Режимы работы электроприемников.

Выбор сечения кабеля и провода по нагреву

Выбор сечения из условий допустимого нагрева сводится к пользованию соответствующими таблицами длительно допустимых токовых нагрузок Iд при которых токопроводящие жилы нагреваются до предельно допустимой температуры, установленной практикой так, чтобы предупредить преждевременный износ изоляции, гарантировать надежный контакт в местах соединения проводников и устранить различные аварийные ситуации, что наблюдается при Iд ≥ Ip, Ip - расчетный ток нагрузки.

Периодические нагрузки повторно-кратковременного режима при выборе сечения кабеля пересчитывают на приведенный длительный ток

где Iпв - ток повторно-кратковременного режима приемника с продолжительностью включения ПВ.

При выборе сечения проводов и кабелей следует иметь в виду, что при одинаковой температуре нагрева допустимая плотность тока токопроводящих жил большего сечения должна быть меньше, так как увеличение сечения их происходит в большей степени, чем растет охлаждающая поверхность (смотрите рис. 1). По этой причине часто с целью экономии цветных металлов вместо одного кабеля большего сечения выбирают два или несколько кабелей меньшего сечения.

Рис 1. График зависимости допустимой плотности тока от сечения медных жил открыто проложенного трехжильного кабеля на напряжение 6 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, нагретых током до температуры +65°С при температуре воздуха +25 " С.

При окончательном выборе селения проводов и кабелей из условия допустимого нагрева по соответствующим таблицам необходимо учитывать не только расчетный ток линии, но и способ прокладки ее, материал проводников и температуру окружающей среды.

Сечение жил проводов и кабелей сетей внутреннего электроснабжения напряжением до 1000 В согласуют с коммутационными возможностями аппаратов защиты линий - плавких предохранителей и автоматических выключателей - так, чтобы оправдывалось неравенство Iд / Iз з, где kз - кратность допустимого длительного тока проводника по отношению к номинальному току или току срабатывания аппарата защиты Iз (из ПУЭ). Несоблюдение приведенного неравенства вынуждает выбранное сечение жил соответственно увеличить.

Потребители реактивной мощности

Основные потребители реактивной мощности - асинхронные электродвигатели, которые потребляют 40 % всей мощности совместно с бытовыми и собственными нуждами; электрические печи 8 %; преобразователи 10 %; трансформаторы всех ступеней трансформации 35 %; линии электропередач 7 %.

В электрических машинах переменный магнитный поток связан с обмотками. Вследствие этого в обмотках при протекании переменного тока индуктируются реактивные э.д.с. обуславливающие сдвиг по фазе (fi) между напряжением и током. Этот сдвиг по фазе обычно увеличивается, а косинус фи уменьшается при малой нагрузке. Например, если косинус фи двигателей переменного тока при полной нагрузке составляет 0, 75-0, 80, то при малой нагрузке он уменьшится до 0, 20-0, 40.

Малонагруженные трансформаторы также имеют низкий коэффициент мощности (косинус фи). Поэтому, применять компенсацию реактивной мощности, то результирующий косинус фи энергетической системы будет низок и ток нагрузки электрической, без компенсации реактивной мощности, будет увеличиваться при одной и той же потребляемой из сети активной мощности. Соответственно при компенсации реактивной мощности (применении автоматических конденсаторных установок КРМ) ток потребляемый из сети снижается, в зависимости от косинус фи на 30-50%, соответственно уменьшается нагрев проводящих проводов и старение изоляции.

Кроме этого, реактивная мощность наряду с активной мощностью учитывается поставщиком электроэнергии, а следовательно, подлежит оплате по действующим тарифам, поэтому составляет значительную часть счета за электроэнергию.

Рис.1 Радиальная схема электроснабжения

Радиальная схема питания обладает большой гибкостью и удобствами в эксплуатации, так как повреждение или ремонт одной линии отражается на работе только одного потребителя.

