/
Author: Рожкова Л.Д. Козулин В.С.
Tags: электротехника электроэнергетика электрооборудование электроснабжение электрические станции
Year: 1980
Text
Л. Д. РОЖКОВА, В. С. КОЗУЛИН
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ
СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
ВТОРОЕ ИЗДАНИЕ, ПЕРЕРАБОТАННОЕ
Допущено Министерством энергетики и электрификации СССР в качестве учебника для учащихся энергетических и энерго-строительных техникумов
/МОСКВА «:• И Е Р Г И Я» 1980
ББК 31.277.1
Р G3
УДК [621.311.2:621.313/.316J (075)
Рецензенты: В. Л1. Бугаев, В. Е. Китаева
Рожкова Л. Д., Козулин В. С.
Р63 Электрооборудование станции и подстанций: Учебник для техникумов. — 2-е изд., нсрераб. — М.: Энергия, 1980. — 600 с., пл.
В пер.: 1 р. 50 к.
Описано основное электрическое оборудование станций и подстанций — синхронные генераторы, силовые трансформаторы, электрические аппараты и токовсдущнс части, дана методика расчетов токов к з. Рассмотрены схемы электрических соединении и конструкции распредели гельны ч уст ройстп.
Первое издание книги вышло о 1975 г. Во втором издании пересмотрены методы расчета токов к. з., схемы и kohciрукцнн в coornei-с(нпп с новыми руководящими указаниями, директивными материалами и ГОСТ.
Книга предназначена для учащихся энергетических и энсргосгроп-тельных техникумов и может быт полезна эксплуатационному персоналу электростанций.
30311-375 ББК 31277 1
Р—----------56-80. 2302040000 ЬЬК. 3I.2//.1
051(0!)-80 602.11
ДЕНИЗА ДМИТРИЕВНА РОЖКОВА
ВЛАДИМИР СЕРГЕЕВИЧ КОЗУЛИН
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИЯ
Редакторы У. К. Кцрбангалиев, 13. Л. Семенов
Редактор издательства Л. В. Копейкина
Переплет художника 13. П. Осипова
Технический редактор Л. 13. Иванова
Корректор И. /1. Володяева
ИГ> № 2113
('дано в набор 19 12 79. Подписано в печать 17 09 80 T-1219S Формат 6О\9П'/к1. Бумага типографская № 2 Гари, шрифт л и юра 1 урна я. Печать высокая. } сл псч. л. 37,5. Уч-изд л. 39,56. Тираж 701W экз. Заказ 1061. Цепа I р. 50 к.
Издательство «Энергия», 113111, Москва, М-11-1, Шлюзовая набор., 10
Ордена Октябрьской Революции, ордена Трудового Красного Знамени JleiiHHi радское uponзводсiпенно юхивческос обьеднненпе "Печатный Диор» имени А. М Горького Сою шолшрафпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, ноли!рафии и книжной тор-|ивли I97I3G, Чкаловский пр, 15.
© Издательство «Энергия», 1980 г.
ПРЕДИСЛОВИЕ
Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие се свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния.
В настоящее время СССР занимает второе место в мире (после США) по объему производства электроэнергии.
В 1978 г. все электростанции СССР выработали 1202 млрд. кВт-ч электроэнергии, установленная мощность агрегатов превысила 250 000 МВт. Прирост выработки электроэнергии за год текущей пятилетки в среднем составляет 60—70 млрд. кВт-ч, а установленная мощность электростанций увеличивается за год с учетом демонтажа устаревшего оборудования на 10 000— 14 000 МВт. В 1980 г. выработка электроэнергии должна составить 1295 млрд. кВт-ч, а установленная мощность станций — 284 000 МВт.
Электроснабжение осуществляется в настоящее время преимущественно от электростанций с агрегатами большой мощности (до 800—1200 /МВт в единице па тепловых электростанциях и 500— 640 МВт на гидравлических). Наиболее крупные тепловые электростанции достигают мощности 3600 МВт, атомные — 2500 МВт, а гидравлические — 6000 МВт.
Важнейшие задачи, которые в настоящее время решают энергетики п энергостронтсли, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов, уменьшении удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т. д.
Настоящая книга предназначена для учащихся средних специальных учебных заведений, для которых предмет ('Электрооборудование станций и подстанций» является одним из основных предметов специального цикла.
В книге рассмотрено основное оборудование электростанций ц подстанций: синхронные генераторы и компенсаторы, силовые тран-
V
4
Предисловие
сформаторы, приведена методика расчета токов к. з., даны описание электрических аппаратов и токоведущих частей и их выбор. Необходимое внимание уделено схемам электрических соединений электростанций и подстанций и конструкциям распределительных устройств. Приведены основные сведения о схемах дистанционного управления, сигнализации, блокировок, об установках оперативного постоянного тока, заземляющих устройствах. Изложение материала сопровождается решением примеров.
Первое издание вышло в 1975 г. Второе издание, в связи с указанием Министерства высшего и среднего специального образования, сокращено. Описание некоторых видов оборудования, схем и большинство справочных данных, к сожалению авторов, пришлось изъять.
В новом издании пересмотрена гл. 3 в соответствии с вновь разработанными методами расчета токов короткого замыкания, изменены все схемы в соответствии с новыми ГОСТ, ЕСКД.
При работе над вторым изданием авторы учли замечания проф. Б. Н. Неклепаева по проспекту рукописи, замечания и пожелания членов опорно-методической комиссии по специальности «Электрические станции, сети и системы» при Минэнерго СССР, а также отзывы преподавателей техникумов, полученные методическим кабинетом по среднему специальному образованию Минэнерго СССР.
Введение, гл. 1, 3, § 2-1, 7-1, 7-2 написаны В. С. Козулиным; гл. 4—6, § 2-2, 7-3, 7-4 — Л. Д. Рожковой.
Авторы выражают благодарность рецензентам тт. В. Е. Китаевой и В. М. Бугаеву за тщательный просмотр рукописи и сделанные замечания, за искреннее желание оказать действенную помощь в улучшении книги, а также научным редакторам канд. техн, наук В. А. Семенову и У. К. Курбангалиеву за тщательную подготовку рукописи к изданию.
Все замечания по книге просьба направлять по адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, изд-во «Энергия».
Авторы
Глава первая
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ
1-1. ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электрической энергии.
По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду используемого энергетического ресурса электростанции подразделяют на тепловые (ТЭС), атомные (АЭС), гидроэлектростанции (ГЭС), гидроаккумулирующие (ГАЭС), газотурбинные и др.
Важную роль выполняют электрические подстанции — электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электрической энергии.
В СССР и многих других странах для производства и распределения электроэнергии принят трехфазный переменный ток частотой 50 Гц (в США и ряде других стран принята частота 60 Гц). Применение трехфазного тока объясняется большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока, а также возможностью широкого использования в качестве электропривода наиболее надежных, простых и дешевых асинхронных электродвигателей.
Наряду с трехфазным током в некоторых отраслях промышленности применяют и постоянный ток, который получают выпрямлением переменного тока (электролиз в химической промышленности и цветной металлургии, электрифицированный транспорт и др.). В настоящее время постоянный ток применяется также для передачи электроэнергии на большие расстояния при напряжении до 800 кВ.
Одним из основных параметров электроустановок является номинальное напряжение. Номинальным напряжением генераторов, трансформаторов, сетей и приемников электроэнергии (электродвигателей, ламп и др.) называется то напряжение, при котором они предназначены для нормальной работы.
6
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
Правила устройства электроустановок (ПУЭ) разделяют все электроустановки на две категории: электроустановки напряжением до 1000 В и электроустановки выше 1000 В. Это разделение вызвано различием в типах и конструкциях аппаратов, а также различием в требованиях, предъявляемых при сооружении и эксплуатации электроустановок разных напряжений.
Стандартные междуфазные напряжения, принятые в СССР в соответствии с ГОСТ 721-77, приведены в табл. 1-1.
Таблица 1-1
Стандартные напряжения трехфазного тока
Установки до 1000 В
Сети и приемники элек-1 I I
трической энергии, В | Установки свыше 1000 В 220 | 380 1600
Сети и приемники элек-
трической энергии, кВ 3 6 10 20 35 ПО (150) 330 500 750
Наибольшее рабочее на-
пряжение, кВ 3,6 7,2 12 24 40,5 126 (172) 363 525 787
Примечание. Указанные в скобках напряжения для вновь проектируемых
установок не рекомендуются.
Номинальные напряжения для генераторов, синхронных компенсаторов, вторичных обмоток силовых трансформаторов приняты на 5—10% выше номинальных напряжений соответствующих сетей, чем учитываются потери напряжения при протекании тока по линиям.
Номинальные напряжения для генераторов и синхронных компенсаторов большой мощности, включаемых по схеме блок-генератор — трансформатор, определяются из ряда 13,8; 15,75; 18; 20; 24; 27,0 кВ.
При проектировании, сооружении и эксплуатации электроустановок используют схемы — чертежи, на которых в условных обозначениях показывают элементы установки в той последовательности и взаимосвязи, которая существует на практике или которая будет осуществлена при ее сооружении.
Наиболее употребительные условные обозначения, применяемые для выполнения схем электроустановок, показаны в табл. 1-2. Приведенные обозначения в основном относятся к оборудованию силовых или, как их еще называют, первичных цепей.
На рис. 1-1 в виде примера изображена принципиальная электрическая схема части мощной энергосистемы. Основу ее составляют крупные электростанции (КЭС, ТЭЦ, ГЭС). Межсистемные связи выполнены на напряжении 500 кВ, распределение электроэнергии в энергосистеме производится па напряжении 35—220 кВ. Местные распределительные сети выполнены на напряжении 6—10 кВ.
§ 1-1]
Основные определения
7
Условные обозначения схем электроустановок Таблица 1-2
Наименование Обозначение
1. Машины электрические
Машина электрическая, Общее обозначение
Примечание. Внутри окружности допускается помещать квалифицирующие символы и дополнительную информацию
д
<6
Ротор с обмоткой, коллектором и щетками
Обмотка добавочных полюсов. Обмотка компенсационная
Обмотка статора (каждой фазы) машины переменного тока, обмотка последовательного возбуждения машины постоянного тока
Обмотка параллельного возбуждения машины постоянного тока, обмотка независимого возбуждения
2. Трансформаторы, автотрансформаторы, реакторы
Трансформатор силовой трехфазный двухобмоточный с регулиров нием напряжения под нагрузкой
П р и м е ч а и и е. Внутри окружностей допускается помещать квалифицирующие символы
Автотрансформатор силовой с встроенным регулированием напряжения под нагрузкой
8
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
Продолженис табл. 1-2
На именование Обозначение
Трансформатор силовой трохфазпый двухобмоточный с расщепленными обмотками, с регулированием напряжения под нагрузкой Трансформатор силовой трехфазпый трехобмоточный Регулировочный трансформатор Реактор Реактор сдвоенный Г £
3. Трансформаторы измерительные
Трансформатор напряжения
Два однофазных трансформатора напряжения, едздиненные в открытый треугольник
Трансформатор напряжения трехфазный пятистержневой
§ 1-1]
Основные определения
9
Продолжение табл. 1-2
Наименование Обозначение
Трансформатор тока 4. Устройства коммутационные напряжением выше Выключатели высокого напряжения 4 1000 в
Разъединитель
Выключатель нагрузки
Отделитель одностороннего действия
Отделитель двустороннего действия
Короткозамыкатель 4^-
5. Устройства коммутационные напряжением до 1000 В
Выключатель автоматический
10
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
Продолжение табл. 1-2
Наимсиопаннс
Обозначение
Выключатель ан юма i ичсский трехполюспый. При необходимое in укапяваю! величины, при изменении которых происходит возврат
Выключатель гашения поля (контактор)
Выключатель неавтоматический (рубильник)
6. Разное
Разрядник. Об гее обозначение
Разрядник трубчашй
Разрядник пет ильный и магнитопентильпый
Предохранитель плавкий. Общее обозначение
Шина
Отводы (отпайки) от шин
Шинная накладка
7. Измерительные приборы
Общее обозначение
Показывающий
( | 11>,К,Г^
I и>,и<,т°>
—X—-
—X—Д|1П>т-
§ 1-1]
Основные определения
И
Продолжение табл. 1-2
Наименование
Обозначение
Регистрирующий
Интегрирующий
Гальвапоме гр
Синхроноскоп
Осциллоскоп
Осциллограф
Примеры надписей и |пморитсльпых прпборпх:
Л - ;1МПср-.и-| р. V голымптр. W - I'.n I метр, SW —суммирующий ваттметр, Var — tio.Ti.T’iMin'pM,' । р (pi’.'ii; । ивч ijii). |iA микроамиермс ip, mA — миллиамперметр, (! -омметр, M!! ui'i aoM-.ii-1 p. 11 z aacioioMcp. Ah - c'K’i'iiik ампер-часов, Wil -счетчик ватт-часов, У arh — СЧС1 чик no Ti. г-ампер- часов (ре а кт и в и 1,111)
На схеме показаны подстанция А, через шипы которой осуществляется связь с соседней энергосистемой, и ряд районных подстанций, от которых получают питание отдельные районы электрических нагрузок потребителей. Подстанции Л и Б являются мощными коммутационными узлами энергосистемы. По этому признаку их относят к узловым подстанциям. На подстанции Б установлены два синхронных компенсатора.
Объединение электростанций на параллельную работу и создание энергосистем имеет большое народнохозяйственное значение и дает ряд технических и экономических преимуществ:
позволяет увеличивать темпы развития энергетики и осуществлять это развитие наиболее экономично для современных условий, т. е. за счет преобладающего ввода крупных ТЭС и АЭС с блочными агрегатами большой мощности;
резко повышает надежность электроснабжения потребителей;
обеспечивает повышение экономичности производства и распределения электроэнергии в целом по энергосистеме за счет наиболее
12
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
Рис. 1-1. Принципиальная схема энергосистемы.
§ 1-1]
Основные определения
13
рационального распределения нагрузки между электростанциями при наилучшем использовании энергоресурсов района (топлива, водной энергии и т. д.);
улучшает качество электроэнергии, т. е. обеспечивает поддержание напряжения и частоты в пределах, нормированных ГОСТ, так как колебания нагрузки воспринимаются большим числом агрегатов;
позволяет снизить суммарный резерв мощности по энергосистеме, который составляет 12—20% общей мощности агрегатов энергосистемы.
При параллельной работе нескольких энергосистем в составе объединенной энергосистемы указанные преимущества проявляются в еще большей степени.
Принципы создания энергосистем в Советской России были заложены еще планом ГОЭЛРО. Особенно быстрыми темпами создание и развитие энергосистем происходило после окончания Великой Отечественной войны.
В конце 50-х и в 60-е годы крупные объединенные энергосистемы (ОЭС) Центра, Юга, Урала и Средней Волги были связаны линиями электропередачи переменного тока 220—500 кВ и линией постоянного тока 800 кВ. Было завершено создание Единой энергосистемы европейской части СССР, которая охватила также объединенные энергосистемы Северо-Запада, Северного Кавказа и Закавказья.
Важнейшим направлением развития энергетики страны является формирование Единой энергосистемы (ЕЭС) СССР, в которую наряду с упомянутыми выше энергообъединениями с 1972 г. входит также объединенная энергосистема Северного Казахстана. На конец 1978 г. после присоединения к ЕЭС СССР ОЭС Сибири установленная мощность электростанций, входящих в эту гигантскую энергосистему, превысила 200 млн. кВт, выработка электроэнергии превысила 1000 млрд. кВт -ч. ЕЭС СССР является одним из крупнейших эпергообъедипепий мира.
В восточных районах страны созданы объединенные энергосистемы Средней Азии и Дальнего Востока.
Энергосистемы па западе нашей страны работают параллельно с энергосистемами социалистических государств Восточной Европы, образовав мощную энергетическую систему «Мир».
