15.2. Это уменьшает затраты, связанные с
установкой реактора, однако в этом случае
уменьшается и токоограничивающее действие
реактора с большим номинальным током при
заданном значении потери напряжения.
действительное
значение
периодической
составляющей тока КЗ за реактором.
Выбранный реактор необходимо проверить
на электродинамическую стойкость:
iу≤i дин,
где iу — ударный ток трехфазного КЗ за
реактором.
Проверка на термическую стойкость проводится
по условию
Bk≤ I2 тс tтс
где Вк — расчетный импульс квадратичного тока
при КЗ за реактором.
Короткое замыкание за реактором можно считать
удаленным, и поэтому не учитывать изменение
периодической составляющей тока кз во времени
Bк=I2п0 К2(tоткл+Tа),
при этом в значение tоткл входит время действия
релейной защиты отходящих линий, составляющее
1—2 с и время отключения выключателя tВО. Здесь
Tа – постоянная времени затухания апериодической
составляющей тока при кз за реакторм.
Необходимо
также
определить
потерю
напряжения в реакторе в нагрузочном режиме и
остаточное напряжение на шинах установки при кз
за реактором (в процентах):
Δu=√3Iрабxрsinφ100/Uном;≤(
1,5—2)%
Uост=√3Iп0
К2xр
100/Uном≥(65 -
70) %
Рис.
15.2
Возможное
расположение
токоограничивающих реакторов LR на стороне
низкого напряжения подстанции. Секционный
выключатель отключен .
и сравнить полученные значения с допустимыми.
Если потеря напряжения в реакторе в
нагрузочном режиме превосходит 2%, то
необходимо применить сдвоенный реактор.
Сдвоенные реакторы имеют три вывода. К
среднему
выводу
реактора
присоединены
источники питания, а потребители подключаются к
крайним выводам (рис. 15.4а).
Рассмотрим
порядок
выбора
линейных
реакторов.
Реакторы
выбирают
по
номинальному
напряжению и номинальному току:
Uуст≤Uр.ном ;
Iраб.утяж≤Iр.ном, здесь Iраб.утяж –
наибольший ток через реактор в нагрузочном
режиме.
Индуктивное сопротивление реактора выбирают
исходя из условий ограничения тока КЗ до
заданного уровня, определяемого коммутационной
способностью выключателей или термической
стойкостью кабелей, которые установлены в данной
сети.
Первоначально
известно
значение
периодической составляющей тока КЗ Iп0, которое с
помощью реактора необходимо уменьшить.
Результирующее сопротивление цепи КЗ до места
присоединения реакторов (точка К1, рис. 15.3)
можно определить по выражению
U ср .
x резК1 
3I п 0
Рис.15.4 Сдвоенный реактор:
а – схема включения; б – нагрузочный режим; в –
режим КЗ.
Рис. 15.3 Схема замещения для определения
сопротивления реактора.
Начальное
значение
периодической
составляющей тока за реактором (точка К2) должно
быть равно току отключения выключателя Iотк:
Iп0 К2=Iоткл
Сопротивление цепи КЗ до точки К2 за реактором
x резК 2 
U ср
.
3I п 0 K 2
Разность полученных сопротивлений
необходимое сопротивление реактора:
даст
xр=xрез К2 – xрез К1.
Выбирают по каталогу тип реактора с ближайшим
большим
значением
xр
и
рассчитывают
Сдвоенные
реакторы
характеризуются
номинальным напряжением, номинальным током
ветви и сопротивлением одной ветви xр=xв=ωL при
отсутствии тока в другой. При эксплуатации стремятся
к равномерной загрузке ветвей (I1=I2=I). В этом
случае, в нормальном режиме работы установки
потеря напряжения в ветви реактора с учетом
взаимной индукции ветвей определится как:
Δu=√3Iрабxр (1-kс)sinφ100/Uном, где где kc = M/L —
коэффициент связи ветвей реактора. Обычно
коэффициент связи kc близок к 0,5, тогда потеря
напряжения в сдвоенном реакторе вдвое меньше по
сравнению с обычным реактором.
При КЗ за одной из ветвей ток в ней значительно
превышает ток в неповрежденной ветви. Влияние
взаимной индукции мало, и xр=xв, т. е.