Магистральные схемы напряжением 6... 10 кВ применяются при линейном («упорядоченном») размещении подстанций на территории объекта, когда линии от центра питания до пунктов приема могут быть проложены без значительных обратных направлений. Магистральные схемы имеют следующие преимущества: лучшую загрузку кабелей при нормальном режиме, меньшее число камер на РП. К недостаткам магистральных схем следует отнести усложнение схем коммутации при присоединении ТП и одновременное отключение нескольких потребителей, питающихся от магистрали, при ее повреждении.
Число трансформаторов, присоединяемых к одной магистрали, обычно не превышает двух-трех при мощности трансформаторов 1000...2500 кВ-А и четырех-пяти при мощности 250...630 кВ-А.
Магистральные схемы выполняются одиночными и двойными, с односторонним и двухсторонним питанием.

Одиночные магистрали без резервирования (рис. 2, а) применяются в тех случаях, когда отключение одного потребителя вызывает необходимость по условиям технологии производства отключения всех остальных потребителей (например, непрерывные технологические линии). При кабельных магистралях их трасса должна быть доступна для ремонта в любое время года, что возможно при прокладке в каналах, туннелях и т. п. Надежность схемы с одиночными магистралями можно повысить, если питаемые ими однотрансформаторные подстанции расположить таким образом, чтобы была возможность осуществить частичное резервирование по связям низкого напряжения между ближайшими подстанциями. На рис. 3 показана схема, на которой близко расположенные трансформаторные подстанции питаются от разных одиночных магистралей с резервированием по связям на низком напряжении. Такие магистральные схемы можно применять и для потребителей первой категории, если их мощность не превышает 15...20% от общей нагрузки трансформаторов. Трансформаторы подключаются к разным магистралям, присоединенным к разным секциям РП или РУ.

Рис.2 Магистральные схемы с односторонним питанием: а - одиночные; б - двойные с резервированием на НН

Схемы с двойными («сквозными») магистралями (см. рис. 2, б) применяются для питания ответственных и технологически слабо связанных между собой потребителей одного объекта. Установка разъединителей на входе и выходе линии магистрали не требуется.

11. Выбор числа мощности трансформаторов цеховых подстанций.

Выбор числа и мощности трансформаторной ЦТП обусловлен величиной и характером электрической нагрузки. При выборе числа и мощности трансформаторов следует добиваться экономически целесообразного режима их работы, обеспечения резервирования питания электроприемников при отключении одного из трансформаторов, стремиться к однотипности трансформаторов; кроме того должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной нагрузки, передаваемой в сеть напряжения до 1 кВ.

Количество цеховых ТП влияет на затраты распределительных устройств 6-20 кВ, внутризаводские и цеховые электрические сети.

Однотрансформаторные подстанции применяются при наличии централизованного сервера и при взаимном резервировании трансформатора по линиям низшего напряжения соседних ТП для потребителей 2 категории, при наличии в сети 380-660 В небольшого количества (20%) потребителей 1 категории при соответствующем построении схемы, а также для потребителей 3 категории при наличии централизованного резерва.

Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется применять:

- при преобладании потребителей 1 категории;

-для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (насосные и компрессорные станции);

- для цехов с высокой удельной плотностью нагрузки (выше 0, 5 - 0, 7 кВА/м).

Цеховые ТП с числом трансформатора более 2 экономически нецелесообразны и применяются в виде исключения при надлежащем обосновании: если имеются мощные электроприемники, сосредоточенные в одном месте, если нельзя рассредоточить подстанции по условиям технологии или окружающей среды.

Загрузка цеховых трансформаторов зависит от категории надежности электроснабжения электроприемников, от числа трансформаторов и способа резервирования.

Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП производится на основании следующих исходных данных:

· расчетная нагрузка ЦТП за наиболее загруженную смену, кВА.

· категория надежности потребителей;

· экономическая плотность электрической нагрузки кВА/кв.м;

· величина реактивной нагрузки, кВАр;

· коэффициент загрузки в нормальном режиме Кз;

· коэффициент нагрузки в аварийном режиме Кав;

· допустимое число типогабаритов трансформаторов.

Следует иметь в виду, что при нагрузки в цехе меньшей 400 кВА целесообразно решить вопрос о ее объединении с нагрузкой рядом расположенного цеха, в остальных случаях (Рр > 400 кВт) в цехе рационально устанавливать собственное ТП.