Для окончательного объединения всех энергосистем начаты работы по созданию мощных межсистемпых связей в виде линий электропередачи 1500 кВ постоянного тока, 750 и 1150 кВ переменного тока.
Объединение энергосистем восточных и западных районов страны даст значительный экономический эффект за счет возможности использования общей установленной мощности электростанций для обеспечения сдвинутых по времени максимумов нагрузки.
14
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
Для оперативного руководства работой энергосистем в Советском Союзе создана единая система диспетчерского управления, основными задачами которой являются:
оперативное планирование и регулирование режима работы энергосистем в целях полного удовлетворения потребности народного хозяйства в электрической энергии и тепле;
обеспечение бесперебойного питания потребителей и надежной работы энергосистем;
предупреждение и ликвидация аварийных режимов;
обеспечение необходимого качества электроэнергии (напряжение, частота, параметры пара и воды в теплосети);
обеспечение максимальной экономичности работы энергосистемы в целом и рационального расходования эпсргоресурсов.
В настоящее время действует следующая структура диспетчерского управления: Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы (ИДУ ЕЭС) СССР, находящееся в Москве; объединенные диспетчерские управления территориальных энергетических объединений (ОДУ Центра, Юга, Урала и т. д.); центральные диспетчерские службы районных энергетических систем (Мосэнерго, Ленэнерго и др.); пункты управления электростанциями, диспетчерские пункты предприятий электрических и тепловых сетей.
Диспетчерские пункты оборудуются новейшими средствами управления: диспетчерскими щитами, устройствами телеуправления, телесигнализации, телеизмерений, средствами вычислительной техники, автоматики и т. п.
1-2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ?! ПРОЦЕСС ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
а) Тепловые конденсационные электрические станции (КЭС)
На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в п а р о г е н е р а торе (котле) в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут.
В отечественной энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии.
Основными особенностями КЭС являются: значительная удаленность от непосредственных потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности па высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, чю каждая из них
§ 1-2J
Технологический процесс производства электроэнергии
15
16
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
Рис. 1-3. Принципиальная технологическая схема КЭС.
/ — склад- топлива и система топлипоподачн; 2 — система топлинопрнготовленпя; J — парогенератор; 4 — турбина; 5 — конденсатор; 6 — циркуляционный насос; 7 — конденсатный насос; 8 — питательный насос; 9 — горелки парогенератора; 10 — вентилятор; // — дымосос; 12 — воздухоподогреватель; !3 — водяной экономайзер; 14 — подогреватель низкого давления; 15 — деаэратор; 16 — подогреватель высокого давления.
может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа — государственная районная электрическая станция (ГРЭС).
На рис. 1-2 показан общий вид современной КЭС, а па рис. 1-3 — упрощенная принципиальная технологическая схема блока КЭС.
Блок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления — блочным щитом. Связей между соседними блоками по технологическим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем: облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;
упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;
уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное вспомогательное тепломеханическое оборудование, сокращается объем строительных и монтажных работ;
уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;
обеспечивается удобное расширение электростанции блоками, причем новые блоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.
Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливопршотопления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного
§ 1-2] Технологический процесс производства электроэнергии 17
водоснабжения; водоподготовки; золоулавливания и золоудаления и, наконец, электрической части станции (рис. 1-3).
Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, входят в так называемую систему собственных нужд станции (блока).
Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большее количество тепла, затраченного
Рис. 1-4. Вариация расположения основных сооружений КЭС.
/ — главный корпус; 2 — склад топлива; 3 — дымовые трубы; 4 — трансформаторы блоков; 5, б — распределительные устройства; 7 — насосные станции; 8 — промежуточные опоры электрических линий.
при парообразовании, отдает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, т. е. теряется. Эти потери в основном определяют к. н. д. электростанции, составляющий даже для самых современных КЭС не более 40—42%.
Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжении 110—750 кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный
к выводам генератора.
Генераторы н повышающие трансформаторы соединяют в блоки и подключают к распределительному устройству высокого напряжения, которое обычно выполняется открытым (ОРУ). Варианты расположения основных сооружений могут быть различными, что иллю-
стрируется рир. 1-4.
18
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
Современные КЭС оснащаются в основном блоками 200—800 МВт. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанции, приемлемую себестоимость электроэнергии, а также снизить стоимость установленной мощности до 100—150 руб/кВт.
Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 3,6 млн. кВт. Сооружаются электростанции мощностью 4— 6,4 млн. кВт с блоками 500, 800, 1200 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станции на окружающую среду.
б) Теплофикационные электростанции — теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)
Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они
0m парогенератора.
ГРУ
Пар на производство
Возврат воды
Местные потребители, электроэнергии.
Рис. 1-5. Особенности технологической схемы ТЭЦ.
/ — сетевой насос; 2 — сетевой подогреватель.
Горячая вода.
К парогенератору
отличаются от последних использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах
(городах) с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всей электроэнергии, вырабатываемой в СССР.
Особенности технологической схемы ТЭЦ показаны на рис. 1-5. Части схемы, которые по своей структуре подобны таковым для КЭС, здесь не указаны. Основное отличие заключается в специфике пароводяного контура и способе выдачи электроэнергии.
Специфика электрической части ТЭЦ определяется положением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих
§ 1-2J
Технологический процесс производства электроэнергии
19
условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно па генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему на повышенном напряжении.
Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции с учетом выдачи тепла. Это обстоятельство предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.
в) Атомные электростанции (АЭС)
АЭС — это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций.
Один из основных элементов АЭС — реактор. В СССР, как и во многих странах мира, используют в основном ядерные реакции
расщепления урана U-235 поддействием тепловых нейтронов. Для их осуществления в реакторе кроме топлива (U-235) должен быть замедлитель нейтронов и, естественно, теплоноситель, отводящий тепло из реактора. В реакторах типа ВВЭР (водо-водяной энергетический) в качестве замедлителя и теплоносителя используется обычная вода под давлением. В реакторах типа РБМК (реактор большой мощности канальный) в качестве теплоносителя используется вода, а в качестве замедлителя — графит. Оба эти реактора нашли широкое применение па АЭС в СССР.
Схемы АЭС в тепловой части
Рис. 1-6. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа ВВЭР.
1 — реактор: 2 — парогенератор; «? — турбина; 4 — генератор; 5 — трансформатор; 6 — конденсатор турбины;
7 — конденсатный (питательный) насос; 8 — главный циркуляционный насос
могут выполняться в различных
вариантах. На рис. 1-6 в качестве примера представлена двухконтурная схема АЭС для электростанций с реакторами ВВЭР. Видно, что эта схема близка к- схеме КЭС, однако вместо парогенератора на органическом топливе здесь используется ядерная установка.
АЭС, так же как и КЭС, строятся по блочному принципу как в тепломеханической, так и в электрической части.
Ядерное топливо, запасы которого достаточно велики, обладает очень высокой теплотворной способностью (1 кг U-235 заменяет 2900 т угля), поэтому АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресурсами, например в европейской части СССР.
20
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
Рис. 1-7. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа БН.
а — принцип выполнения активной зоны рсакюрл; б — технологическая схема: / — 7 ана-ло! ичвы указанным на рис. 1-6; Й— теплообменник иагриевых контуров; 9— насос керадиоактииного натрия; 10 — насос радиоактивного натрия.
АЭС выгодно строить блоками большой мощности. Тогда по своим техпико-экономическим показателям они не уступают КЭС, а в ряде случаев и превосходят их. В настоящее время разработаны реакторы электрической мощностью 440 и 1000 МВт типа ВВЭР, а также 1000 и 1500 МВт типа РБМК. На базе этих реакторов в европейской части СССР сооружается ряд АЭС мощностью до 4000 МВт и более.
Перспективными являются АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (БН), которые могут использоваться для получения тепла и электроэнергии, а также и для воспроизводства ядерного горючего. Технологическая схема блока такой АЭС представлена на рис. 1-7. Реактор типа БН имеет активную зону, где происходит ядерная реакция с выделением потока быстрых нейтронов. Эти нейтроны воздействуют на элементы из U-238, который обычно в ядерных реакциях не используется, и превращают его в плутоний Ри-239, который может быть впоследствии использован на АЭС в качестве ядериого горючего. Тепло ядерной реакции отводится жидким натрием и используется для выработки электроэнергии.
Схема АЭС с реактором БН трехконтурная, в двух из них используется жидкий натрий (в контуре реактора и промежуточном). Жидкий натрий бурно реагирует с водой и водяным паром. Поэтому, чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или водяным паром, выполняют второй (промежуточный) контур, теплоносителем в котором является нерадиоак-тивный натрий. Рабочим телом третьего контура является вода и водяной пар. В настоящее время в стадии освоения находится реактор БН-600 электрической мощностью 600 МВт.
АЭС оборудуются эффективной радиационной защитой, поэтому их влияние на окружающую среду значительно меньше, чем обычных ТЭС.
§ 1-2] Технологический процесс производства электроэнергии 21
г) Гидроэлектростанции (ГЭС)
На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков (рек, водопадов и т. д.).
В настоящее время на ГЭС вырабатывается около 15% всей электроэнергии. Более интенсивное строительство этого вида станций сдерживается большими капиталовложениями, большими сроками строительства и спецификой размещения гидроресурсов по территории СССР (большая часть их сосредоточена в восточной части страны).
В настоящее время водные ресурсы используются в основном путем строительства мощных гидроэлектростанций, таких, как Красноярская ГЭС (6 млн. кВт), Братская ГЭС (4,1 млн. кВт), Саяно-Шушенская ГЭС (0,4 млн. кВт), Усть-Илимская ГЭС (4,32 млн. кВт) и др.
Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные гидрогенераторы. Мощность, развиваемая гидроагрегатом, пропорциональна напору И и расходу воды Q, т. е.
P^HQ.
Таким образом, мощность ГЭС определяется расходом и напором воды.
На гидроэлектростанциях, как правило, напор воды создается плотиной (рис. 1-8). Водное пространство перед плотиной назы-
Рис. 1-8. Принципиальная технологическая схема ГЭС.
22
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
Рис. 1-9. Схема ГАЭС.
вается верхним бьефом, а ниже плотины — нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего бьефа (УНБ) определяет напор Н.
Верхний бьеф образует водохранилище, в котором накапливается вода, используемая по мере необходимости для выработки электроэнергии.
В состав гидроузла на равнинной реке входят: плотина, здание электростанции, водосбросные, судопропускные (шлюзы), рыбопропускные сооружения и др.
На горных реках сооружаются ГЭС, которые используют большие естественные уклоны реки. Однако при этом обычно приходится создавать систему деривационных сооружений. К ним относятся сооружения, направляющие воду в обход естественного русла реки: деривационные каналы, туннели, трубы.
В электрической части ГЭС во многом подобны конденсационным электростанциям. Как и КЭС, гидроэлектростанции обычно удалены от центров потребления, так как место их строительства определяется в основном природными условиями. Поэтому электроэнергия, вырабатываемая ГЭС, выдается на высоких и сверхвысоких напряжениях (НО—500 кВ). Отличительной особенностью 1 ЭС является небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды, которое обычно в несколько раз меньше, чем на ТЭС. Это объясняется отсутствием на ГЭС крупных механизмов в системе собственных нужд.
При сооружении ГЭС одновременно с энергетическими решаются важные народнохозяйственные задачи: орошение земель и развитие судоходства, обеспечение водоснабжения крупных городов и промышленных предприятий и т. д.
Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации. Пуск агрегата ГЭС занимает не более 50 с, поэтому резерв мощности в энергосистеме целесообразно обеспечить именно этими агрегатами.
§ 1-2] Технологический процесс производства электроэнергии 23
Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет около 85—90%.
Благодаря меньшим эксплуатационным расходам себестоимость электроэнергии на ГЭС, ка!к правило, в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях.
Особую роль в современных энергосистемах выполняют гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). Эти электростанции имеют как минимум два бассейна — верхний и нижний с определенными перепадами высот между ними (рис. 1-9). В здании ГАЭС устанавливаются так называемые обратимые гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки энергосистемы генераторы ГАЭС переводят в двигательный режим, а турбины — в насосный. Потребляя мощность из сети, такие гидроагрегаты перекачивают воду по трубопроводу из нижнего бассейна в верхний. В период максимальных нагрузок, когда в энергосистеме образуется дефицит генераторной мощности, ГАЭС вырабатывает электроэнергию. Срабатывая воду из верхнего бассейна, турбина вращает генератор, который выдает мощность в сеть.
Таким образом, применение ГАЭС помогает выравнивать график нагрузки энергосистемы, что повышает экономичность работы тепловых и атомных электростанций.
г) Газотурбинные электростанции
Основу современных газотурбинных электростанций составляют газовые турбины мощностью 25—100 МВт. Упрощенная принципиальная схема блока газотурбинной электростанции представлена на рис. 1-10.
Рис. 1-10. Принципиальная технологическая схема электростанции с газовыми турбинами
КС — камера сгорания; КП — компрессор; ГТ — газовая турбина; Г — генератор: Г — трансформатор; Д — пусковой злектродвнгатель.
24
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
Топливо (газ, дизельное горючее) подается в камеру сгорания, туда же компрессором нагнетается сжатый воздух. Горячие продукты сгорания отдают свою энергию газовой турбине, которая вращает компрессор п синхронный генератор.
Запуск установки осуществляется при помощи разгонного двигателя и длится 1—2 мин, в связи с чем газотурбинные установки отличаются высокой маневренностью и пригодны для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах.
Общий к. п. д. газотурбинных электростанций составляет около 30%.
Для повышения экономичности газовых турбин разработаны парогазовые установки (ЛГУ). В них топливо сжигается в топке парогенератора, пар из которого направляется в паровую турбину. Продукты сгорания из парогенератора, после того как они охла дятся до необходимой температуры, направляются в газовую турбину. Таким образом, ЛГУ имеет два электрических генератора, приводимых во вращение: один — газовой турбиной, другой — па ровой турбиной. При этом мощность газовой турбины составляет около 20% паровой.
В СССР разработаны ЛГУ мощностью 200—250 МВт с приемлемыми технико-экономическими показателями
ЬЗ. РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕЙТРАЛЕЙ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ
Нейтралями электроустановок называют общие точки обмоток генераторов или трансформаторов, соединенных в звезду.
Вид связи нейтралей машин п трансформаторов с землей в значительной степени определяет уровень изоляции электроустановок и выбор коммутационной аппаратуры, значения перенапряжений и способы их ограничения, токи при однофазных замыканиях на землю, условия работы релейной защиты и безопасности в электрических сетях, электромагнитное влияние па линии связи и т. д.
В зависимости от режима нейтрали электрические сети разделяют на четыре группы: 1) сети с незаземленными нейтралями; 2) сети с резонансно-заземленными нейтралями; 3) сети с эффективно-заземленными нейтралями; 4) сети с глухозаземленными нейтралями.
В Советском Союзе к первой и второй группам относятся сети напряжением 3 —35 кВ, нейтрали трансформаторов или генераторов в которых изолированы от земли пли заземлены через дугогасящие катушки.
К сетям с эффективно-заземленными нейтралями в соответствии с рекомендациями Международного электротехнического комитета (А1ЭК) относятся сети высокого и сверхвысокого напряжения, нейтрали которых соединены с землей непосредственно или через
§ 1-3] Режимы работы нейтралей в электроустановках 25
небольшое активное сопротивление. В Советском Союзе к этой группе относятся сети напряжением ПО кВ и выше, работающие, как правило, с глухозаземлепиой нейтралью.
К четвертой группе относятся сети напряжением 220 и 380 В.
Режим работы нейтрали определяет ток замыкания на землю. Сети, в которых ток однофазного замыкания на землю менее 500 А, называют сетями с малыми токами замыкания на землю (в основном это сети с незаземленными и резонансно-заземленными нейтралями). Токи более 500 А соответствуют сетям с большими токами замыкания на землю (это сети с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями).