сопротивление реактора при КЗ вдвое больше, чем
в нормальном режиме
34_СП_ТЭС
Схемы питания собственных нужд станций и
подстанций.
Для своей работы электростанция и подстанции
потребляет
часть
электроэнергии.
На
электростанциях существует много механизмов,
обеспечивающих их работу. Эти механизмы
называются механизмами собственных нужд, а
систему питания двигателей, приводящих эти
механизмы в действие, называют системой питания
собственных нужд (с.н.).
Доля мощности, потребляемая системой с.н. по
отношению к установленной мощности, зависит от
типа электростанции, вида топлива и других
особенностей. Ниже приведены обобщенные
данные по максимальным нагрузкам системы с.н.
электростанций разных типов в процентах
установленной мощности
Тип эл. станции Топливо или др.особенности
РСН%
КЭС
Уголь
6–8
Гзомазутное
3-5
ТЭЦ
Уголь
8-14
Гзомазутное
5-7
ГЭС
Большой мощности 0,5-1
Малой и средней мощности 2-3
АЭС С водяным теплоносителем 5-8
Нормальная работа электростанции возможна только
при надежной работе всех механизмов с.н., что
возможно лишь при их надежном электроснабжении.
Потребители с. н. относятся к потребителям I-й
категории. Это требует кроме рабочего питания СН
наличия и резервного питания. Организация и
напряжения рабочего и резервного питания, а также
набор механизмов собственных нужд зависят от
типа станции и ее особенностей.
Основные потребители с.н. ТЭС. и принципы их питания
Основное теплосиловое оборудование ТЭС
, состоящие из котлов и тур бин, требует
большого
количества
вспомогательных
рабочих машин (механизмов). Примерно 2/3
всей мощности с. н. идет на обслуживание
основного
теплосилового
оборудования
(агрегатных с. н.) и только 1/3 — на с. н.
общестанционного назначения.
Наиболее мощными рабочими машинами с.
н. ТЭС являются: питательные насосы (4 —6%
мощности блока),
воздуходвики котлов, работающих под
наддувом, циркуляционные насосы,
тягодутьевые механизмы,
сетевые насосы (на ТЭЦ).
Для блоков мощностью 300 МВт и выше
питательные насосы и воздуходувки котлов
под наддувом выполняют с турбинными
приводами, остальные механизмы с. н. — с
электроприводами.
Основными электроприемниками системы
с. н. ТЭС являются, таким образом, крупные
электродвигатели с единичной мощностью не
менее 200—250 кВт. Они потребляют более
90% всей мощности с. н. ТЭС. Для их питания
целесообразно использовать напряжение 1й
ступени 6кВ. Для двигателей небольшой
мощности и прочих электроприемников
предусматривают напряжение 2й ступени 0,4
кВ (рис.16.1).
Т1-трансформатор 1й ступени, Т2- трансформатор
2й ступени
Для привода большинства рабочих механизмов
ТЭС используют трехфазные асинхронные
электродвигатели с короткозамкнутым ротором.
Для очень мощных механизмов могут
использоваться синхронные электродвигатели.
Для механизмов, требующих регулирования
частоты вращения, применяют электродвигатели
постоянного тока или асинхронные двигатели
с преобразователями частоты.
Рассмотрим особенности схем питания с.н. КЭС и
ТЭЦ
35_СП_КЭС
Схемы питания собственных нужд КЭС.
Схемы с. н. КЭС и блочных ТЭЦ, как и
главная
схема,
строятся
на
блочном
принципе: РУ каждого блока подсоединяют
через рабочие трансформаторы собственных
нужд (ТСН) к ответвлению от генератора
данного блока (рис. 16.2). Если между
генератором
и
повышающим
трансформатором
предусмотрен
выключатель, то ТСН присоединяют к
ответвлению,
между
выключателем
и
блочным трансформатором (рис. 16.3 ) .
Электроприемники с. н. блока питаются от РУ
данного
блока,
а
электроприемники
общестанционного назначения распределяют
между блочными РУ по возможности
равномерно.
Электрические
поперечные
связи (резервные магистрали) между РУ с. н.
разных
блоков
сооружают
лишь
для
резервного питания.