12. Основное электрооборудование главных понизительных подстанций: силовые включатели разъединители отделители и короткозамыкатели, трансформаторы тока и напряжения.

Силовые выключатели:

1. ВАКУУМНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Вакуумные выключатели типа ВБТЭ и ВБТП предназначены для использования в экскаваторах, передвижных электростанциях на автомобильном ходу, буровых установках, роторных комплексах, насосных станциях и других электроустановках. Они выполнены в виде выдвижного элемента шкафа КРУ, содержат выпрямительный мост для питания отключающего электромагнита, включающий контактор, цепи заряда конденсатора отключения, блокировку от многократных повторных включений и элементы блокировок от ошибочных операций с выкатным элементом. Выключатели имеют фиксированный расцепитель, который обеспечивает возможность отключения выключателя только из полностью включенного положения в отличие от свободного расцепителя у выключателей типа ВБЭ (свободный расцепитель обеспечивает возвращение главных контактов выключателя в отключенное положение и фиксацию их в этом положении в случае, даже если при этом удерживается команда на включение). Достоинством выключателей типа ВБТЭ и ВБТП является верхняя компоновка встроенного электромагнитного привода, которая обеспечивает удобство технического обслуживания в эксплуатации. Выключатель предназначен для работы в шкафах комплектных распределительных устройств (КРУ), шкафах КСО, а также замены маломасляных выключателей в распределительных устройствах напряжением 6-10 кВ

2. ЭЛЕГАЗОВЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Современные разработки конструкций выключателей с элегазовыми дугогасителями в настоящее время ведутся в различных направлениях, и прежде всего в тех, которые дают наиболее эффективное технико-экономическое использование специфических свойств этой дугогасящей и изоляционной среды. Такими направлениями являются следующие.

1. Модульные серии выключателей на высокие классы напряжения (100 кВ и выше), предназначенные для отключения предельно больших токов КЗ при наиболее неблагоприятных условиях КЗ.

2. Выключатели на номинальное напряжение 10-35 кВ в компактном исполнении для электрифицированного подвижного состава и других электрических установок специального назначения.

3. Выключатели нагрузки на номинальные напряжения 15-100 кВ и выше, предназначенные для отключения индуктивных токов ненагруженных трансформаторов и ёмкостных токов.

В настоящее время опытные и промышленные образцы и серии элегазовых выключателей переменного тока высокого напряжения производятся различными фирмами во всём мире

Физико-химические свойства элегаза. Шестифтористая сера SF₆ — элегаз, относится к «электроотрицательным» газам, получившим такое название из-за способности их молекул захватывать свободные электроны, превращаясь в тяжелые и малоподвижные отрицательно заряженные ионы. Элегаз при нормальной температуре (20°С) и давлении 0, 1 МПа представляет собой газ без цвета и запаха. Плотность его почти в 5 раз выше плотности воздуха, скорость звука в нем при температуре 30°С — 138, 5 м/с (330 м/с в воздухе). Элегаз обладает низкой теплоемкостью в канале столба дуги и повышенной теплопроводностью горячих газов, окружающих столб дуги (2000 К). Это характеризует элегаз как среду, обладающую высокими теплопроводящими свойствами. К недостаткам элегаза следует отнести его низкую температуру сжижения (-64°С) при давлении 0, 1 МПа, которая с повышением давления повышается. Чистый элегаз негорюч, инертен, нагревостоек до 800°С. Под влиянием электрической дуги или коронного разряда происходит разложение элегаза с образованием химически активных соединений, которые могут вызвать разрушение изоляционных и конструкционных материалов. Однако степень разложения элегаза под воздействием электрической дуги в дугогасительной камере низка из-за того, что большое количество разложившегося газа немедленно восстанавливается в элегазе. Газообразными продуктами разложения являются низшие фториды сред SF₂, SF₄. Хотя эти газы сами по себе не токсичны, но легко гидролизуются при взаимодействии с влагой, образуя фтористо-водородную кислоту и двуокись серы. Для их поглощения в элегазовые выключатели включаются фильтры, сорберы из активированного алюминия Аl₂О₃, которые поглощают как газообразные продукты разложения, так и влагу. Кроме активных газов во время горения дуги в результате реакции с парами материалов контактов дугогасителя образуются металлические фториды в виде тонкого слоя порошка. Обладая низкой электропроводностью, они не снижают электрическую прочность изоляции аппарата.

3. ВОЗДУШНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

По назначению воздушные выключатели разделяются на следующие группы:

сетевые выключатели на напряжение 6 кВ и выше, применяемые в электрических сетях и предназначенные для пропуска и коммутации тока в нормальных условиях работы цепи и в условиях КЗ;
генераторные выключатели на напряжение 6—24 кВ, применяемые для подключения генераторов и предназначенные для пропуска и коммутации токов в нормальных условиях, а также в пусковых режимах и при КЗ;
выключатели для электротермических установок с напряжениями 6—220 кВ, предназначенные для работы как в нормальных, так и в аварийных режимах;
выключатели специального назначения.

По виду установки воздушные выключатели можно разделить на следующие группы:

опорные;
подвесные (подвешиваются к портальным конструкциям на ОРУ);
выкатные (имеют приспособления для выкатки из РУ);
встраиваемые в комплектные распределительные устройства.

К достоинствам воздушных выключателей можно отнести следующие показатели: высокую отключающую способность; пожаробезопасность; высокое быстродействие; способность коммутации токов КЗ с большим процентом апериодической составляющей (вплоть до коммутации цепей постоянного тока).

Недостатками воздушных выключателей являются наличие дорогостоящего постоянно действующего компрессорного оборудования; высокая чувствительность к скорости восстанавливающегося напряжения при неудаленном КЗ; возможность «среза» тока при отключении малых индуктивных токов (отключение ненагруженных силовых трансформаторов).

Принцип действия дугогаситсльпых устройств (ДУ) воздушных выключателей. Сжатый воздух является эффективной средой, обеспечивающей надежное гашение электрической дуги. Это достигается интенсивным воздействием с максимально возможными скоростями потока воздуха на дуговой канал. В ДУ воздушных выключателей гашение электрической дуги происходит в дутьевых каналах (соплах), которые конструктивно в совокупности с оконечной частью контактов дугогасителя образуют дутьевую систему. Столб дуги, образовавшейся на размыкающихся контактах, под действием воздушного потока растягивается и быстро перемещается в сопла, где происходит ее гашение.

4. МАСЛЯННЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Принцип действия дугогаситсльных устройств. В дугогасительных устройствах традиционных масляных выключателей гашение дуги осуществляется путем эффективного ее охлаждения в потоке газопаровой смеси, вырабатываемой дугой в результате разложения и испарения масла. В зависимости от назначения масла можно выделить две основные группы масляных выключателей:

баковые (многообъемные) масляные выключатели, в которых масло используется для гашения и изоляции токоведущих частей от заземленного бака;
маломасляные (малообъемные) масляные выключатели, в которых масло используется только для гашения дуги и изоляции между разомкнутыми контактами одного полюса.

В состав газопаровой смеси, возникающей в результате разложения масла под действием дуги, входит до 70 % водорода Н₂, обладающего по сравнению с воздухом в 8 раз более высокой теплопроводностью, но меньшей предельной электрической прочностью. Поток газопаровой смеси в зоне горения дуги обладает высокой температурой 800—2500 К. Механизм охлаждения столба дуги при больших (обычно выше 100 А) и малых значениях тока дуги различен. При больших токах охлаждение дуги происходит главным образом за счет принудительной конвекции в потоке газопаровой смеси при большом давлении. С увеличением тока интенсивность конвективного охлаждения и давление в зоне гашения дуги увеличиваются. При небольших токах конвекция и давление газа в зоне гашения дуги снижаются, условия охлаждения дуги ухудшаются и время гашения дуги затягивается. Повышение давления в зоне гашения дуги в результате принудительной подачи масла может существенно улучшить условия гашения дуги при отключении небольших токов.