а) Трехфазные сети с незаземленными нейтралями
В сетях с незаземленными нейтралями токи при однофазном замыкании на землю протекают через распределенные емкости фаз, которые для упрощения анализа процесса условно заменяют емкостями, сосредоточенными в середине линий (рис. 1-11). Междуфаз-пые емкости при этом не рассматриваются, так как при однофазных повреждениях их влияние па токи в земле не сказывается.
В нормальном режиме работы напряжения фаз сети относительно земли (ОА, Ulh (Jc) симметричны и равны фазному напряжению, а емкостные (зарядные) токи фаз относительно земли /Сод, /сов и /Сос также симметричны и равны между собой (рис. 1-11, а). Емкостный ток фазы
JCo = U^C, (1-1)
где С — емкость фазы относительно земли.
Геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю. Емкостный ток нормального режима в одной фазе в современных сетях с незаземленной нейтралью, как правило, не превышает нескольких ампер и практически не влияет на загрузку генераторов.
В случае металлического замыкания на землю в одной точке напряжения неповрежденных фаз относительно земли возрастают в |/3 раз и становятся равными междуфазному напряжению. Например, при замыкании на землю фазы А (рис. 1-11,6) поверхность земли в точке повреждения приобретает потенциал этой фазы, а напряжения фаз В и С относительно земли становятся соответственно равными междуфазным напряжениям U'B = UпА и О'с = — UCA. Емкостные токи неповрежденных фаз В и С также увеличиваются в соответствии с увеличением напряжения в раз. Ток на землю фазы А, обусловленный ее собственной емкостью, будет равен нулю, так как эта емкость оказывается закороченной.
Для тока в месте повреждения можно записать:
/с = — (Дш + /сс)> (1'2)
26
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
Рис. 1-11. Трехфазная сеть с незаземленной нейтралью.
а — нормальный режим; б —- режим замыкания фазы А на землю; в — устройства для обнаружения замыкания на землю.
§ 1-3]
Режимы работы нейтралей в электроустановках
27
т. е. геометрическая сумма векторов емкостных токов неповрежденных фаз определяет вектор тока через место повреждения. Ток 1с оказывается в 3 раза больше, чем емкостный ток фазы в нормальном режиме:
/с = 3/Со = 3(/ф(оС. (1-3)
Согласно выражению (1-3) ток 1С зависит от напряжения сети, частоты и емкости фаз относительно земли. Последняя зависит в основном от конструкции линий сети и их протяженности.
Приближенно ток 1С, А, можно определить по следующим формулам:
для воздушных сетей
для кабельных сетей
/«-$• (1-5)
где U — междуфазное напряжение, кВ; I—длина электрически связанной сети данного напряжения, км.
В случае замыкания на землю через переходное сопротивление напряжение поврежденной фазы относительно земли будет больше нуля, но меньше фазного, а неповрежденных фаз — больше фазного, но меньше линейного. Меньше будет и ток замыкания на землю.
При однофазных замыканиях на землю в сетях с незаземленной нейтралью треугольник линейных напряжений не искажается, поэтому потребители, включенные на междуфазные напряжения, продолжают работать нормально.
Вследствие того что при замыкании на землю напряжение неповрежденных фаз относительно земли увеличивается в]/3 раз по сравнению с нормальным значением, изоляция в сетях с незазем-ленной нейтралью должна быть рассчитана на междуфазное напряжение. Это ограничивает область использования этого режима работы нейтрали сетями с напряжением 35 кВ и ниже, где стоимость изоляции электроустановок не является определяющей и некоторое ее увеличение компенсируется повышенной надежностью питания потребителей, если учесть, что однофазные замыкания на землю составляют в среднем до 65% всех нарушений изоляции.
В то же время необходимо отметить, что при работе сети с замкнутой на землю фазой становится более вероятным повреждение изоляции другой фазы и возникновение междуфазного короткого замыкания через землю (рис. 1-12). Вторая точка замыкания может находиться па другом участке электрически связанной сети. Таким образом, короткое замыкание затронет несколько участков сети, вызывая их отключение. Например, в случае, показанном на рис. 1-12, могут отключиться сразу две линии.
28
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
Рис. 1-12. Двойные замыкания на землю в сети с незаземленной нейтралью.
ти первичного напряжения па землю
В связи с изложенным в сетях с незаземленными нейтралями обязательно предусматривают специальные сигнальные устройства, извещающие персонал о возникновении однофазных замыканий на землю.
Так, на рнс. 1-11, в показан способ контроля изоляции в сети с незаземленной нейтралью. Устройства контроля подключаются к сети через измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ или через группу однофазных трансформаторов типа ЗНОМ (см. также гл. 4).
Вторичные обмотки измерительных трансформаторов (рис. 1-11, в) соединяются по схемам: одна (/)— звезда, вторая (//) — разомкнутый треугольник. Обмотка / позволяет измерять напряжения всех фаз, обмотка I/ предназначена для контроля геометрической суммы напряжений всех фаз.
Нормально на зажимах обмотки II напряжение равно нулю, поскольку равна пулю геометрическая сумма фазных напряжений всех трех фаз в сети с не-заземленпой нейтралью. При металлическом замыкании одной из фаз в сена зажимах обмотки // по
является напряжение, равное геометрической сумме напряжений двух неповрежденных фаз (рис. 1-11, б). Число витков обмотки // подбирается так, чтобы напряжение на ее выводах при металлическом замыкании фазы первичной сети на землю равнялось 100 В. При замыкании на землю через переходное сопротивление напряжение на обмотке II в зависимости от сопротивления в месте замыкания будет 0 — 100 В.
Реле напряжения, подключаемое к обмотке II, будет при соответствующей настройке реагировать на повреждения изоляции первичной сети и приводить в действие сигнальные устройства (звонок, табло).
Персонал электроустановки может проконтролировать напряжение небаланса (вольтметром У2) и установить поврежденную фазу (вольтметром Напряжение в поврежденной фазе будет наименьшим.
Отыскание места замыкания на землю после получения сигнала должно начинаться немедленно, и повреждение должно устраняться в кратчайший срок. Допустимая длительность работы с заземленной фазой определяется Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) и в большинстве случаев не должна превышать 2 ч.
§ 1-3] Режимы работы нейтралей в электроустановках 29
Более опасно однофазное замыкание на землю через дугу, так как дуга может повредить оборудование и вызвать двух- или трехфазное к. з. (последнее часто наблюдается при однофазных замыканиях на землю одной из жил трехфазного кабеля). Особенно опасны дуги внутри машин и аппаратов, возникающие при однофазных замыканиях на заземленные корпуса или сердечники.
При определенных условиях в месте замыкания на землю может возникать так называемая перемежающаяся дуга, т. е. дуга, которая периодически гаснет и зажигается вновь. Перемежающаяся дуга сопровождается возникновением перенапряжений на фазах относительно земли, которые могут достигать 3,5 U^. Эти перенапряжения распространяются на всю электрически связанную сеть, в результате чего возможны пробои изоляции и образование к. з. в частях установки с ослабленной изоляцией.
Наиболее вероятно возникновение перемежающихся дуг при емкостном токе замыкания па землю более 5—10 А, причем опасность дуговых перенапряжений для изоляции возрастает с увеличением напряжения сети. С учетом опасных последствий однофазных повреждений и их зависимости от тока допустимые значения последнего нормируются (§ 1-2-16 ПУЭ) и не должны превышать сле-
дующих значений: Напряжение сети, кВ.......................... 3—6 10 15—20 35
Емкостный ток замыкания на землю, А.......... 30 20 15 10
В сетях 3—20 кВ, имеющих линии на железобетонных и металлических опорах, допускается /с не более 10 А. В блочных схемах генератор — трансформатор на генераторном напряжении емкостный ток не должен превышать 5 А.
б) Трехфазные сети с резонансно-заземленными нейтралями
В сетях 3—35 кВ СССР для уменьшения тока замыкания на землю с целью удовлетворения указанных выше норм применяется заземление нейтралей через дугогасящие катушки.
В нормальном режиме работы ток через катушку практически равен нулю. При полном замыкании на землю одной из фаз дугогасящая катушка оказывается под фазным напряжением и через место замыкания на землю протекает наряду с емкостным током /с также индуктивный ток катушки //. (рис. 1-13). Так как индуктивный и емкостный токи отличаются по фазе на угол 180°, то в месте замыкания на землю они компенсируют друг друга. Если 1С = h (резонанс), через место замыкания на землю ток протекать не будет. Благодаря этому дуга в месте повреждения не возникает и устраняются связанные с нею опасные последствия.
Суммарная мощность дугогасящих катушек для сетей определяется из выражения
Q = nIcU^ (Ь6)
30
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
где п — коэффициент, учитывающий развитие сети; ориентировочно (см. 11-101) можно принять п = 1,25; /с — полный ток замыкания на землю, Л; б/ф — фазное напряжение сети, кВ.
По рассчитанному значению Q в каталоге подбираются катушки требуемой номинальной мощности. При этом необходимо учитывать, что регулировочный диапазон катушек должен быть достаточным для обеспечения возможно более полной компенсации емкостного тока при вероятных изменениях схемы сети (например, при отключении линий и т. п.). При Zc 3s 50 А к установке принимают две дугогасящие катушки с суммарной мощностью по выражению (1-6).
Рис. 1-13. Трехфазная сеть с резонансно-заземленной нейтралью.
В СССР применяют дугогасящие катушки разных типов. Наиболее распространенными являются катушки типа ЗРОМ (рис. 1-14, а) мощностью до 1400 кВ -А на напряжение до 35 кВ с диапазоном регулирования 1 : 2. Обмотки этих катушек располагаются на составном магнитопроводе с чередующимися воздушными зазорами и имеют отпайки для регулирования тока компенсации. Катушки имеют масляное охлаждение.
Более точно, плавно и автоматически можно производить настройку компенсации в катушках, индуктивность которых изменяется с изменением немагнитного зазора в сердечнике (рис. 1-14, б), или путем подмагничивания стали магпитопровода от источника постоянного тока.
Дугогасящие катушки должны устанавливаться на узловых питающих подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем тремя линиями. При компенсации сетей генераторного напряжения катушки располагают обычно вблизи генераторов.
§ 1-3] Режимы работы нейтралей в электроустановках 31
Наиболее характерные способы присоединения дугогасящих катушек показаны па рис. 1-15.
На рис. 1-15, а показаны две дугогасящие катушки, подключенные в нейтрали трансформаторов подстанции. На рис. 1-15, б показана катушка, подключенная к нейтрали генератора, работающего в блоке с трансформатором. В схеме на рис. 1-15, в показано подключение дугогасящей катушки к нейтрали одного из двух генераторов, работающих на общие сборные шипы. Следует иметь в виду, что при этом цепь подключения катушки должна проходить через окно сердечника трансформатора тока нулевой последовательности (ТНП), что необходимо для обеспечения правильной работы защиты генератора от замыканий на землю.
Рис. 1-14. Устройство дугогасящих катушек (заземляющих реакторов). а — типа ЗРОМ; б — с переменным немагнитным зазором.
При подключении дугогасящих катушек через специальные трансформаторы и трансформаторы собственных нужд, по мощности соизмеримые с мощностью катушки, необходимо учитывать их взаимное влияние.
В первую очередь это влияние сказывается в уменьшении действительного тока компенсации по сравнению с номинальным из-за наличия последовательно включенного с катушкой сопротивления обмоток трансформатора
/К,д=Л,ом.к Цко/о Q||OM к~> ( '7)
100 SlInM, т
где /,|0..,.к — номинальный ток дугогасящей катушки; ик% — напряжение к. з. трансформатора; 5110М, т — номинальная мощность трансформатора.
32
Общие сведения об электроустановках
(Гл. 1
Особенно резко ограничивающее действие обмоток трансформатора сказывается при использовании схемы соединения обмоток звезда—звезда, так как при однофазных замыканиях на землю индуктивное сопротивление у них примерно в 10 раз больше, чем при междуфазных к. з. По этой причине для подключения катушек предпочтительнее трансформаторы со схемой соединения обмоток звезда—треугольник.
Рис. 1-15. Размещение дугогасящих катушек в сети.
В свою очередь наличие дугогасящей катушки в нейтрали трансформатора обусловливает при однофазных замыканиях на землю дополнительную нагрузку па его обмотки, что приводит к повышенному нагреву. Это особенно важно учитывать при использовании для подключения катушки трансформаторов, имеющих нагрузку на стороне низшего напряжения, например трансформаторов собственных нужд электрических станций и подстанций.
Допустимая мощность катушки, подключаемой к нагруженному трансформатору,'определяется из выражения
Qk, д — |/^5ном. т —0"®)
§ 1-3] Режимы работы нейтралей в электроустановках 33
где S„0M, т — номинальная мощность трансформатора; Smax — максимальная мощность нагрузки.
Выражение (1-8) справедливо с учетом того, что значение cos <р нагрузки обычно близко к единице, а активное сопротивление катушки мало.
С учетом перегрузки трансформатора, допустимой на время работы сети с заземленной фазой и определяемой коэффициентом перегрузочной способности /г|1гр, допустимая мощность катушки, подключаемой к данному трансформатору, равна:
QK, л = (1 9)
При подключении катушки к специальному ненагруженному трансформатору необходимо выдержать условие
.QnoM. к *^ном, т ИЛИ кт
(если перегрузка трансформатора допустима).
В сетях с резонансно-заземленной нейтралью, так же как и в сетях с незаземленными нейтралями, допускается временная работа с замкнутой на землю фазой до тех пор, пока не представится возможность произвести необходимые переключения для отделения поврежденного участка. Наличие дугогасящих катушек особенно ценно при кратковременных замыканиях на землю, так как при этом дуга в месте замыкания гаснет и линия не отключается.
В сетях с нейтралями, заземленными через дугогасящие катушки, при однофазных замыканиях на землю напряжения двух неповрежденных фаз относительно земли увеличиваются в ]/3 раз, т. е. до междуфазного напряжения. Следовательно, по своим основным свойствам эти сети аналогичны сетям с незаземленными нейтралями.
в) Трехфазные сети с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями
Глухое заземление нейтрали применяется в СССР в сетях 220 и 380 В. При этом все нейтрали источников питания соединяются с землей.
В сетях НО кВ и выше определяющим в выборе способа заземления нейтралей является фактор стоимости изоляции. Здесь применяется эффективное заземление нейтралей, при котором ьо время однофазных замыканий напряжение на неповрежденных фазах равно примерно 0,8 междуфазного напряжения в нормальном режиме работы. Эго основное достоинство такого способа заземления нейтралей.
В Советском Союзе сети напряжением ПО кВ и выше работают, как правило, с глухозэземленной нейтралью.
Однако рассматриваемые режимы нейтрали имеют и ряд недостатков. Так, при замыкании одной из фаз на землю образуется
2 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
34
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
А
Рис. 1-10. Трехфазная сеть с эффективно-заземленной 1 нейтралью.
короткозамкнутый контур через землю и нейтраль источника с малым сопротивлением, к которому приложена э. д. с. фазы (рис. 1-16). Возникает режим к. з., сопровождающийся протеканием больших токов. Во избежание повреждения оборудования длительное протекание больших токов недопустимо, поэтому к. з. быстро отключаются релейной защитой. Правда, значительная часть однофазных повреждений в электрических сетях напряжением ПО кВ и выше относится к самоустраняющимся, т. е. исчезающим после снятия напряжения. В таких случаях эффективны устройства автоматического повторного включения (АПВ), которые, действуя после работы устройств релейной защиты, восстанавливают питание потребителей за минимальное время.
Второй недостаток — значительное удорожание выполняемого в распределительных устройствах контура заземления, который должен отвести на землю большие токи к. з. и поэтому представляет собой в данном случае сложное инженерное сооружение.