Мощность ТСН блоков определяется по формуле
S СН  PСН max k C ,
где PСНmax подсчитывается в
зависимости от установленной мощности энергоблока,
а k 
C
k ОДН k З
 СР cos  СР
; kОДН и kЗ – коэффициенты
одновременности и запаса; ήСР и cosφСР – средние к.п.д.
и cosφ. На электростанциях с энергоблоками 300 МВт и
более часть мощных механизмов с. н. (питательные
насосы, дутьевые вентиляторы) может иметь
турбопривод (т.е. привод от специальных паровых турбин).
Это значительно снижает расход электроэнергии на с.н., а
следовательно и мощность ТСН.
Рис. 16.2 Схема питания с.н. КЭС с блоками без
генераторных выключателей.
Рис. 16.3 Схема питания с.н. КЭС с блоками с
генераторными выключателями.
Рис.16.1 Две ступени напряжения питания с.н.
ТЭС..
Распределительные устройства 6 кВ с.н.
выполняют
по
схеме
с
одной
секционированной системой сборных мши
(на
рис.
16.2
и
16.3
показано
секционирование на две части—А и Б ) .
Собственные нужды каждого блока питаются
от двух и более секций с тем, чтобы при
отказе (или ремонте) на одной из секций
можно было сохранить в работе блок. К
секциям 6 кВ подключают крупные двигатели
мощностью 200 кВт и более. Сюда же
присоединяют и трансформаторы второй
ступени трансформации 6/0,4 кВ. Для
резервирования питания с.н. должны быть
предусмотрены резервные трансформаторы.
Число
и
мощность
резервных
трансформаторов с. н. зависят от расстановки
выключателей в блоке. В схеме без
генераторных выключателей (рис. 16.2 ) для
обеспечения пусков и остановов блоков
необходимы обходные пути питания, в
качестве которых используют цепи резервного
питания. Таким образом, функции последних
расширяются.
Число
пускорезервных
трансформаторов ТСН-ПР выбирают в зависимости
от числа энергоблоков на КЭС:
при одном или двух блоках — один,
при числе блоков от трех до шести включительно
— два,
при семи и более блоках — три, из которых два
трансформатора
присоединены
к
главной
электрической схеме, а третий — аналогичный по
параметрам рабочим ТСН — не присоединяют, но
устанавливают на фундаменте и держат готовым к
перекатке.
Резервные магистрали секционируют через
каждые два блока, чтобы исключить параллельную
работу резервных трансформаторов при их
одновременном использовании (продолжительная
параллельная работа не допускается по условию
ограничения токов к.з.). Мощность каждого
резервного трансформатора выбирают из расчета
одновременного обеспечения замены рабочего ТСН
одного блока и пуска или аварийного останова
второго блока. Резерервные трансформаторы
присоединяют к двум разным точкам главной
электрической схемы станции из такого расчета,
чтобы при ремонте или отказе любого элемента
главной схемы резервное питание через один
трансформатор сохранялось.
В схемах с генераторными выключателями (рис.
16.3), где пуски и остановы блоков осуществляются
с помощью рабочих ТСН, достаточно установить
один резервный трансформатор ТСН-Р такой же
мощности, как и самый мощный ТСН.
Места
присоединения
резервных
и
пускорезервных трансформаторов могут быть:
а) сборные шины РУ СН (110-220 кВ);
б) третичная обмотка (обмотка низкого
напряжения) автотрансформатора связи между РУ
среднего и высшего напряжений.
36_СП_ТЭЦ_пс
Схемы питания собственных нужд ТЭЦ с
поперечными связями.
Для ТЭЦ, имеющих поперечные связи в
технологической (общий паропровод) и
электрической
частях
(наличие
ГРУ),
блочный принцип построения схемы с.н.,
естественно, не может быть применен.
Трансформаторы (реакторы) с.н. подключают
к разным секциям РУ генераторного
напряжения 6 кВ (ГРУ на рис. 16.4). Для
питания
электроприемников
с.н.
ТЭЦ
применяют также как и на КЭС напряжения 6
и 0,4 кВ.
Поскольку на шинах ГРУ, от которых
питается местная нагрузка, поддерживается
стабильный уровень напряжения, то на
трансформаторах с.н. 10/6 кВ РПН можно не
предусматривать. Секционирование сборных
шин 6 кВ с. н. выполняют по числу котлов (на
рис. 16.4 показаны четыре секции (n=4) для
четырех котлов).