Можно считать, что основными условиями для наиболее эффективного гашения дуги являются:

интенсивное дутье газопаровой смеси в зоне дуги, особенно в момент тока, близкого к нулю;
максимально возможное высокое давление газопаровой смеси в области дуги в конце полупериода тока.

5. ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

Несмотря на ограниченную область использования по напряжению (6—20 кВ) выключатели этого типа нашли широкое применение в КРУ, особенно в системах внутренних нужд на ТЭЦ и АЭС. Номинальные токи выключателей достигают 3150 А, а номинальные токи отключения — 40 кА. При этом в отличие от масляных или воздушных выключателей эксплуатационные расходы на них относительно невелики.

Принцип действия электромагнитного выключателя заключается в том, что при воздействии магнитного поля на дугу она удлиняется и направляется в дугогасительную камеру (рис. 5.11) узкощелевого типа, где, тесно взаимодействуя со стенками камеры (диаметр дуги значительно превосходит ширину щели d_д> _щ), она охлаждается.

Условия гашения дуги в узкощелевом дугогасителе оказываются значительно более легкими, чем в других типах выключателей.

Разъединители, отделители, короткозамыкатели
Как отмечалось выше, разъединители служат лишь для коммутации обесточенных цепей в целях проведения ремонта или ревизии АВН, а также для выполнения переключений РУ на резервное питание. При проведении ревизии или ремонта того или иного электротехнического оборудования на высоком напряжении необходимо после отключения тока в данной цепи произвести отключение данного объекта с обеих сторон с созданием видимого разрыва цепи. Кроме того, объект с обеих сторон заземляется либо переносными заземлителями, либо заземлитель предусмотрен в конструкции разъединителя и сблокирован с механизмом привода ножа разъединителя. Исходя из задачи обеспечения безопасности обслуживающего персонала при проведении работ на линии, а также осуществления бесперебойного электроснабжения потребителей, разъединитель должен отвечать следующим требованиям:

обеспечивать видимый разрыв тока в цепи при отключении;
быть термически и электродинамически устойчив;
иметь требуемый уровень изоляции при любых атмосферных условиях;
иметь простую и надежную конструкцию с учетом самых тяжелых условий работы (обледенение, ветровые нагрузки).

Поэтому разъединитель имеет таким образом организованную изоляцию, что при появлении недопустимо большого напряжения на полюсе отключенного разъединителя пробой должен произойти между полюсом и землей по его опорной изоляции, а не между разведенными ножами.

Разъединители наружной установки, как правило, имеют заземлители и могут снабжаться дугогасительными рогами для гашения емкостных токов и приспособлениями, разрушающими корку льда.

Отделители и короткозамыкатели устанавливаются на стороне высшего напряжения в менее ответственных РУ в целях экономии капитальных затрат и места. Выключатели при этом предусматриваются только на стороне низшего напряжения. При перегрузках силового трансформатора, повреждении его внутренней изоляции, повышенном газовыделении внутри бака происходит срабатывание реле газоанализатора среды либо реле дифференциальной защиты. Срабатывание этих реле дает команду на автоматическое срабатывание короткозамыкателя, провоцирующего действительное КЗ на стороне высшего напряжения. В цепи протекания тока КЗ короткозамыкателя установлены трансформаторы тока, которые дают команду о чрезмерном токе в систему релейной защиты, в свою очередь включающей систему управления выключателем на отключение выключателя. После отключения искусственно созданного КЗ линейным выключателем, часто находящимся на значительном удалении от данного РУ, исчезновение тока КЗ дает команду на отключение отделителя данного РУ. После чего в соответствии с режимом АПВ питание линии вновь возобновляется, т.е. обеспечивается отключение трансформатора в аварийном состоянии без использования выключателя на стороне высшего напряжения. Отключение короткозамыкателя осуществляется приводом, включение — с помощью взведенных пружин. Отделитель отключается автоматически, включается вручную для исключения возможности ошибочного автоматического включения при неотключенном короткозамыкателе.

Измерительные трансформаторы тока и напряжения предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность работающих, так как цепи высшего и низшего напряжения разделены, а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле.