Третий недостаток—значительный ток однофазного к. з., который при большом количестве заземленных нейтралей, а также в сетях с автотранс
форматорами может превышать токи трехфазных к. з. Для уменьшения токов однофазного к. з. применяют, если это возможно и эффективно, частичное разземление нейтралей (в основном в сетях 110—220 кВ). Возможно применение для тех же целей токоограничивающих сопротивлений, включаемых в нейтрали трансформаторов.
Пример 1-1. Задание. Выбрать дугогасящую катушку и способ ее подключения к сети 6 кВ, питающейся от шин районной подстанции (рис. 1-17). В кабельной сети 6 кВ при раздельной работе секций ток замыкания на землю составляет: для секции 1 19 А, для секции 2 16 А. На подстанции установлены трансформаторы собственных нужд ТМ-100/6.
Решение. Согласно нормам при токах замыкания на землю 7С < 30 А в сети 6 кВ компенсация не требуется. Катушка становится необходимой лишь при включении секционного выключателя, когда суммарный емкостный ток составит 35 А. Такой режим работы может возникнуть при выводе в ремонт одного из трансформаторов и питании потребителей обеих секций от одного трансформатора, Требуемая мощность катушки
Q = l,25/rt/.= 1,25• 35 • 6/(^3= 152 кВ • А. ’ С ф 1 т
По каталогу (см., например, [1-10]) выбираем катушку ЗРОМ-175/6 с QIl0M. к = = 175 кВ-А.
Установленные на подстанции трансформаторы собственных нужд мощностью 100 кВ-А для подключения катушки непригодны, так как мощность их недостаточна.
§ Ь4]
Графики электрических нагрузок
35
Для подключения дугогасящей катушки необходимо установить специальный трансформатор ТМ-250/6 со схемой соединения обмоток звезда — треугольник, ик — 5,5%. Трансформатор целесообразно подключить к секции /, которая имеет большее значение тока замыкания на землю.
6к8
Рис. 1-17. К примеру 1-1.
Выбранный трансформатор кроме подключения дугогасящей катушки может питать нагрузку общей мощностью
Р„агр.д = /250‘-175»=176 кВт (при cos<p=l).
1-4. ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
а) общие положения
Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т. е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.
По виду фиксируемого параметра различают графики активной Р, реактивной Q, полной (кажущейся) S мощностей и тока I электроустановки.
Как правило, графики отражают изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку их подразделяют на суточные (24 ч), сезонные, годовые и т. и.
По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики можно разделить на следующие группы: графики нагрузки потребителей, определяемые на шинах потребительских подстанций;
графики нагрузки сетевые — на шинах районных и узловых подстанций;
2*
36 Общие сведения об электроустановках [Гл. 1
графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы;
графики нагрузки электростанций.
Графики нагрузки используют для анализа работы электроустановок, для проектирования системы электроснабжения, для составления прогнозов электропотребления, планирования ремонтов оборудования, а также в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы.
б) Суточные графики нагрузки потребителей
Фактический график нагрузки может быть получен с помощью регистрирующих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра во времени.
Перспективный график нагрузки потребителей определяется в процессе проектирования.
Для его построения надо располагать прежде всего сведениями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность. Для активной нагрузки
= (ЫО)
Присоединенная мощность на шинах потребительской подстанции
где трр. п и т]ср. с — соответственно средние к. п. д. электроустановок потребителей и местной сети при номинальной нагрузке.
В практике эксплуатации обычно действительная нагрузка потребителей меньше суммарной установленной мощности. Это обстоятельство учитывается коэффициентами одновременности k0 и загрузки k3. Тогда выражение для максимальной нагрузки потребителя будет иметь вид:
- Ртах = - ' У Р„ом = fecnp У Рном, (1-12)
где &спр — коэффициент спроса для рассматриваемой группы потребителей .
Коэффициенты спроса определяются на основании опыта эксплуатации однотипных потребителей и приводятся в справочной литературе. Средние значения коэффициентов спроса для некоторых промышленных потребителей приведены в табл. 1-3.
Найденное по (1-12) значение максимальной нагрузки является наибольшим в году и соответствует обычно периоду зимнего максимума нагрузки.
§ 1-4]
Графики электрических нагрузок
37
Коэффициенты спроса Таблица 1-3
Потребитель Среднее значение коэффициента спроса
Черная металлургия: доменный цех мартеновский цех установка непрерывной разливки стали прокатные станы машиностроение . Химическая промышленность Текстильные предприятия Производственная вентиляция и кондиционирование 0,6 0,3 0,7 0,4-0,6 0,14-0,6 0,7—0,9 0,7—0,85 0,9
Кроме Ртах для построения графика необходимо знать ха-
рактер изменения нагрузки проектировании обычно определяется по типовым графикам.
Типовой график нагрузки строится по результатам исследования аналогичных действующих потребителей и приводится в справочной литературе в виде, показанном на рис.
потребителя во времени, который при
Рис. 1-18. Суточные графики активной нагрузки потребителя.
а — типовой; б — в именованных единицах.
1-18, а.
Для удобства расчетов график выполняется ступенчатым. Наибольшая воз-
можная за сутки нагрузка принимается за 100%, а остальные ступени графика показывают относительное значение нагрузки для
данного времени суток.
При известном Ртпх можно перевести типовой график в график нагрузки данного потребителя, используя соотношение для каждой ступени графика:
р ___р
'ci — JQQ Гтахг
где п% — ордината соответствующей ступени типового графика, %.
На рис. 1-18, б показан график потребителя электроэнергии, полученный из типового (рис. 1-18, а) при Ртах — 20 МВт.
Обычно для каждого потребителя дается несколько суточных графиков, которые характеризуют его работу в разное время года и в разные дни недели. Это — типовые графики зимних и летних суток для рабочих дней, график выходного дня и т. д. Основным
38
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
является обычно зимний суточный график рабочего дня. Его максимальная нагрузка Ртах принимается за 100%, и ординаты всех остальных графиков задаются в процентах именно от этого значения (рис. 1-19).
Кроме графиков активной нагрузки используют графики реактивной нагрузки. Типовые графики реактивного потребления также имеют ординаты ступеней, %,.абсолютного максимума:
Qmax — Ртах tg <ртах> 0'^3)
где 1g (р„„'х определяется по значению cos (ртах, которое должно быть задано как исходный параметр для данного потребителя.
Рис. 1-19. Пример типового графика конкретного вида производства (черная металлургия).
1 — график рабочего дня; 2 — график выходного дня.
S.MB-A
Р,МВт
Q.MB'A Sa
О 4 8 12 16 20 24ч
Рис. 1-20. Суточные графики активной, реактивной и полной мощности потребителя.
Суточный график полной мощности можно получить, используя известные графики активной и реактивной нагрузки. Значения мощности по ступеням графика (рис. 1-20) определяются по выражениям
sa=/Pi+Ql;
где Рп и Qn — активная и реактивная нагрузки данной ступени в именованных единицах.
§ 1-4] Графики электрических нагрузок 39
в) Суточные графики районных подстанций
Эти графики определяются с учетом потерь активной и реактивной мощности в линиях и трансформаторах при распределении электроэнергии.
Потери мощности от протекания тока в проводах линий и в обмотках трансформаторов являются переменными величинами, зависящими от нагрузки. Постоянную часть потерь мощности в сети определяют в основном потери холостого хода трансформаторов.
Постоянные потери распределения ДР™", Д<2™" и переменные потери ДР™/, max, Д<?™л max для максимального режима в 1-м эле-
Рис. 1-21. К построению графика активной нагрузки электрической сети (на шинах районной подстанции).
а — схема сети; б — графики нагрузки отдельных потребителей; в — суммарный график нагрузки.
менте сети (линии, трансформаторе) находят с использованием методов, известных из курса «Электрические сети». Суммарные потери для любой ступени графика нагрузки подстанции могут быть найдены из выражений
дрр, „=2 АС "+2 АР₽- —(si)2;
AQp,n=2A^T+2A^' -(§i)2>
(М5)
где S/ — нагрузка i-ro элемента сети, соответствующая рассматриваемой /1-й ступени суммарного графика нагрузки; S|, max — на
40
Общие сведения об электроустановках
[Гл. 1
грузка элемента (линии, трансформатора), при которой определены ЛРП<?|’ и ЛО"е|-
р. /, так 11 иур, max*
Способ построения графика активной нагрузки для конкретной сети показан на рис. 1-21.
г) Суточные графики нагрузки электростанций
Суммируя графики нагрузки потребителей и потери распределе
ния в электрических сетях в целом по энергосистеме, получают ре
Рис. 1-22. Графики активной нагруз ки энергосистемы.
зультирующий график нагрузки электростанций энергосистемы.
График нагрузки генераторов энергосистемы получают из графика мощности, отпускаемой с шин, учитывая дополнительно расход электроэнергии на собственные нужды (рис. 1-22). При значительных колебаниях нагрузки электростанций необходимо учитывать переменный характер потребления собственных нужд
Рс.н = (0,4 4-0,6^-) Рс,„,тах.
(1-16) где Pi — мощность, отдаваемая с тин станции; — установ-
ленная мощность генераторов Рс, и, max — максимальный рас ход на собственные нужды, он
ределяемый с учетом данных табл. 5-2; коэффициенты 0,4 и 0,6 приближенно характеризуют соответствующую долю постоянной и переменной части расхода на собственные нужды в Рс_ тах.
Нагрузка между отдельными электростанциями распределяется
таким образом, чтобы обеспечить максимальную экономичность работы в целом по энергосистеме. Исходя из этих соображений, диспетчерская служба энергосистемы задает электростанциям суточные графики нагрузки.
При проектировании электрической части электростанции необходимо знать график нагрузки трансформаторов и автотрансформаторов связи с энергосистемой (см. гл. 5). Способ построения такого графика для трансформаторов связи ТЭЦ с энергосистемой показан на рис. 1-23.
Требуемый график Р, получают, вычитая из графика нагрузки генераторов Рг график потребления местной нагрузки и расход электроэнергии на собственные нужды Рс,а.
§ 1-4]
Графики электрических нагрузок
41
Рис. 1-23. Графики активной нагрузки для ТЭЦ, работающей в энергосистеме. а — поясняющая схема; б — графики выработки и потребления мощности на генераторном напряжении; в — график нагрузки трансформаторов связи.
д) Годовой график по продолжительности нагрузок
Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают
нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс — часы года от О до 8760. Нагрузки на графике располагают в порядке их убывания от Ртах ДО Pmin (рис. 1-24).
Построение годового графика по продолжительности нагрузок производится на основании известных суточных графиков. На рис. 1-25 показан способ построения графика при наличии двух суточных графиков нагрузки —зимнего (183 дня) и летнего (182 дня).
Для наиболее распространенных потребителей электроэнергии в справочниках приводятся типовые графики активной и реактивной нагрузки по продолжительности.
График по продолжительности нагрузок применяют в расчетах технико-экономических показателей установки, расчетах потерь
42
Общие сведения об электроустановках
(Гл. 1
Рис. 1-25. Способ построения годового графика по продолжительности нагрузок.
электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года и т. п.
е) Технико-экономические показатели, определяемые из графиков нагрузки
Площадь, ограниченная кривой графика активной нагрузки, численно равна энергии, произведенной или потребленной электроустановкой за рассматриваемый период:
vp,Ti( (1-17)
где Р] — мощность t-й ступени графика; 7\ — продолжительность ступени.
Средняя нагрузка установки за рассматриваемый период (сутки, год) равна:
ЛР = у". ' (М8)
где Т — длительность рассматриваемого периода; W7,,— электроэнергия за рассматриваемый период.
Степень неравномерности графика работы установки оценивают коэффициентом заполнения
Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает, во сколько раз выработанное (потребленное) количество электроэнергии за рассматриваемый период (сутки, год) меньше того количества энергии, которое было бы выработано (потреблено) за то же время,
§ 2-1]
Синхронные генераторы
43
если бы нагрузка установки все время была максимальной. Очевидно, что чем равномернее график, тем ближе значение k3n к единице.
Для характеристики графика нагрузки установки можно воспользоваться также условной продолжительностью использования максимальной нагрузки
W,, РспТ
T„lax = -p^- = ^- = k3nT. (1-20)
rmax Г max
Эта величина показывает, сколько часов за рассматриваемый период Т (обычно год) установка должна была бы работать с неизменной максимальной нагрузкой, чтобы выработать (потребить) действительное количество электроэнергии 1РП за этот период времени. Определение величины Т,ппх можно проиллюстрировать на примере рис. 1-24.
В практике используют также коэффициент и с и о л ь -зова
и и я установленной мощности р‘р 7’р п
1 'уст Г уст
продолжительность использования н о в л е п н о й мощности
Туст=1Гп/Руст = ^,Т. (1-22)
В формулах (1-21) и (1-22) под Руст следует понимать суммарную установленную мощность всех агрегатов, включая резервные.
Коэффициент использования характеризует степень использования установленной мощности агрегатов. Очевидно, что /е„< 1, а Туст < Т. С учетом соотношения Руст Ртах имеем /ги /гзп.
В среднем для энергосистем Советского Союза время использования установленной мощности электростанций составляет около 4800 ч в год.
(1-21)
ИЛИ уста
Глава вторая
ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
И ПОДСТАНЦИЙ
2-1. СИНХРОННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ
а) Технические характеристики и конструкции современных генераторов
Для выработки электроэнергии на современных электрических станциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока. Различают турбогенераторы (первичный дви
44
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
гатель — паровая или газовая турбина) и гидрогенераторы (первичный двигатель — гидротурбина).
Для синхронных электрических машин в установившемся режиме работы имеется строгое соответствие между частотой вращения агрегата п, об/мин, и частотой сети /, Гц:
п = (2-1)
где р — число пар полюсов обмотки статора генератора.
Паровые и газовые турбины выпускают на большие частоты вращения (3000 и 1500 об/мин), так как при этом турбоагрегаты имеют наилучшие технико-экономические показатели. На тепловых электростанциях (ТЭС), сжигающих обычное топливо, частота вращения агрегатов, как правило, составляет 3000 об/мин, а синхронные турбогенераторы имеют два полюса. На АЭС применяют агрегаты с частотой вращения 1500 и 3000 об/мин.
Быстроходность турбогенератора определяет особенности его конструкции. Эти генераторы выполняются с горизонтальным валом. Ротор турбогенератора, работающий при больших механических и тепловых нагрузках, изготовляется из цельной поковки специальной стали (хромоникелевой или хромоникельмолибденовой), обладающей высокими магнитными и механическими свойствами.
Ротор выполняется неявнополюсным. Вследствие значительной частоты вращения диаметр ротора ограничивается по соображениям механической прочности до 1,1—1,2 м при 3000 об/мин. Длина бочки ротора также имеет предельное значение, равное 6—6,5 м. Определяется оно из условий допустимого статического прогиба вала и получения приемлемых вибрационных характеристик.
В активной части ротора, по которой проходит основной магнитный поток, фрезеруются пазы, заполняемые катушками обмотки возбуждения (рис. 2-1). В пазовой части обмотки закрепляются немагнитными легкими, но прочными клиньями из дюралюминия. Лобовая часть обмотки, не лежащая в пазах, предохраняется от смещения под действием центробежных сил с помощью бандажа. Бандажи являются наиболее напряженными в механическом отношении частями ротора и обычно выполняются из немагнитной высокопрочной стали. По обеим сторонам ротора на его валу устанавливаются вентиляторы (чаще всего пропеллерного типа), обеспечивающие циркуляцию охлаждающего газа в машине.
Статор турбогенератора состоит из корпуса и сердечника. Корпус изготовляется сварным, с торцов он закрывается щитами с уплотнениями в местах стыка _с другими частями (рис. 2-1). Сердечник статора набирается из изолированных листов электротехнической стали толщиной 0,5 мм. Листы набирают пакетами, между которыми оставляют вентиляционные каналы. В пазы, имеющиеся
5 2.1]
Синхронные генераторы
4 «5
Рис. 2-1. Общий вид современного турбогенератора.