Мощность рабочих ТСН при двух секциях на
один ТСН выбирают по условию
S НОМ 
2S С , Н ,
n
,
где SС..Н.— мощность с.н.; n — число секций 6 кВ
в неблочной части ТЭЦ.
Рис. 16.4 Схема с.н. ТЭЦ с поперечными связями.
Рабочие ТСН обеспечивают питание с.н . во
всех эксплуатационных режимах ТЭЦ.
Резервное питание нужно лишь в случае
планового ремонта и повреждения одного из
рабочих ТСН. Поэтому в большинстве
случаев достаточно предусмотреть один
резервный трансформатор той же мощности,
что и рабочий ТСН. И только при числе
рабочих ТСН более шести рекомендуют
установку двух резервных трансформаторов.
Место
присоединения
резервного
трансформатора должно быть независимым
от мест присоединения рабочих ТСН. Если ко
всем секциям ГРУ уже присоединены рабочие
ТСН, то резервный трансформатор можно
включить на ответвлении от трансформатора
связи с системой или через развилку
выключателей к двум секциям ГРУ (рис.
16.4). Специальная блокировка исключает
возможность одновременного включения
обоих выключателей развилки, что привело
бы к шунтированию секционного реактора.
Если ГРУ выполнено с двумя системами
сборных шин, то резервный трансформатор
(реактор) может быть присоединен к
резервной системе сборных шин, куда в таком
случае подключают один из трансформаторов
связи.
37_СП_ГЭС
Схемы питания собственных нужд ГЭС.
Мощность с. н. ГЭС составляет обычно
лишь
доли
процента
установленной
мощности генераторов, оказываясь, таким
образом, на порядок ниже, чем на ТЭС и АЭС
равной мощности. При этом в составе
нагрузки с. н. ГЭС крупные электродвигатели
встречаются редко. Электроприемниками с.
н. собственно гидроагрегатов даже больших
мощностей
являются
исключительно
электродвигатели малой мощности. Они
располагаются в непосредственной близости
от
гидроагрегатов.
Поэтому
их
электроснабжение
осуществляют,
как
правило, на напряжении 0,4 кВ.
Электроприемники с.н. общестанционного
назначения более разнообразны по своему
составу:
электродвигатели небольшой мощности,
электролампы,
электронагревательные устройства и др.
Диапазон единичных мощностей таких
электроприемников для ГЭС средней и
большой мощности получается довольно
широким.
Электроприемники
общестанционных с.н. размеща-ются по всей
территории ГЭС и даже могут выходить за ее
пределы
(электроприемники
эксплуатационного
поселка,
шлюзов,
головных сооружений гидроузла и пр.).
Поэтому на ГЭС средней и большой
мощности появляется необходимость в двух
ступенях напряжений:
1) 6—10 кВ для электроснабжения
удаленной нагрузки и наиболее мощных
электроцриемников общестанционных с. н.,
расположенных в здании ГЭС;
2)
0,4
кВ
—для
агрегатных
электроприемников
и
общестанционных
электроприемников небольшой мощности.
Ниже рассмотрены три характерные схемы
питания с. н. ГЭС:
1) объединенное централизованное питание
агрегатных и общестанционных с. н. на одном
напряжении (рис. 16.5), применяемое на
маломощных малоагрегатных ГЭС;
2) объединенное централизованное питание
агрегатных и общестанционных с. н. на двух
напряжениях (рис. 16.6), характерное для
малоагрегатной ГЭС средней мощности,
имеющей удаленную местную нагрузку;
3) раздельное питание агрегатных и
общестанционных с. н. (рис. 16.7), типичное
для многоагрегатной ГЭС средней и большой
мощности.
Главная схема электрических соединений
ГЭС имеет блочную структуру построения.
Рабочие ТСН присоединяют: к сборкам
генераторного
напряжения
укрупненных
блоков (рис. 16.5 и 16.6), на ответвление от
генератора (трансформаторы агрегатных с. н.
на рис. 16.7), к третичной обмотке
автотрансформатора связи (трансформаторы
общестанционных с. н. на рис. 16.7).