13. Схемы ГПП предприятий: схемы без выключателей на стороне ВН, схемы мостика, блочные схемы.

Большинство подстанций промышленных предприятий выполняется без сборных шин на стороне высшего напряжения по блочному принципу, реализуемому в виде схем “линия - трансформатор”. Блочные схемы просты и экономичны. Установка на подстанциях, как правило двух трансформаторов обеспечивает по надежности электроснабжение потребителей I категории. Схемы со сборными шинами применяются в редких случаях и должны иметь технико-экономическое обоснование.

Схемы с перемычками(мостиками) между питающими линиями следует применять лишь при обоснованной необходимости устройства перемычек. В загрязненных зонах их следует избегать, так как наличие дополнительных элементов увеличивает вероятность аварий на подстанции.

Перемычка в данной схеме позволяет присоединить оба трансформатора к одной линии при повреждении в другой; обеспечить питание подстанции во время ревизии или ремонта трансформатора

Схема применяется для питания подстанции по транзитным линиям 110-220 кВ или по линиям с двусторонним питанием. Эта схема позволяет не прерывать транзита мощности при повреждении трансформатора

Схема двухтрансформаторной подстанции 110—220 кВ без выключателей на ВН.

Данная схема подстанции применяется при тупиковом питании потребителей электрической энергии непосредственно с шин высокого напряжения электростанций или районной подстанции, либо от двух параллельных линий 110—220 кВ проходящих в зоне сооружения подстанции. Присоединение подстанций к питающим линиям в этом случае производится глухими ответвлениями (т. е. без выключателей в месте присоединения), а подстанции носят название ответвительных. Распространенной также является схема с присоединением одного из трансформаторов глухим ответвлением к ближайшей одиночной линии высоковольтной сети системы, а второго — к тупиковой линии передачи, прокладываемой на подстанцию непосредственно от источника электроснабжения. Питание подстанций, сооружаемых по схеме рис. 12-2, от двух различных источников электроснабжения не допускается.

При любой схеме питания трансформаторы подстанций присоединяются к сети через линейный разъединитель 1 и отделитель 2 .Для защиты трансформатора установлен однофазный короткозамыкатель 3. При повреждении трансформатора вступает в действие релейная защита, автоматически включающая короткозамыкатель, чем создается однофазное короткое замыкание на линии. Линия отключается со стороны источника питания на время, достаточное для автоматического отключения отделителем поврежденного трансформатора. Вслед за этим АПВ (однократное или двукратное) снова включает питающую линию, обеспечивая электроснабжение остальных присоединенных к ней потребителей. Разъединители 1 и 5 обеспечивают ремонт и испытание коммутационной аппаратуры при работе одного из трансформаторов.

14. Виды коротких замыканий. Параметры цепи короткого замыкания.

В трёхфазных электрических сетях различают следующие виды коротких замыканий

Однофазное (замыкание фазы на землю в сетях с заземленной нейтралью трансформатора)
Двухфазное (замыкание двух фаз между собой)
Двухфазное на землю (2 фазы между собой и одновременно на землю)
Трёхфазное (3 фазы между собой)

В электрических машинах возможны короткие замыкания:

Межвитковые — замыкание между собой витков обмоток ротора или статора во вращающихся машинах, а также замыкание между собой витков обмоток трансформаторов;
Замыкание обмотки на металлический корпус.

При коротком замыкании резко возрастает сила тока протекающего в цепи, что обычно приводит к механическому или термическому повреждению устройства. В месте короткого замыкания может возникнуть электрическая дуга. Все это нередко становится причиной пожаров.

Короткое замыкание в одном из элементов энергетической системы способно нарушить её функционирование в целом — у других потребителей может снизиться питающее напряжение, при коротких замыканиях в трёхфазных сетях возникает асимметрия напряжений, нарушающая нормальное электроснабжение. В больших энергосетях короткое замыкание может вызывать тяжёлые системные аварии.

В случае повреждения проводов воздушных линий электропередачи и замыкании их на землю, в окружающем пространстве может возникнуть сильное электромагнитное поле, способное навести в близко расположенном оборудовании ЭДС, опасную для аппаратуры и работающих с ней людей.