I — обмотка статора: 2 — ротор; 3, 4 — соединительные муфты; 5 — корпус статора; 6 — сердечник статора; 7 — возбудитель;
S__ контактные кольца ротора я щетки; 9 — подшипники генератора; 10 — подшипники возбудителя.
46
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
во внутренней расточке сердечника, укладывается трехфазная обмотка, обычно двухслойная.
Гидравлические турбины имеют обычно относительно малую частоту вращения (60—600 об/мин). Частота вращения тем меньше, чем меньше напор воды и чем больше мощность турбины. Гидрогенераторы поэтому являются тихоходными машинами и имеют большие размеры и массы, а также большое число полюсов.
Гидрогенераторы выполняют с явнополюсными роторами и преимущественно с вертикальным расположением вала. Диаметры роторов мощных гидрогенераторов достигают 14—16 м, а диаметры статоров — 20—22 м.
В машинах с большим диаметром ротора сердечником служит обод, собираемый па спицах, которые крепятся па втулке ротора. Полюсы, как и обод, делают наборными из стальных листов и монтируют на ободе ротора с помощью Т-образных выступов (рис. 2-2). На полюсах помимо обмотки возбуждения размещается еще так называемая демпферная обмотка, которая образуется из медных стержней, закладываемых в пазы на полюсных наконечниках и замыкаемых с торцов ротора кольцами. Эта обмотка предназначена для успокоения колебаний ротора агрегата, которые возникают при всяком возмущении, связанном с резким изменением нагрузки генератора.
В турбогенераторах роль успокоительной обмотки выполняют массивная бочка ротора и металлические клинья, закрывающие обмотку возбуждения в пазах.
Статор гидрогенератора имеет принципиально такую же конструкцию, как и статор турбогенератора, но в отличие от последнего выполняется разъемным. Он делится по окружности на две — шесть равных частей, что значительно облегчает его транспортировку и монтаж.
В последние годы начинают находить применение так называемые капсульные гидрогенераторы, имеющие горизонтальный вал. Такие генераторы заключаются в водонепроницаемую оболочку (капсулу), которая с внешней стороны обтекается потоком воды, проходящим через турбину. Капсульные генераторы изготовляют на мощность несколько десятков мегавольт-ампер. Это сравнительно тихоходные генераторы (п — 60 ч- 150 об/мин) с явнополюсным ротором.
Среди других типов синхронных генераторов, применяемых па электростанциях, надо отметить так называемые дизель-гепера-торы, соединяемые с дизельным двигателем внутреннего сгорания. Это явнополюсные машины с горизонтальным валом. Дизель как поршневая машина имеет неравномерный крутящий момент, поэтому дизель-генератор снабжается маховиком или его ротор выполняется с повышенным маховым моментом.
Номинальные параметры генераторов. Завод-изготовитель предназначает генератор для определенного длительно допустимого ре
§ 2-1]
Синхронные генераторы
47
жима работы, который называют п о м и в а л ь н ы м. Этот режим работы характеризуется параметрами, которые носят название номинальных данных генератора и указываются на его табличке, а также в паспорте машины.
Номинальное напряжение генератора — это линейное (междуфазное) напряжение обмотки статора в номинальном режиме (см. также гл. 1).
Н о м и и а л ь и ы м т о к о м статора генератора называется то значение тока, при котором допускается длительная нормальная
Рис. 2-2. Общий вид современного вертикального гидрогенератора.
работа генератора при нормальных параметрах охлаждения (температура, давление и расход охлаждающего газа и жидкости) и номинальных значениях мощности и напряжения, указанных в паспорте генератора.
Пом и п а л ь и а я по л и а я мощное т ь генератора определяется по следующей формуле, кВ -А:
S„„M- -ИЗ Ц,ОМ/1|1)К. (2-2)
Но мп в а л ь п а я активная мощность генератора — это наибольшая активная мощность, для длительной работы с которой он предназначен в комплекте с турбиной.
48
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
§ 2-1]
Синхронные генераторы
Номинальная активная мощность генератора определяется следующим выражением, кВт:
Риом = ^нои COS <рном. (2-3)
Номинальные мощности турбогенераторов должны соответствовать ряду мощностей согласно ГОСТ 533-76. Шкала номинальных мощностей крупных гидрогенераторов не стандартизирована.
Номинальный ток ротора — это наибольший ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номинальной мощности при отклонении напряжения статора в пределах ±5% номинального значения и при номинальном коэффициенте мощности.
Номинальный коэффициент мощности со гласно ГОСТ принимается равным 0,8 для генераторов мощностью 125 МВ-А и ниже, 0,85—для турбогенераторов мощностью до 588 МВ -А и гидрогенераторов до 360 МВ -А, 0,9 —для более мощных машин. Для капсульных гидрогенераторов обычно cos <р11ом « 1.
Каждый генератор характеризуется также к. п. д. при номинальной нагрузке и номинальном коэффициенте мощности. Для сов ременных генераторов номинальный коэффициент полезного действия колеблется в пределах 96,3 — 98,8%.
Основные технические данные и характеристики турбогенераторов приведены в табл. 2-1.
В табл. 2-2 приведены характеристики наиболее крупных гидрогенераторов, установленных на ГЭС в СССР.
б) Системы охлаждения генераторов
Во время работы синхронного генератора его обмотки и активная сталь нагреваются.
Допустимые температуры нэгрсза обмоток статора и ротора зависят в первую очередь от применяемых изоляционных материалов и температуры охлаждающей среды. По ГОСТ 533-76 для изоляции класса В (на асфальтобитумных лаках) допустимая температура нагрева обмотки статора должна находиться в пределах 105пС, а ротора 130° С. При более теплостойкой изоляции обмоток статора и ротора, например классов F й Н, пределы допустимой температуры нагрева увеличиваются.
В процессе эксплуатации генераторов изоляция обмоток постепенно стареет. Причиной этого являются загрязнение, увлажнение, окисление кислородом воздуха, воздействие электрического поля и электрических нагрузок и т. д. Однако главной причиной старения изоляции является се нагрев. Чем выше температура нагрева изоляции, тем быстрее она изнашивается, тем меньше срок ее службы. Срок службы изоляции класса В при температуре нагрева ее до 120° С составляет около 15 лет, а при нагреве до 140°С — ерк-
' I
I
1
I
4
• а
I
>
> и
,1
1
ь
ю
to
И га* га СЧ о о Q. оэ О1 СМ^ СМ. СЬ 00 О. оо ю се? Ф О~ -d" in" ф ’Ф см” оо” ю in о” ш —Г —смсмсмсо^г-м’ЮЮШфф 1 80 71 104
га 8 общая Ф О tO О С О Ю М OO'oOOOQOOOxflpr и О? СО С4 Л ф О СС О in >- С со тг ’ -««HCMMeocOfOnncO' ? c ? s § s О T? TF CO
Охлаждение обмоток2 ротора n.C-i-.tCLC_C.CL,U. CL. & CL. ттиисайоаиийвсоадийайа соищХХХХХХХХХХХХХХХI
• га га е. 5g n ПЙЙЙЙЙИЙЙ^ЙЙЙ^ЙЙЙ ccicq^^^^XXXXXXXXXIXXS
i с ч v. 1 t in а возбуждения 1 ? С d У и T I 3 ^SsgsiS^fflccisasSfflXtci x x H 1 Й - Щ
С верх-переход ное СО О га д О-Ь. С Ж®4 а о га . ’X ° > -« П СО ® ™ 5 га х « о н * X —rf CO. CO. 0^ ТГ co О CO in CO CM^ СОЛ of iff CO Д' co" of S' О О ’t' rt' 1 30,5 27,2 24,8
К- П. д. при р и> % СОЛ CM CO. in. CO Ю CO O. CO^.t"- co. о. co” r-" oo” cd cd cd cd cd со co" cd cd cd cd cd cd cd cd ф фффффффффФффффффффф
к а X У Напряжение обмотки статора, В !§§§§§§§§§§§§§§?§§§
га X га О 2 1 X 1 л ч га х । X й Ток статора, А ФсОО’-хСОООСОСООСМСМСМОООСМЮСОСО — — — — ~ ~ cm cm x CM
о X ©• V) О О in tO lO in in 1Q lO >Q u OOOOOOOOOOOOOOOOQOOOOOOOOOOOO o' o' o' о o' О Ф О О о” О о” о” о” с 0 LT О о d c 7) Ю г > о о о
Мощность, сВ А QOOOOOOOQOOOOOOC ООООЮООООООООООС ЮОЮОГ^ОЮООООООООС ^inr^lOOOinCOinmcOCOCOOOOOQOQ' —iCOr-F^CMr-COCOiOininoOOOOOQt - - Ol n co n n Ю Ю Ю 1/ 889 000 941 C00 1 33-3000
Частота вращения, об/мин cococoncocococococococococor-connco
тип турбогенератора СЧ ” N И 01 01 ’ o—.(jeoe.cciccicacQcQ^racac e-'i^cacacacocncoL-cau-caccit-L нннь-нннннннннь-ь 11 O-OUV-t TBM-500 TBB-800-2 ТГВ-800-2 TBB-1200-2
50
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
сч
Технические данные крупных гидрогенераторов
го ротора —- СЧ Ф о 765 655 577 884 СЧ со -от ма-•го воз-; ИН — ное во-му дна-
го S общая ю о ОО !-О —« О О ос о о — “О со ОС 1080 1650 1150 170 ОЛ7 OU i 410 а; МР-1астотнс ждения; едетвен аружно;
Охлаждение обмоток2 ГО о. о о 00 со CQ CQ ГО ГО ГО Г ГО го И со со сс incaSXX I со 1 Во/ & » oSo g S
статора го го го го и и и со m m m | ° Вё а йдйиХХХХХХ 2 & = S. о £ X V о и
Система возбуждения 1 м м XXXXXI I XXXXXXJ-X 1-1 3 О **» 2 ° о к 2 '° S * О О J.SrOoqOS 1 С ffl О. ГО D. о ~ н R я. о ° ° С х. о 5 & < к и
Свсрх-переход-ное индуктивное сопротивление rS 0/ xd> /О СО 04 С-1 сч О -Т . - еч | о О vj< о: <О и >- Si х <u <и Z л • • хо 3 к га н — 5 *л I о «ё
% '”.1)503 11 "$• «du •Г -п -м 97,5 97,5 97,6 98,2 98 3 се с । о © со' GC Ф Ф СТ оо © г Ф с ; 1 = й8 ' t&’-S a iJ оЗ 1 ° - з 2 ~ £ 5 § « -5 го 0 ., со х и х . Н 1 3 2 £ 0.5 S 1 =г О 1
данные Напряжение статора, В 13 800 13 800 13 800 15 750 15 750 _ г, з.1- £ s 8 5? ® © © S3 "°аЛ>.г£.’ 00 1'- !2 з ©Го п го .о ср со о о s& SoIif-® — — — — —• й«О "а5Ц 1 М
3 X л го X X Ток статора, А О © О '1? со © -г -t 5320 9700 11 200 6680 21 650 12 950 3660 ЛОЛЛ 2630 о-лл о я 6 ’go§g“g5c ия”ан£гай “ё“2£&а л и 7 2 я h ?* ° 2 Pci я 2 5&2
о X СО5ф 0,8 0,85 iO >0 © оэ, ос О О с 0,8 0,85 0.85 о ° с —** с я ОХ ш " й= J 0 ГО S ’ й ° о « • г ©. 'Ч 8 О = g з § о г 3 О® « ЕЙ oSao 3 а в: а 7 ч .
Мощность. кВ-А 103 500 118 000 127 800 264 700 306 000 160 000 590 000 353 000 20 000 л е олл с 3 с 02 0 - X X а? Я« 40 . s ч Е о Г-ГОХ^Н..- * Ь § S 2 =
о ГО 2 S а" х '*2. ? Н 3 о 83,3 62,5 68,2 125 950 OI СО со' 00 С О Ф с о 93,8 75 166,7 I : возбуж 2Т0ЯНН0Г (НОВЫМИ ного воз аждения гвенное обозначе тине акт
Тип гидрогенератора3 СВ-1160/180-72 СВ-1500/170-96 СВ-1500/200-88 СВ-1190/250-48 СВ-712/227-24 СВФ-1500/130-88 СВФ-1690/175-64 ВГСВФ-940/235-30 СГКВ-480/115-64 1\ и-/ ^.W/ J.1VOW СВО-733/130-36: двигательный режим генераторный режим 1 В индексах систем шинного возбудителя по будителя с полупроводн! от ионного или тиристор 2 В обозначении охл дородом; НВ — непосредс! 3 После буквенного метру, а знаменатель—д.г
§ 2-1]
Синхронные генераторы
51
ращается почти до 2 лет. Та же изоляция при температуре нагрева 105°С (т. е. в пределах ГОСТ) стареет значительно медленнее и срок службы ее увеличивается до 30 лет. Поэтому во время эксплуатации при любых режимах работы генератора нельзя допускать нагрева его обмоток свыше допустимых температур.
Для того чтобы температура нагрева не превышала допустимых значений, все генераторы электрических станций выполняют с искусственным охлаждением.
По способу отвода тепла от нагретых обмоток статора и ротора различают косвенное и непосредственное охлаждение.
При косвенном охлаждении охлаждающий газ (воздух или водород) с помощью вентиляторов, встроенных в торцы ротора, подается внутрь генератора и прогоняется через немагнитный зазор и вентиляционные каналы. При этом охлаждающий газ не соприкасается с проводниками обмоток статора и ротора и тепло, выделяемое ими, передается газу через значительный «тепловой барьер» — изоляцию обмоток.
При непосредственном охлаждении охлаждающее вещество (газ или жидкость) соприкасается с проводниками обмоток генератора, минуя изоляцию и сталь зубцов, т. е. непосредственно.
Отечественные заводы изготовляют турбогенераторы с воздушным, водородным и жидкостным охлаждением, а также гидрогенераторы с воздушным и жидкостным охлаждением (табл. 2-1 и 2-2).
Воздушное охлаждение. Существуют две системы воздушного охлаждения — проточная и замкнутая.
Проточную систему охлаждения применяют редко и лишь в турбогенераторах до 2 МВ -А, а также в гидрогенераторах до 4 МВ -А. При этом через генератор прогоняется воздух из машинного зала, который быстро загрязняет изоляцию обмоток статора и ротора, что в конечном счете сокращает срок службы генератора.
При замкнутой системе охлаждения один и тот же объем воздуха циркулирует по замкнутому контуру. Схематично циркуляция воздуха при таком охлаждении для турбогенератора представлена на рис. 2-3. Для охлаждения воздуха служит воздухоохладитель /, по трубкам которого непрерывно циркулирует вода. Нагретый в машине воздух выходит через патрубок 2 в камеру горячего воздуха 3, проходит через воздухоохладитель и через камеру холодного воздуха 4 снова возвращается в машину. Холодный воздух нагнетается в машину встроенными вентиляторами 5. В генераторах с большой длиной активной части холодный воздух подается с обоих торцов машины, как это показано на рис. 2-3.
В целях повышения эффективности охлаждения турбогенераторов, длина активной части которых особенно велика, а воздушный зазор мал, используют многоструйную радиальную систему вентиляции. Для этого вертикальными плоскостями 6 делят систему ох-
52
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
Стшиор
Щ секция /[секция [секция
7/7777/.
Холодная Нагретая Иода. вода
Рпс. 2-3. Замкнутая система воздушного охлаждения 1 урбогсператора.
лажденпя турбогенератора на ряд секций. В каждую секцию воздух поступает из немагнитного зазора (I и III секции) или из специального осевого канала 7 (II секция).
Для увеличения поверхности соприкосновения нагретых частей с охлаждающим воздухом в активной стали машины выполняют систему вентиляционных каналов. Пройдя через радиальные вентиляционные каналы в стали, нагретый воздух уходит в отводящие камеры 8. Многоструйпая вентиляция обеспечивает равномерное охлаждение турбогенератора по всей длине.