Рис.16.5 Объединенное централизовнное питание
агрегатных и
общестанционных с.н. ГЭС на одном напряжении.
Рис. 16.6 Объединенное централизовнное питание
агрегатных и
общестанционных с.н. ГЭС на двух напряжениях.
Резервное питание может быть выполнено
на принципе скрытого резервирования (рис.
6.9 и 6.10) или явного резервирования (рис.
16.7). В последнем случае резервное питание
для секций РУ 6—10 кВ подается от местной
сети, имеющей связь с энергосистемой.
Распределительное устройство 6—10 кВ
(рис. 16.6 .и 16.7) выполняют по схеме с
одной секционированной системой сборных
шин
с
одним
выключателем
на
присоединение. Каждая секция получает
питание по независимой цепи. Рабочие ТСН
должны
работать
раздельно.
Поэтому
секционный
выключатель
нормально
отключен и находится под воздействием АВР.
Рис. 16.7 Раздельно питание
общестанционных с.н. ГЭС.
агрегатных
и
Шины
380/220
В
с.
н.
каждого
гидроагрегата секционированы на две части с
помощью автомата (рис. 16.6 и 16.7).
Секционный автомат нормально включен, так
что обе секции питаются от рабочего ТСН.
Последний может быть подключен к
центральному РУ 6—10 кВ (рис. 16.6) или
присоединен по блочному принципу на
ответвлении от генератора (рис. 16.7).
Резервное
питание
в
обоих
случаях
предусмотрено от РУ 6—10 кВ. Для питания
сетей 0,4 кВ применяют, как правило, сухие
трансформаторы, что дает возможность
установить их в непосредственной близости
от сборок 0,4 кВ
38_СП_ПСт
Схемы питания собственных нужд подстанций.
Приемниками энергии системы СН подстанций
являются:
электродвигатели
системы
охлаждения
трансформаторов и синхронных компенсаторов;
устройства обогрева элегазовых выключателей и
шкафов с установленными в них электрическими
аппаратами и приборами;
электродвигатели
компрессоров,
снабжающих
воздухом пневматические приводы:
электрическое отопление и освещение;
система пожаротушения.
Наиболее
ответственными
приемниками
электроэнергии системы СН являются приемники систем
управления, телемеханики и связи, электроснабжение
которых может быть осуществлено или от сети
переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или
от независимого источника энергии — аккумуляторной
батареи. В последнем случае должны быть предусмотрены
преобразователи для заряда батареи.
Для электроснабжения потребителей системы СН
подстанций предусматривают трансформаторы с
вторичным напряжением 380/220 В. Они могут быть
присоединены к сборным шинам РУ 6—10 кВ
(Рис.16.8. Однако такая схема обладает недостатком,
который заключается в нарушении электроснабжения
системы СН при повреждениях в РУ. Поэтому
трансформаторы СН предпочитают присоединять к
выводам низшего напряжения главных трансформаторов
— на участках между трансформатором и
выключателем(Рис.16.9) .
Рис. 16.8 Схема питания собственных нужд
подстанции 380/220 В от РУ 6 – 10 кВ
Рис. 16.9 Схема питания собственных нужд
подстанции 380/220 В от выводов
низшего напряжения трансформаторов
связи.
39_ИП_ПоТ
Источники энергии постоянного тока.
В качестве таких источников могут быть
использованы аккумуляторные батареи. Они
отвечают требованию надежности, поскольку их
работа не зависит от режима энергосистемы. Кроме
того, они имеют достаточную мощность и
стабильное напряжение 220 В. При необходимости
переменный ток для рабочих машин может быть
получен с помощью инверторов.
На
ТЭС
обычно
предусматривают
аккумуляторную батарею на каждый блок или на
два блока и еще одну батарею для главного щита
управления. На АЭС число аккумуляторных
батарей значительно больше. На гидростанциях в
зависимости
от
установленной
мощности
ограничиваются одной или двумя батареями. На
мощных подстанциях также предусматривают
аккумуляторные батареи.