Рядом с местом аварии происходит растекание потенциала по поверхности земли, шаговое напряжение может достигнуть опасного для человека значения.

15.Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах.

При расчетах в относительных единицах все величины сравнивают с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность принимают мощность одного трансформатора ГПП или условную единицу мощности, например, 100 или 1000 МВА.

В качестве базисного напряжения принимают среднее напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ (Uср=0, 133; 0, 23; 0, 4; 0, 525; 0, 69; 3, 15; 6, 3; 10, 5; 13, 8; 15, 75; 18; 24; 37; 115; 154; 230; 340; 515 кВ).

16. Выбор оборудования и токоведущих частей. Ограничение токов короткого замыкания.

Электрические аппараты и токоведущие части любой электроустановки должны быть выбраны так, чтобы могли надежно работать как в нормальном режиме работы, так и при отклонении от него.

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электроустановок производят по условиям работы в нормальном режиме и проверяют на термическую и динамическую устойчивость при коротком замыкании. Выбранные электрические аппараты и токоведущие части по условию длительного нагрева должны удовлетворять форсированному режиму работы электроустановки.

а) Цепь генератора.

Наибольший ток нормального режима определяется по выражению:

, (1.1)

где - номинальный ток генератора, кА,

- номинальная мощность генератора, МВт,

- номинальное напряжение генератора, кВ,

- номинальный коэффициент мощности генератора.

Ток форсированного режима определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на пять процентов по выражению:

. (1.2)

б) Цепь двухобмоточного трансформатора.

Ток нормального режима определяется при номинальной мощности трансформатора и номинальном напряжении по выражению:

, (1.3)

где - номинальная мощность трансформатора, МВА,

- номинальное напряжение соответствующей обмотки трансформатора, кВ.

Ток форсированного режима определяется при условии отключения параллельно работающего трансформатора, когда оставшийся в работе трансформатор может быть перегружен по правилам аварийных длительных или систематических перегрузок, т.е.

, (1.4)

где - коэффициент аварийной допустимой или систематической перегрузки трансформатора.

в) Цепь трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора.

Загрузка обмоток высшего, среднего и низкого напряжений трансформаторов электростанции зависит от графиков нагрузки, на низком и среднем напряжении, и схемы соединения электростанции на низком напряжении. При блочном соединении генератора с трансформатором на стороне низкого напряжения ток нормального и форсированного режимов определяется по выражениям (1.1) и (1.2).

При поперечных связях между генераторами ток нормального и форсированного режимов на стороне высшего и низшего напряжений определяется по номинальной мощности трансформатора с учетом его перегрузки по выражениям (1.3) и (1.4). На стороне среднего напряжения, если отсутствует связь с энергосистемой, ток нормального и форсированного режимов определяется по выражениям:

_,(1.5)

где - мощность нагрузки на стороне среднего напряжения, МВА.

. (1.6)

Если к шинам среднего напряжения присоединена энергосистема и возможны перетоки мощности между высшим и средним напряжениями, то ток нормального и форсированного режимов определяется по выражениям (1.3) и (1.4).

Ток нормального и форсированного режимов обмоток трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора подстанции определяются с учетом фактической максимальной нагрузки каждой обмотки.

г) Цепь линии.

Если линия одиночная, то определяется по максимальной нагрузке линии.

Для двух параллельно работающих линий ток нормального и форсированного режимов определяется по выражениям:

, (1.7)

где - наибольшая мощность потребителей, присоединенных к линиям.

. (1.8)

Для параллельных линий ток нормального и форсированного режимов определяется по выражениям:

, (1.9)

. (1.10)

д) Цепь секционных, шиносоединительных выключателей, сборные шины.

Ток нормального режима определяется с учетом токораспределения по шинам при наиболее неблагоприятном эксплуатационном режиме [1]. Обычно ток, проходящий по сборным шинам, секционному и шиносоединительному выключателям, не превышает максимального тока самого мощного генератора или трансформатора, присоединенного к этим шинам.

Ограничение токов КЗ

12 3 4 5 Следующая ⇒