Для восполнения потерь в результате утечек предусмотрен дополнительный забор воздуха через двойные масляные фильтры 9, установленные в камере холодного воздуха.
Отечественные заводы изготовляют турбогенераторы с замкнутой системой воздушного охлаждения мощностью до 12 МВт включительно;
Замкнутая система косвенного охлаждения воздухом у гидрогенераторов применяется значительно шире. Наибо
лее крупный генератор с косвенным воздушным охлаждением серии СВ (табл. 2-2) мощностью 2G4.7 МВ - А выпущен заводом «Электросила» для Братской ГЭС. Схема вентиляции гидрогенератора показана па рис. 2-4.
В гидрогенераторах охлаждение явпополюсных роторов облегчается благодаря наличию межполюсных промежутков и большей поверхности охлаждения ротора.
Охлаждение гладкого ротора турбогенератора менее эффективно, так как в рассматриваемом случае он охлаждается только со стороны воздушного зазора-. Последнее обстоятельство в значительной мере определяет ограниченные возможности воздушного охлаждения для турбогенераторов. У генераторов с воздушным охлаждением предусматривается устройство для тушения пожаров водой.
§ 2-1]
Синхронные генераторы
53
Косвенное водородное охлаждение турбогенераторов. Турбогенераторы с косвенным водородным охлаждением имеют в принципе такую же схему вентиляции, как и при воздушном охлаждении. Отличие состоит в том, что объем охлаждающего водорода ограничивается корпусом генератора, в связи
Рис. 2-4. Замкнутая система вентиляции гидрогенератора.
I — ротор; 1 — статор; 3 — воздухоохладитель; 4 — лопатки вентилятора.
Рис. 2-5. Схема многострунной радиальной вентиляции в турбогенераторах.
I — камеры холодного газа; 2 — камеры горячего газа; 3 — газоохладптелн.
с чем охладители встраиваются непосредственно в корпус. Размещение газоохладителей и газосхема циркуляции водорода внутри генератора представлены на рис. 2-5.
54
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
Воздух
Водородное охлаждение эффективнее воздушного, так как водород как охлаждающий газ по сравнению с воздухом имеет ряд существенных преимуществ. Он имеет в 1,51 раза больший коэффициент теплопередачи, в 7 раз более высокую теплопроводность. Последнее обстоятельство предопределяет малое тепловое сопротивление прослоек водорода в изоляции и зазорах пазов.
Значительно меньшая плотность водорода по сравнению с воздухом позволяет уменьшить вентиляционные потери в 8—10 раз, в результате чего к. и. д. генератора увеличивается на 0,8—1%.
Отсутствие окисления изоляции в среде водорода по сравнению с воздушной средой повышает надежность работы генератора и увеличивает срок службы изоляции обмоток. К достоинствам водорода относится и то, что он не поддерживает горения, поэтому в генераторах с водородным охлаждением можно отказаться от устройства пожаротушения.
.Водород, заполняющий генератор в смеси с воздухом (от 4,1 до 74%, а в присутствии паров масла — от 3,3 до 81,5%), образует взрывоопасную смесь, поэтому у машин с водородным охлаждением должна быть обеспечена высокая газоплотность корпуса статора масляными уплотнениями вала, уплотнением токопроводов к обмоткам статора и ротора, уплотнением крышек газоохладителей, лючков и съемных торцевых щитов. Наиболее сложно выполнить надежные масляные уплотнения вала генератора, препятствующие утечке газа. На рис. 2-6 схематически показаны два типа масляных уплотнений вала: кольцевое (радиальное) и торцевое (аксиальное). В первом типе масляная пленка заполняет
радиально-концентрический зазор между валом и уплотняющим вкладышем, а во втором уплотняющий вкладыш напоминает упорный подшипник осевого действия, причем масло подается между вкладышем и упорным диском вала.
Чем выше избыточное давление водорода, тем эффективнее охлаждение генератора, и, следовательно, при одних и тех же размерах генератора можно увеличить его номинальную мощность. Однако при избыточном давлении более 0,4—0,6 МПа прирост мощности генератора не оправдывает затрат па преодоление возникающих при этом технических трудностей (усложнение работы уплотие-
Водород
б)
Риг. 2-G. Уплотнения вала турбогенератора. а — кольцевого типа; б —
юрцевою ища: — ► — движение масла; ....— дви-
жение водорода.
§ 2-1]
Синхронные генераторы
55
пий и изоляции обмоток). Поэтому давление водорода в современных генераторах более 0,6 МПа не применяется.
Генераторы с косвенным водородным охлаждением могут при необходимости работать и с воздушным охлаждением, но при этом их мощность соответственно уменьшается.
Источником водорода на современных ТЭС являются электролизерные установки, в которых водород получают путем электро-
Панель газобого правления 1 2 <9
Подача из электролизер пой установки
Генератор
Рампа углекислот- £ |
Рампа Валлонов
§ к н *
пых баллонов
txj — Нормально открытый вентиль Ы—Нормально закрытый вентиль
Рис. 2-7. Принципиальная схема газового хозяйства водородного охлаждения.
I — манометр; 2 — электрокоитактпый манометр; 3 — газоанализатор; 4 — блок регулирования и фильтрации; 5 — вентиль; 6 — углекислотный баллон; 7 — осушитель водорода; 8 — указатель жидкости; 9 — клапан давления водорода; 10 — водородный баллов; 11 — предохранительный клапан.
лиза воды. В отдельных случаях водород доставляется в баллонах с электролизерных заводов.
На рис. 2-7 показана принципиальная схема газового хозяйства системы водородного охлаждения.
При заполнении корпуса генератора водородом воздух сначала вытесняется инертным газом (обычно углекислотой) во избежание образования гремучей смеси. Углекислота под давлением из баллона 6 подается в нижний коллектор, при этом более легкий воздух вытесняется через верхний коллектор и открываемый на это время
56
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
вентиль Выпуск газа. В результате смешивания газов при вытеснении расход углекислоты на данную операцию составляет два-три объема корпуса генератора. После того как весь объем будет заполнен углекислотой при концентрации около 90%, в верхний коллектор подают под давлением водород, который вытесняет углекислоту через нижний коллектор и открываемый вентиль Выпуск углекислоты. Как только чистота водорода в корпусе достигнет заданного уровня, вентиль Выпуск углекислоты закрывают и доводят давление водорода в корпусе до нормального. Вытеснение водорода производят углекислотой!, которая затем вытесняется сжатым воздухом.
Рис. 2-8. Конструкция вентиляционного канала в обмотке ротора с непосредственным охлаждением
а — продольный разрез; бив — поперечные косые разрезы по пазу poiopa.
Автоматическое поддержание давления водорода в корпусе генератора осуществляется клапаном давления 9. Контроль максимального и минимального давления водорода производится взрывобезопасным электрокоптактным манометром 2, установленным на панели газового управления. Автоматический контроль чистоты водорода осуществляется газоанализатором 3, и, кроме того, через определенные промежутки времени водород берут на химический анализ в лабораторию.
При снижении процентного содержания водорода ниже допустимого восстановление чистоты его осуществляется путем выпуска из генератора загрязненного водорода и добавления чистого водорода. Эта операция называется продувко й.
В целях осушки водорода, находящегося в генераторе, предусмотрен осушитель 7, заполняемый хлористым кальцием или сили
§ 2-1]
Синхронные генераторы
57
кагелем. Указатель наличия жидкости 8 служит для подачи сигнала о появлении воды или масла в корпусе генератора.
Электромашиностроительные заводы в СССР выпустили серию генераторов ТВ (ТВ2) мощностью до 150 Л1Вт включительно с использованием косвенного водо
Рис. 2 9. Разрез паза статора (а) и ротора (б) генератора типа TIB.
/ — пазовый клин: 2 — корпусная изоляция стержня; 3 — массивный элементарный проводник; 4 — газовые трубки; 5 — бочка ротора; 6 — дюралюминиевый клин; 7 — подклиновая изоляция; 8 — полувитки обмотки; 9 — горизонтальный вентиляционный канал.
родного охлаждения, которые эксплуатируются на мпогпхТЭС.
Непосредственно е водородное охлажде-н и е турбогенераторов. Еще больший эффект по сравнению с косвенным водородным охлаждением дает непосредственное (внутреннее) охлаждение, когда водород подается внутрь полых проводников обмотки.
В генераторах серии ТВФ применяется косвенное охлаждение обмоток статора водородом и непосредственное (форсированное) охлаждение обмотки ротора. Система вентиляции роторов генераторов серин ТВФ представлена на рис. 2-8.
Охлаждающий газ забирается из зазора с последующим выбросом нагретого газа обратно в зазор. При этом проводники I обмотки ротора выполняются сплошными прямоугольного сечения, а па боковых поверхностях их фрезеруются косые вентиляционные каналы 2. При работе генератора (вращении
ротора) водород поступает в заборное отверстие 3 и, проходя по косому вентиляционному каналу до дна паза 4, выходит уже с другой стороны паза (катушки) в другой канал и через выпускное отверстие 5 попадает снова в зазор.
Генераторы серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт имеют несколько иную систему охлаждения ротора. Водород циркулирует в аксиальных прямоугольных каналах, которые образуются корытообразными проводниками обмотки возбуждения.
В генераторах этого типа выполнено также непосредственное охлаждение обмоток статора. Водород подается в тонкостенные трубки из немагнитной стали, заложенные внутри стержней обмотки (рис. 2-9) и открытые в лобовых частях.
58
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
Рис. 2-10. Устройство ввода и вывода воды для охлаждения обмотки статора.
В обоих типах генераторов (ТГВ и ТВФ) давление водорода в корпусе поддерживается 0,2—0,4 МПа.
Генераторы с непосредственным водородным охлаждением па воздушном охлаждении работать не могут, так как обмотка, рассчитанная на форсированное охлаждение водородом, при работе на воздушном охлаждении перегреется и выйдет из строя. Поэтому при появлении больших утечек водорода из генератора, сопровождающихся глубоким и быстрым снижением давления водорода, генератор с непосредственным охлаждением должен быть аварийно разгружен и отключен от сети. Включение в сеть отключенного генератора может быть произведено лишь после устранения утечек и перевода его на водород, если для отыскания утечек он был переведен на воздух.
Непосредственное жидкостное охлаждение генераторов. При выполнении непосредственного жидкостного охлаждения генераторов в качестве охлаждающей жидкости применяют дистиллированную воду или масло, которые обладают более высокой теплоотводящей способностью по сравнению с водородом и, следовательно, позволяют еще больше увеличить единичные мощности генераторов при сохранении их размеров.
Дистиллированная вода как охлаждающее вещество по сравнению с маслом имеет значительно больше достоинств: более высокие теплоотводя
щие свойства, пожаробезопасность. Поэтому в большинстве случаев мощные генераторы, выпускаемые в СССР, выполняют с водяным охлаждением.
На рис. 2-10 показана конструкция гидравлических соединений обмотки статора с водяным охлаждением и дан разрез обмотки по одной параллельной ветви. Как видно из разреза, обмотка статора выполнена из сплошных и полых медных элементарных проводников прямоугольного сечения, по которым циркулирует вода.
1[втайне обмотки водой осуществляется путем подвода ее к каждой параллельной ветви с помощью шлангов из пластмассы, обла
§ 2-1]
Синхронные генераторы
59
дающей высокой электрической прочностью и необходимой эластичностью (например, фторопласт-4).
Охлаждение обмотки статора водой в сочетании с непосредственным охлаждением обмотки ротора и активной стали водородом применяется в турбогенераторах типа ТВВ мощностью 165— 800 МВт.
Водяное охлаждение статорной обмотки по аналогичной схеме применяется также в мощных вертикальных гидрогенераторах типа СВФ. Обмотка ротора и активная сталь таких генераторов имеют непосредственное воздушное охлаждение.
Выполнение непосредственного охлаждения ротора генератора связано с большими трудностями, особенно в отношении подвода воды к вращающемуся ротору.
На рис. 2-11 изображен изготовленный харьковским заводом «Электротяжмаш» турбогенератор ТГВ-500 мощностью 500 МВт, в котором обмотки статора и ротора охлаждаются водой, а сталь магнитопровода — водородом.
Холодная дистиллированная вода поступает по патрубку А в напорный кольцевой коллектор / и из него с помощью изолирующих шлангов 2 подводится к головкам 3 и стержням 4 обмотки статора генератора. Стержень обмотки сплетен из групп транспонированных проводников, причем каждая группа состоит из одного полого и трех сплошных проводников. По трубчатым проводникам циркулирует дистиллированная вода, которая, нагревшись, поступает в сливной кольцевой коллектор 5, откуда по патрубку Б выходит во внешнюю систему.
Для охлаждения обмотки ротора холодная вода по патрубку В подводится через скользящее уплотняющее соединение в торце вала ротора 6 и через центральное отверстие поступает внутрь ротора 7. Затем через отверстие 8 вода поступает в каналы 9 проводников обмотки, уложенных в пазы ротора, и, нагревшись, поступает в сливные каналы 10 и 11, откуда через радиальные отверстия вала ротора 12 выводится во внешнюю систему через патрубок Г.
Во внешней системе нагретая дистиллированная вода проходит через трубки теплообменника и охлажденная при помощи насосов вновь подается к обмоткам статора и ротора (со стороны возбудителя).
Внутри генератора циркуляцию водорода обеспечивают осевые вентиляторы 13, установленные по концам вала ротора. Холодный водород при этом прогоняется вентиляторами в зазор 14 и оттуда поступает в систему радиальных каналов 16 сердечника статора 15. Нагревшись, водород поступает в газовые охладители 17 и из них вновь к вентиляторам 13.
В результате высокоэффективной системы охлаждения турбогенератор ТГВ-500 имеет размеры и массу даже несколько меньшие, чем ТГВ-300 (см. табл. 2-1).
60
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
Водяное охлаждение обмоток ротора и статора находит применение в капсульных гидрогенераторах типа СГКВ.
На новосибирском заводе «Сибэлектротяжмаш» изготовляются турбогенераторы новой серии — ТВМ. Эти генераторы имеют комбинированную систему охлаждения: ротор охлаждается водой, а статор (обмотка, активная сталь и конструктивные элементы) охлаждается кабельным маслом. В генераторе ТВМ применена для нзоля-
Рнс. 2-11. Турбогенератор ТГВ-500 мощностью 500 А\Вг.
а — общин вид турбо!енератора; б — принципиальная схема охлаждения обмоток статора н ротора н стали статора.
пни обмоток статора сравнительно дешевая и надежная бумажно-масляная изоляция .кабельного типа. Это позволило сократить расходы на изоляцию генератора, например, ТВМ-300 в 4 раза по сравнению с расходами на изоляцию в генераторах ТВВ и ТГВ такой ?ке мощности.
§ 2-1]
Синхронные генераторы
61
Бумажно-масляная изоляция позволяет применять более высокие номинальные напряжения для генераторов без значительного увеличения затрат. Так, например, генератор ТВМ-500 спроектирован на напряжение 36,75 кВ, в то время как обычно для генераторов такой мощности применяется напряжение 20 кВ. Увеличение номинального напряжения позволило уменьшить ток статора почти в 2 раза и облегчить токоведущие части.
Рис. 2-12. Принципиальная схема циркуляции масла в турбогенераторе типа ТВМ.
/ _ корпус генератора; 2 — сердечник статора; 3 — нажимные плиты сердечника; 4 — обмотка статора; 5 — изоляционный цилиндр; 6 — ротор; 7 — масляный насос; 8 — маслоохладитель; 9 — магистрали охлаждающей воды.
Применение масляного охлаждения статоров гидрогенераторов дало возможность увеличить напряжение обмотки до НО кВ (генератор 15 МВ -Л Сходненской ГЭС), что позволяет включать генератор в сеть без промежуточной трансформации.
Принципиальная схема циркуляции охлаждающего масла для генератора типа ТВМ представлена на рис. 2-12.
Принудительная циркуляция масла внутри аксиальных каналов в обмотке и стали статора обеспечивает достаточно интенсивный отвод тепла.