Установка постоянного тока (рис. 17.1) состоит из
аккумуляторной
батареи
(GB),
зарядного
устройства, присоединенного к трехфазной сети
собственных нужд 380 В, распределительного щита
с
коммутационными
аппаратами
(SF
–
автоматический выключатель на выходе зарядного
устройства, S – рубильники, F - предохранители) и
измерительными приборами (V - вольтметры на
выходе зарядного устройства и на сборных шинах
оперативных цепей, A – амперметры с шунтами в
цепи зарядного устройства и аккумуляторной
батареи).
Рис. 17.1 Схема питания оперативных цепей
К
сборным
шинам
постоянного
тока
присоединяют приемники энергии оперативных
цепей. Чтобы обеспечить достаточную надежность
электроснабжения этих цепей, выделяют сети: 1)
мощных электромагнитов включения приводов
выключателей, 2) управления, 3) релейной защиты
и автоматики, 4) сигнализации, 5) измерений.
Каждая сеть получает энергию по двум линиям,
защищенным автоматическими выключателями.
К сборным шинам щита постоянного тока
присоединяют устройства контроля за состоянием
изоляции сетей. Понижение сопротивления
изоляции, вплоть до замыкания на землю, может
привести к неприятным последствиям, так как в
разветвленной сети всегда могут появиться второе
замыкание и соответствующие параллельные цепи
через землю. Контакты какого-либо ключа
управления
или
реле
могут
оказаться
шунтированными, что вызовет ложное отключение
или включение выключателя. Устройство контроля
изоляции позволяет измерять сопротивление
изоляции сети и при опасном снижении ее на одном
из полюсов (до 15 — 20 кОм) приводит в действие
световую
и
звуковую
предупреждающую
сигнализацию.
Устройство контроля изоляции (рис. 17.2)
построено по схеме моста. Плечами моста служат
два резистора с одинаковым сопротивлением R1 и
R2 и сопротивления изоляции полюсов сети R3 и R4.
К одной диагонали моста приложено напряжение
аккумуляторной батареи, а в другую диагональ
включены гальванометр G и реле LH. При равенстве
сопротивлений изоляции полюсов напряжение и
ток в диагонали равны нулю. Если сопротивление
изоляции одного из полюсов понижается, в
диагонали появляется ток, направленный в одну
или другую сторону, в зависимости от того, на
каком
полюсе
произошло
понижение
сопротивления
изоляции.
Подбирая
соответствующим образом сопротивления RI и R2 и
чувствительность
реле,
можно
обеспечить
срабатывание реле при аварийном состоянии
изоляции одного из полюсов. По шкале
гальванометра (G), градуированной в Омах,
определяют
сопротивление
изоляции
поврежденного полюса.
40_ИП_ПеТ
Источники энергии переменного тока. На
маломощных
подстанциях
аккумуляторные
батареи, как правило, отсутствуют. В этих условиях
необходимую для вспомогательных цепей энергию
отбирают
от
сети
энергосистемы
через
промежуточные устройства, обеспечивающие
достаточную надежность. Постоянный ток при этом
может быть получен за счет применения
выпрямителей.
Для
отбора
мощности
используют
трансформаторы
СН,
измерительные
трансформаторы тока и напряжения. Полученный
переменный ток используют непосредственно или
выпрямляют с помощью полупроводниковых
выпрямителей,
в
частности
для
заряда
конденсаторов.
Использование
измерительных
трансформаторов тока. В нормальном режиме
мощность, отдаваемая трансформатором тока, не
превышает нескольких десятков вольт-ампер. При
КЗ она возрастает пропорционально квадрату тока.
Поэтому трансформаторы можно использовать
только для энергоснабжения вспомогательных
цепей токовых релейных защит, работа которых
связана с резким увеличением тока в защищаемой
цепи.
Рис. 17.2 Мостовая схема контроля изоляции сети
постоянного тока
В качестве аккумуляторных батарей используют
батареи, набранные из свинцово-кислотных
аккумуляторов. Для обеспечения необходимого
напряжения батареи (220 В) аккумуляторы
соединяют последовательно, а для обеспечения
необходимой емкости батареи цепочки из
последовательно соединенных аккумуляторов
соединяют параллельно.
Свинцово-кислотный аккумулятор состоит из
следующих основных частей: положительных и
отрицательных пластин, сепараторов, сосуда и
электролита.