62
Основное оборудование электрически': станций и подстанций [Гл. 2
Пространство, в котором вращается ротор генератора, отделяется от статора, заполненного маслом, изоляционным цилиндром.
Сравнительная эффективность различных способов охлаждения генераторов может быть показана путем сопоставления мощностей при одних и тех же габаритах генератора (см. табл. 2-3).
Т а б л и ца 2-3
Эффективность различных систем охлаждения
Охлаждение турбогенераторов Увеличение мощности, огн. ед.
Воздушное Косвенное водородное при избыточном Давлении, 0,005 МПа Косвенное водородное при избыточном давлении, 0,2 МПа Непосредственное (виуipeinicc) охлаждение статора и ротора водородом Непосредственное охлаждение обмотки статора маслом и обмотки ротора водой Непосредственное охлаждение обмоток статора и ротора водой 1.0 1,25 U 2,7 3,6 4,0
В процессе эксплуатации ведется непрерывный контроль за нагревом активных частей генераторов. Температура обмотки и стали статора контролируется с помощью температурных датчиков, в качестве которых используются тсрмосопротпвлення. Они закладываются заводом-изготовителем на дно паза (для измерения температуры стали) и между стержнями (для измерения температуры меди) в местах предполагаемого наибольшего нагрева машины. Температура измеряется с помощью указывающих и регистрирующих приборов.
Температуру обмотки ротора измеряют косвенно—по изменению омического сопротивления обмотки при нагреве (с помощью амперметра в цепи возбуждения и вольтметра, подключаемого непосредственно к кольцам ротора).
в) Возбуждение синхронных генераторов
Обмотки роторов синхронных генераторов получают питание от специальных источников постоянного тока, называемых возбудителями. Мощность возбудителей составляет 0,3—1% мощности генератора, а номинальное напряжение — от 100 до 600—650 В. Чем мощнее генератор, тем обычно больше поминальное напряжение возбуждения.
Современные схемы возбуждения кроме возбудителя содержат большое количество вспомогательного оборудования. Совокупность
§ 2-1]
Синхронные генераторы
63
реактивную мощность.
~Uf
Uf,TOT TH------------
\0j6^2(UfiffOT
т
Uf,HOH
Л_
t
tl
Рис. 2-13. Изменение напряжения возбуждения при форсировке.
возбудителя, вспомогательных и регулирующих устройств принято называть системой возбуждения.
Электрическое соединение возбудителя с обмоткой ротора генератора выполняется преимущественно при помощи контактных колец и щеток. Созданы и применяются бесщеточные системы возбуждения.
Системы возбуждения должны быть падежными и экономичными; допускать регулирование тока возбуждения в необходимых пределах; быть достаточно быстродействующими, а также обеспечивать потолочное возбуждение при возникновении аварии в сети.
Регулируя ток возбуждения, изменяют напряжение синхронного генератора и отдаваемую им в сеть Регулирование возбуждения генератора позволяет повысить устойчивость параллельной работы.
При глубоких снижениях папряже-ния7 которые имеют место, например, при коротких замыканиях, нримсняет-с я~~ф о р с и р о в к а (быстрое увеличение) возбуждения генераторов, чтоГспо-собствует прекращению электрических— качаний и сохранению устойчивости параллельной работы генераторов. Кроме 1 того, быстродействующее регулирование : и форсировка возбуждения повышают 1 надежность работы релейной защиты и облегчают условия самозапуска электродвигателей собственных нужд электростанций.
Важнейшими характеристиками систем возбуждения являются: быстродействие, определяемое скоростью нарастания напряжения на обмотке ротора при форсировке / = 0,632 (Uпот— — пом)/^/, „ом^ (см. рис. 2-13), и отношение потолочного напря-
жения к поминальному напряжению возбуждения Uf,mJU/, иом — = /гф—так называемая кратность форсировки.
Согласно ГОСТ турбогенераторы должны иметь 2, а скорость нарастания возбуждения не менее 2 1/с. Кратность форсировки для гидрогенераторов должна быть не менее 1,8 для коллекторных возбудителей, соединенных с валом генератора, и не менее 2 для других систем возбуждения. Скорость нарастания напряжения возбуждения должна быть не менее 1,3 1/с для гидрогенераторов до 4 МВ -Л включительно п не менее 1,5 1/с для гидрогенераторов больших мощностей.
Для мощных гидрогенераторов, работающих па дальние электропередачи, к системам возбуждения предъявляется более высокое требование (/?.,, ~ Зэ-4, скорость нарастания возбуждения до Ю (//.„ом в секунду).
64
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
Рис. 2-14. Принципиальная схема независимого элсктромапшииого возбуждения генератора.
Обмотка ротора и системы возбуждения генераторов с косвенным охлаждением должны выдерживать двукратный по отношению к поминальному ток в течение 50 с. Для генераторов с непосредственным охлаждением обмоток ротора это время сокращается до 20 с.
('истомы возбуждения генераторов можно разделить на две группы: и е з а в и с и м о с возбуждение и с а м о в о з б у ж д е-н и с (зависимое возбуждение).
К первой группе относятся все электромашинные возбудители постоянного и переменного тока, сопряженные с валом генератора.
Вторую группу составляют системы возбуждения, получающие питание непосредственно от выводов генератора через специальные понижающие трансформаторы. К этой же группе могут быть отнесены системы возбуждения с отдельно установленными электромашинными возбудителями, приводимыми во вращение электродвигателями переменного тока, которые получают питание от шин собственных нужд электростанций.
Независимое возбуждение генераторов получило наи-
большее распространение. Основное достоинство этого способа состоит в том, что возбуждение синхронного генератора не зависит от режима электрической сети и поэтому является наиболее надежным. На генераторах мощностью до 100 МВт включительно применяют, как правило, в качестве возбудителя генератор постоянного тока, соединенный с валом синхронного генератора (рис. 2-14).
Возбуждение самого возбудителя выполнено по схеме самовозбуждения (обмотка возбуждения возбудителя ОВВ питается от якоря самого возбудителя). Регулирование возбуждения возбудителя осуществляется вручную шунтовым реостатом ШР, установленным в цепи ОВВ, или автоматически регулятором возбуждения ЛРВ.
Недостающ системы возбуждения с генератором постоянного тока определяются в основном недостатками,.самого возбудителя. - Д' Олшкч 113, недостатков является сравнительно невысокая скорость нарастания возбуждения, особенно у возбудителей гидрогенераторов, которые имеют низкую частоту вращения (и = 14-2 1/с).
, . Другой недостаток рассматриваемой системы возбуждения харак-Д- ДР011 Д-Г1Я турбогенераторов, и м еющих большую частоту вращен и я.
Он обусловлегГснижением надежности р а боты ген ер атор а постоя н -ного тока из-за вибрации и тяжелых условий работы .щеток и коллектора (условий коммутации). "
Для турбогенераторов мощностью выше 165 МВт мощность возбуждения становится настолько значительной, что выполнить
§ 2-1]
Синхронные генераторы
65
надежно работающий генератор постоянного тока па частоту вращения 3000 об/мин по условиям коммутации становится затруднительным.
Для снижения частоты вращения возбудителя с целью повышения надежности его работы иногда выполняют соединение возбудителя с валом генератора через редуктор. Такая система была применена в СССР для ряда турбогенераторов, в том числе и для генераторов ТГВ-300 и ТВМ-300. Недостатком этой системы возбуждения яв
ляется наличие дополнительной механической передачи.
Для возбуждения крупных генераторов в СССР применяются системы возбуждения с полупроводниковыми выпрямителями.
В системе возбуждения с использованием полупроводниковых выпрямителей с валом турбогенератора сочленен вспомогательный генератор, напряжение которого выпрямляется и подводится к обмотке ротора турбогенератора (рис. 2-15.)
В качестве вспомогательного генератора применяется высокочастотный
Рис. 2-15. Принципиальная схема высокочастотного возбуждения турбогенераторов.
генератор индукторного ти-
па. Такой генератор не имеет обмотки па вращающемся роторе, что повышает его надежность в эксплуатации. Повышенная частота (500 Гц) позволяет уменьшить габариты и повысить быстродействие системы возбуждения.
Индукторный высокочастотный генератор-возбудитель ВГТ имеет три обмотки возбуждения, расположенные вместе с трехфазпой обмоткой переменного тока на неподвижном статоре. Первая из них ОВВу включается последовательно с обмоткой ротора основного генератора ОВГ и обеспечивает основное возбуждение ВГТ. Благодаря включению ОВВХ последовательно с обмоткой ротора основного генератора обеспечивается резкое увеличение возбуждения ВГТ при коротких замыканиях в энергосистеме вследствие броска тока в роторе. Обмотки ОВВ2 и ОВВ9 получают питание от высокочастотного подвозбудителя ВЧП через выпрямители. Подвозбудитель (высокочастотная машина 400 Гц с постоянными магнитами), как и вспомогательный генератор ВГТ, соединен с валом турбогенератора.
3 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
C>G Omo.'iioc оборудование электрических станций и подстанций [Г.ч 2
Регулирование тока в ОВВ., и в ()ВВЛ осуществляется с помощью двух устройств — соответственно регуляторов электромагнитного типа ЛРВ (автоматический регулятор возбуждения) и УБФ (устройство бесконтактной форсировки возбуждения).
Устройство АР В обеспечивает поддержание напряжения генератора в нормальном режиме работы изменением тока в обмотке ОВВ.,. Устройство УБФ обеспечивает начальное возбуждение генератора и его йюрспровку при снижении напряжения более чем па 5%.
Высокочастотная система возбуждения обеспечивает Л?,(, -- 2 и скорость нарастания напряжения возбуждения нс менее 2 1/с. Она применяется для турбоге-
Рис. 2-16. Пршп111Г1Пал1.1т.'1я схема нс?а-пнепмого тнрис ирного возбуждения гене-раюрои.
нераторов мощностью 165 МВт и выше, выпускаемых заводом «Электросила».
11рпвц1!пиалы1ая схема системы независимого тиристорного возбуждения (Т11) с ЛРВ сильного действия представлена па рис. 2-16. 11а одном валу с генератором С Г располагается синхронный вспомогательный генератор ВГ, который имеет на статоре трехфазпую обмотку с от-
пайками.В схеме, показанной на рис. 2 16, имеются две группы тиристоров: рабочая 7\ и форсировочная Тй. На
стороне переменного тока они включены па разное напряжение, на стороне постоянного тока — параллельно. Возбуждение генератора в нормальном режиме обеспечивает рабочая группа тиристоров Г|, которые открываются подачей на управляющий электрод соот
ветствующего потенциала.
Форсировочная группа при этом почти закрыта. В режиме форсировки возбуждения тиристоры Т2, питающиеся от полного напряжения вспомогательного генератора, открываются полностью и дают весь ток форсировки. Рабочая группа при этом запирается более высоким напряжением форспровочпоп группы.
Рассмотренная система имеет наибольшее быстродействие по сравнению с другими системами и позволяет получить /г(1, >2. Системы независимого тиристорного возбуждения нашли широкое применение. Ранее, до освоения отечественной промышленностью производства тирпсгоров достаточной мощности, по аналогичным схемам выполнялись схемы ионного независимого возбуждения (1111), где применялись ртутные вентили с сеточным управлением.
§ 2-1]
Синхронные генераторы
6?
Вес генераторы с рассмотренными выше возбудителями имеют специальную конструкцию для подвода тока к обмотке ротора. Она представляет собой контактные кольца на валу ротора, к которым ток подводится с помощью щеток. Такая контактная система недостаточно надежна. Этот недостаток особенно проявляется прй токах возбуждения 3000 А и более (генераторы мощностью 300 МВт ii больше).
Перспективной, особенно для турбогенераторов большой мощности, является система бесщеточного возбуждения, не обладающая указанными недостатками. В этой системе возбуждения, сущность которой поясняет рис. 2-17, пет подвижных контактных соединений.
Источником энергии для питания обмотки ротора ОВГ является вспомогательный синхронный генератор ВГ. Этот генератор выпол
нен по типу обратимых машин, т. с. обмотка переменного тока расположена па вращающейся части, а обмотка возбуждения неподвижна. Возбуждение генератора ВГ осуществляется от возбудителя В.
Ток от вращающейся обмотки переменного тока вспомогательного генератора подводится через проводники, закрепленные на
Рис. 2-17. Принципиальная схема бесщеточного возбуждения генератора.
валу, к вращающемуся по-
лупроводниковому (обычно кремниевому) выпрямителю. Выпрямленный ток подводится непосредственно к обмотке возбуждения
основного генератора.
Регулирование тока возбуждения в обмотке ротора ОВГ производится изменением тока в обмотке возбуждения вспомогательного генератора ОВВГ.
Вращающийся полупроводниковый преобразователь ВП снаружи закрывается звукопоглощающим кожухом.
Система бесщеточного возбуждения интенсивно совершенствуется и является перспективной для генераторов всех типов, особенно для турбогенераторов большой мощности (300—1200 МВт).
С и с т е м ы с а м о в о з б у ж д е и и я в общем менее надежны, чем системы независимого возбуждения, поскольку в них работа возбудителя зависит от режима сети переменного тока. Короткие замыкания в сети, сопровождающиеся понижением напряжения, нарушают нормальную работу системы возбуждения, которая именно в этих случаях должна обеспечить форсировку тока в обмотке ротора генератора.
68
Основное оборудование электрическиt станций и подстанций [Гл. 2
Принципиальная схема возбуждения синхронного генератора с элекгромашинным возбудительным агрегатом показана па рис. 2-18. Возбудительный агрегат состоит из асинхронного двигателя АД, питающегося от шин собственных нужд электростанции и генера-
тора постоянного тока В. Для повышения надежности работы возбудительного агрегата при форсировке возбуждения асинхронный двигатель, вращающий возбудитель В, выбирается с необходимой перегрузочной способностью.
Такие возбудительные агрегаты получили широкое распространение на электростанциях в качестве резервных источников возбуждения.
Один из возможных ва-
Рпс. 2 18. Принципиальная схема зависимого элекгромашиниого возбуждения.
риантов схем самовозбуждения с полупроводниковыми преобразователями представлен на рис. 2-19.
Основными элементами схемы являются: две группы полупроводниковых преобразователей — неуправляемые вентили ВН и управляемые ВУ, трансформатор силового компаундирования ТСК п выпрямительный трансформатор
Рис. 2-19. Принципиальная схема полупроводникового самовозбуждения.
ВТ.
Неуправляемые вентили ВН получают питание от трансформаторов ТС1\, вторичный ток которых пропорционален току статора генератора, управляемые вентили ВУ получают питание от трансформатора ВТ, вторичное напряжение которого пропорционально напря-
женшо генератора.
Вентили ВII, ток которых пропорционален току статора генератора, обеспечивают возбуждение машины при нагрузке и форсировку возбуждения при коротких замыканиях. ЛЬщпость вентилей ВУ рассчитывают таким образом, чтобы она была достаточна для возбуждения генераторов на холостом ходу и для регулирования возбуждения в нормальном режиме. В номинальном режиме неуправляемые вентили обеспечивают 70—80% тока возбуждения генератора. При надлежащем выборе параметров система полупроводникового самовозбуждения по своим свойствам приближается к системе
§ 2-1]
Синхронные генераторы
69
независимого тиристорного (ионного) возбуждения и поэтому применяется на мощных синхронных машинах. Ранее промышленность широко выпускала системы ионного самовозбуждения с ртутными вентилями.
г) Автоматическое гашение поля генераторов
Гашением поля называется процесс, заключающийся в быстром уменьшении магнитного потока возбуждения генератора до величины, близкой к нулю. При этом соответственно уменьшается э. д. с. генератора.
Гашение магнитного поля приобретает особое значение при аварийных режимах, вызванных повреждениями внутри самого генератора или на его выводах.