Активными
веществами,
участвующими в электрохимических реакциях,
являются перекись свинца РЬ02 на положительных
пластинах, губчатый свинец Рb на отрицательных
пластинах и раствор серной кислоты в воде. При
разряде на пластинах образуется сульфат свинца
PbSO4 и снижается концентрация серной кислоты в
растворе, а при заряде происходит восстановление
Рb02 и Рb на пластинах и повышается концентрация
серной кислоты. Это отражается уравнением (17.1),
где стрелка, указывающая направо, соответствует
процессу разряда, а налево – процессу заряда.
(17.1)
При нормальной работе станции батарея
находится в состоянии подзаряда с напряжением
2,20 В на элемент. Нагрузка сети постоянного тока
обеспечивается из сети переменного тока 380/220 В
через зарядное устройство.
При потере переменного тока в системе СН
станции аккумуляторная батарея вступает в работу
и принимает на себя нагрузку сети оперативного
питания. При разряде батареи напряжение ее
постепенно понижается и в конце аварийного
перерыва достигает 1,75 В на элемент.
После ликвидации аварийного состояния батарея
должна быть заряжена. Зарядное устройство,
присоединенное к сети СН станции, принимает на
себя зарядный ток и нагрузку сети. Напряжение
батареи повышается до 2,33 В на элемент.
Таким образом, напряжение батареи изменяется в
пределах от 2,2 В на элемент в нормальных
условиях до 1,75 В при разряде и до 2,33 В при
заряде.
Рис. 17.3 Схема использования ТТ для питания
вспомогательных цепей максимальной токовой
защиты.
На рис. 17.3 в качестве примера приведена
однолинейная схема максимальной токовой защиты
с ограниченно зависимой выдержкой времени с
использованием трансформатора тока ТА для
вспомогательной цени защиты. Применяемые в
этом случае реле КА имеют усиленные
замыкающие и размыкающие контакты 2 и 1. В
нормальном режиме нагрузкой трансформатора
тока является только небольшое сопротивление
обмотки реле. При КЗ в защищаемой ветви реле
срабатывает и подключает последовательно к себе
обмотку
электромагнита
отключения
YAT
выключателя Q. Выключатель отключается,
разрывая цепь КЗ.
Использование
измерительных
трансформаторов напряжения. Трансформаторы
напряжения могут быть использованы для
снабжения энергией цепей управления и контроля,
которые работают при нормальных, а также
анормальных режимах, не сопровождающихся
значительным понижением напряжения. Сюда
относятся сигнальные цепи защит от перегрузки,
защит от однофазных замыканий в незаземленных
сетях, устройств автоматического ввода резерва и
др.
На рис. 17.4 в качестве примера приведена схема
токовой защиты нулевой последовательности
линии в незаземленной сети. Для цепей токового
реле КА, подключенного к трансформатору тока
нулевой последовательности ТА, использовано
линейное напряжение трансформатора напряжения
ТV. При замыкании на землю в любой точке сети
междуфазные напряжения не изменяются и реле
срабатывает.
Рис. 17.4 Схема использования ТН для питания
защиты
от однофазных замыканий на землю
Использование предварительно заряженных
конденсаторов. Для надежного действия механизма
отключения
привода
выключателя
следует
подвести к электромагниту отключения в течение
времени его срабатывания необходимую энергию.
Время срабатывания измеряется сотыми долями
секунды, поэтому достаточен кратковременный
импульс, который легко получить от конденсатора
соответствующей мощности.
Условия надежной работы электромагнита
отключения можно записать следующим образом:
(СU2/2)10-6=KзапW и tимп≥t,
где С — емкость конденсатора, мкФ; U —
напряжение на его обкладках, В; Кзап —
коэффициент запаса; W — энергия срабатывания
электромагнита, Вт • с; t и м п - время первого
импульса разряда, равное половине периода
собственных колебаний контура разряда; t — время
срабатывания привода.
Предварительный
заряд
конденсаторов
производят в условиях нормального режима
обслуживаемой цепи, поэтому для этой цели могут
быть использованы трансформаторы напряжения,
присоединенные к цепи или к сборным шинам
установки. Во время заряда к обкладкам
конденсатора подводят возможно более высокое
напряжение, чтобы получить нужную энергию при
меньшей
емкости
конденсатора.
Обычно
напряжение заряда составляет 400 В.