Короткие замыкания внутри генератора обычно происходят через электрическую дугу — именно это обстоятельство обусловливает значительное повреждение обмоток статора и активной стали. Это тем более вероятно, что ток /к при внутреннем повреждении может быть больше тока при коротком замыкании на выводах генератора. В таком случае быстрое гашение поля генератора необходимо, чтобы ограничить размеры аварии и предотвратить выгорание обмотки и стали статора.
Таким образом, при внутренних коротких замыканиях в генераторах необходимо не только отключить их от внешней сети, но п быстро погасить магнитное поле возбуждения, что приведет к уменьшению э. д. с. генератора и погасанию дуги.
Для гашения поля необходимо отключить обмотку ротора генератора от возбудителя. Однако при этом вследствие большой индуктивности обмотки ротора на ее зажимах могут возникнуть большие перенапряжения, способные вызвать пробой изоляции. Поэтому гашение поля нужно выполнять таким образом, чтобы одновременно с отключением возбудителя происходило быстрое поглощение энергии магнитного поля обмотки ротора генератора, так чтобы перенапряжения на ее зажимах не превышали допустимого значения.
В настоящее время в зависимости от мощности генератора и особенностей его системы возбуждения используются три способа гашения магнитного поля: замыкание обмотки ротора на гасительное (активное) сопротивление; включение в цепь обмотки ротора дуго-гаептелыюй решетки быстродействующего автомата; противовключение возбудителя.
В первых двух способах предусматривается осуществление необходимых переключений в цепях возбуждения с помощью специальных коммутационных аппаратов, которые называют автоматами гашения поля (АГП).
70
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
При замыкании обмотки ротора генератора на специальное сопротивление процесс гашения магнитного поля сильно затягивается, поэтому в настоящее время наибольшее распространение получил более действенный способ гашения магнитного поля генератора при помощи АГП с дугогасительной решеткой (рис. 2-20).
При коротком замыкании в генераторе реле защиты РЗ срабатывает и своими контактами отключает генератор от внешней сети, воздействуя на электромагнит отключения ЭО выключателя, а
также подает импульс па отключение АГП.
Автомат имеет рабочие контакты 2 и дугогаептельные /, которые при нормальной работе генератора замкнуты. Контакты 3 АГП вводят при отключении автомата добавочное сопротивление /?д в цепь возбуждения возбудителя, снижая ток возбуждения последнего. АГП снабжен решеткой из медных пластин 4 при расстоянии между ними 1,5—3 мм.
При отключении автомата сначала размыкаются рабочие контакты, а затем дугога-ентельные, причем дуга, воз-
Рис. 2-20. Схема а.тскгричсских цепей при гашении поля гонора гора автоматом с дуюгасящеп решеткой.
никающая на них, затягивается с помощью магнитного дутья вду-гогаситсльпую решетку и разбивается па ряд последовательных коротких дуг.
Короткая дуга является нелинейным активным сопротивлением, падение напряжения на котором сохраняется практически постоянным, равным 25—30 В, несмотря на изменение тока в дуге в широких пределах.
Общее падение напряжения на дуге равно:
Пл^иП|(, (2-4)
где UK — напряжение па короткой! дуге; п — число последовательных дуговых промежутков в решетке.
Таким образом, в момент вхождения дуги в решетку автомата напряжение на пей сразу возрастает до Й7Л и практически остается неизменным до погасания дуги.
Число пластин в решетке выбирается таким, чтобы U Л превосходило Uf „nr — потолочное напряжение возбудителя. При этом дуга существует, пока имеется запас энергии магнитного поля обмотки возбуждения генератора.
§ 2-1]
Синхронные генераторы
71
Если пренебречь падением напряжения в активном сопротивлении обмотки ротора, что допустимо для крупных синхронных генераторов, то уравнение переходного процесса примет следующий вид:
+ = <2-5>
Электродвижущая сила самоиндукции обмотки возбуждения
при изменении тока (, равна Ldif/dl. Она определит разность потенциалов на обмотке ротора. Чем выше скорость изменения тока
dij/dt, тем больше э. д. с. самоиндукции. По условию электрической прочности изоляции обмотки ротора . и
эта э. д. с. не должна превышать (/,„. " f
Так как в процессе гашения t/д имеет практически постоянное значение, то уравнение (2-5) при условии максимальной скорости гашения поля во все время переходного процесса будет иметь вид:
U,n-\-Ut = Uf. (2-6)
Рпс. 2-21. Процесс изменения тока н напряжения в обмотке ротора при гашении магнитного поля.
При этом следует иметь в виду, что в течение периода гашения поля Uf практически не изменяется.
Следовательно, в процессе гаше-
ния поля генератора разрядом па ду-
гогасительпую решетку напряжение па обмотке ротора будет иметь постоянное значение, в пределе равное Um. Ток в обмотке ротора if будет изменяться с постоянной скоростью, так как
17 гп .
-^- = const.
дГ
(2-7)
Время гашения поля с использованием описанной выше схемы составляет 0,5—1 с. Процесс изменения тока в обмотке ротора и напряжения па ее зажимах представлен на рис. 2-21. В данном случае условия гашения поля близки к оптимальным.
При гашении поля, создаваемого небольшим током, дуга в промежутках между пластинами горит неустойчиво, особенно при подходе тока к нулевому значению. Из-за погасания дуги в одном из промежутков обрывается вся цепь тока, что сопровождается перенапряжениями в цепи возбуждения.
Для того чтобы подход тока к нулевому значению был плавным, решетка шунтируется специальным набором сопротивлений 5 (рис. 2-20). При такой схеме дуга гаснет не вся сразу, а по секциям, что способствует уменьшению перенапряжений.
72
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
В настоящее время отечественные заводы изготовляют АГП данной конструкции на номинальные токи 300—6000 А.
В табл. 2-4 приведены основные параметры АГП для крупных синхронных машин (см. также гл. 4).
Технические данные АГП
Таблица 2-4
Параметры ЛГП-12 АГП-30 ЛГП-00
Номинальное напряжение, В 500 500 500
Номинальный ток, А 1200 3000 6000
Габариты, мм:
высота 730 910 1063
ширина 420 030 820
глубина 254 313 405
Масса, кг 50 150 280
Гашение поля противовключением возбудителя применяется * обычно для генераторов с тиристорным возбуждением. При этом вентили переводятся в инверторный режим. Напряжение на них ; меняет свой знак, что вызывает быстрый спад тока в обмотке ротора до нуля. j
I
д) Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) !•
генераторов Р
Согласно Правилам технической эксплуатации все генераторы независимо от их мощности и напряжения должны иметь устройство
Рис. 2-22. Схема релейной форсировки возбуждения генератора.
релейной форсировки возбуждения, а генераторы мощностью 3 МВт и выше должны быть также оснащены автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ).
Простейшим автоматическим устройством, предназначенным для быстрого увеличения возбуждения генератора в аварийном режиме, является релейная форсировка возбуждения (реле U < и контактор КФ па рис. 2-22). Принцип действия форсиров
ки состоит в том, что при значительном снижении напряжения па зажимах генератора (обычно ниже 85% номинального) реле мини-
§ 2-1]
Синхронные генераторы
73
глапьного напряжения U <_ замыкает свои контакты и приводит в действие контактор форсировки КФ, который, срабатывая, закорачивает сопротивление шунтового реостата в цепи'возбудителя LUP. В результате ток возбуждения возбудителя быстро возрастает до максимального значения и возбуждение генератора достигает предельного значения.
Широко распространенными АРВ являются устройства компаундирования в сочетании с корректором напряжения (рис. 2-23).
Рис. 2-23. Схема ЛРВ генератора.
Термин «компаундирование» обозначает автоматическое регулирование тока возбуждения машины в зависимости от тока статора. В нормальном режиме в случае увеличения тока статора (при активно-индуктивной нагрузке) напряжение генератора уменьшается, но устройство компаундирования автоматически увеличивает ток возбуждения возбудителя, а следовательно, п ток ротора генератора, благодаря чему напряжение на зажимах статора генератора восстанавливается.
Устройство компаундирования успешно работает и в аварийных режимах работы генератора, когда напряжение генератора снижается, а ток в обмотке статора значительно возрастает.
В схему компаундирования входят трансформаторы тока ТТ, вторичная обмотка которых включена на промежуточный трансформатор УТП, а также выпрямитель В1, который выпрямляет ток
74
Основное, оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
компаундирования перед подачей его в обмотку возбуждения возбудителя ОВВ. Ток компаундирования /к без учета коррекции пропорционален
Компаундирование в чистом виде не может обеспечить достаточно точное поддержание напряжения генератора. Поэтому одновременно с регулированием возбуждения по току статора генератора применяется еще регулирование по напряжению статора. Для введения регулирующего импульса ио напряжению трансформатор УТИ (универсальный трансформатор с подмагничиванием) оснащается еще двумя обмотками 2 и 4 (рис. 2-23, а).
Ток в обмотке 2 пропорционален U,. Фаза тока /„ подобрана так, что ток /,, совпадает по фазе с реактивной слагающей тока генератора. Поэтому при чисто активной нагрузке м. д. с. обмоток 1 и 2 взаимно сдвинуты па 90’, а при чисто реактивной нагрузке генератора они совпадают по фазе. Вследствие этого ток компаундирования при неизменных величинах /г п Ur получается тем больше, чем ниже cos <р пли выше реактивная нагрузка генератора, — это так называемое фазовое компаундирование, которое обеспечивает более точное поддержание напряжения, так как ток компаундирования зависит не только от абсолютного значения тока генератора, но и от cos ср.
Через обмотку подмагничивания 4 УТП производится окончательная коррекция тока компаундирования относительно заданного значения Uт при помощи корректора напряжения.
В общем случае в состав корректора напряжения входят два измерительных элемента /// и 112, включаемых в цепь трансформатора напряжения TH через установочный автотрансформатор У АТ.
Принцип действия измерительного органа корректора поясняется рис. 2-23, б. Выпрямленный ток !г на выходе измерительного элемента Ill прямо пропорционален входному напряжению. Поэтому этот элемент называется линейным.
Выпрямленный ток /2 на выходе элемента 142, который называется нелинейным, имеет нелинейную зависимость от входного напряжения (рис. 2-23, б). Оба тока 1} и I., поступают в усилитель У, который реагирует на их разность и усиливает ее. Ток выхода корректора поступает в данном случае в обмотку 4 подмагничивания УТП.
Из рис. 2-23, б видно, что при снижении напряжения на входе измерительных элементов менее £7, под действием разности токов (/j — /„) ток выхода корректора увеличивается. Корректор поддерживает то напряжение генератора, которое соответствует напряжению на входе измерительных элементов. С помощью автотрансформатора У А Т можно изменять настройку корректора.
Рассмотренная схема АРВ относится к группе регуляторов пропорционального действия, реагирующих на отклонение тока статора и напряжения статора генератора.
§ 2-1]
Синхронны/ гс1пр'ыоры
75
Разработаны и находятся в 3ia.ii'ivai<‘iinii регуляторы сильного действия, реагирующие на скоросн-. изменения параметров регулирования пли даже па их ускорение N'ciponcrno APB сильного действия в сочетании с быстродействующими системами возбуждения, имеющими высокие скорости тменеиия напряжения возбуждения п большие значения потолочного напряжения во'буди-теля, обеспечивает значительное повышение устойчивой и параллельной работы генератора. При этом рщулятор бу;нч по настоя щему эффективен, если изменение возбуждения будет нротводшься
не только с учетом изменения напряжения генератора, но и частоты в энергосистеме.
Структурная схема АРВ сильного действия приведена на рис. 2-24. Автоматическое регулирование возбуждения состоит из двух основных звеньев: измерительного звена п усилителя-сумматора.
В измерительное звено входят: блок измерения напряжения (БИН) и блок измерения частоты (БИЧ). Блок БИН содержит пред-включеииый элемент БКТ,
Рис. 2-24. Структурная схема АРВ сильного действия.
в котором происходит автоматическая коррекция измеряемого напряжения в
зависимости от реактивной
составляющей тока генератора. После БКТ сигнал поступает на измерительные элементы KU (отклонение напряжения) и О' (произ
водная напряжения), выход которых пропорционален указанным величинам. Блок БИЧ имеет измерительные элементы, выход которых пропорционален А/ и
Усилитель-сумматор представляет собой двухкаскадный маг-
нитный усилитель, выходной сигнал которого направляется па управление рабочей и форсировочной группами тиристоров быстродействующей системы возбуждения (исполнительный элемент).
Для улучшения характеристик АРВ (повышения быстродействия и др.) в схему регулятора обычно вводят обратные связи ОС.
е) Включение генераторов на параллельную работу
Синхронные генераторы могут включаться на параллельную работу способом точной с и п х р о п и з а ц и и и способом
7G
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
самосинхронизации. В обоих случаях в первичный двигатель остановленного агрегата пускается пар или вода н агрегат разворачивается до частоты вращения, близкой к синхронной.
При точной синхронизации, когда генератор включается возбужденным, необходимо, чтобы в момент его включения в сеть были выполнены следующие условия:
равенство действующих значений напряжений подключаемого генератора и сети;
равенство частот напряжений генератора и сети;
совпадение фаз одноименных напряжений генератора и сети.
Несоблюдение хотя бы одного из указанных условий при точной синхронизации приводит к большим толчкам тока, опасным не только для подключаемого генератора, но и для устойчивой работы энергосистемы.
Рис. 2-25. Включение генератора в сеть методом точной синхронизации, и — векторная диаграмма при 1/ф( г У: l/ф с; б — то же при ф у-. 0.
Конечно, абсолютно точное выполнение всех перечисленных требований невозможно, и поэтому в реальных условиях допускаются отклонения контролируемых величин, пределы которых указаны ниже.
Особенности подключения генератора Г на параллельную работу к энергосистеме С можно рассмотреть на примере схемы, показанной на рис. 2-25.
При нарушении сформулированных выше условий точной синхронизации возможны три случая:
а) векторы фазных напряжений генератора Пф,и энергосистемы Пф. с не равны по значению, но совпадают по фазе-и изменяются во времени с одинаковой частотой:
I ^ф, г I 7^ | ^ф, с |> /с> Ф = (^ф, г> ^ф, с) = Qi
б) векторы фазных напряжений разошлись по фазе на некоторый угол ф, т. е.
ф^О, по /г = /с; |ПФ.Г| = |ПФ,С|;
§ 2-1]
Синхронные генераторы
77
в) генераторы вращаются с разными угловыми скоростями:
В двух первых случаях в момент включения генератора появляется разность напряжений А(/ф, которая обусловит протекание уравнительного тока. Уравнительный ток возникнет и в третьем случае сразу же в момент включения (если i|> 7^ 0) или спустя время, когда векторы напряжения разойдутся на некоторый угол:
, -А. с Л _ а'>ф
; У xd + xc *5 + Л'е
где £ф и x<i — значения э. д. с. и сопротивления генератора в момент f включения; хс—сопротивление энергосистемы, которое обычно , невелико и может не учитываться в расчете.
Ток /у имеет индуктивный характер по отношению к At/ф, так как активные сопротивления генератора и энергосистемы незначительны.
В первом из рассматриваемых случаев уравнительный ток сохра-няет реактивный характер по отношению к (/ф.(рис. 2-25, а), 7 вследствие чего он не вызывает механических перегрузок на валу генератора. Разность напряжений при включении генератора в сеть допускают равной 5—10% номинального напряжения, вследствие чего опасных перегрузок генератора по току не возникает.
f Во втором случае (рис. 2-25, б) уравнительный ток по отношению
( к (7,|. г имеет значительную активную составляющую. Вектор
; б7ф1 г опережает вектор б/ф, с, поэтому активная составляющая
уравнительного тока /„, г создает вращающий момент, направленный на торможение ротора генератора. Если бы вектор напряжения 47ф,г отставал от вектора с, то активная составляющая уравнительного тока создавала бы момент, ускоряющий ротор. Включение генератора в этом случае сопровождается значительными толчками нагрузки на его вал, что может повлечь за собой серьезные механические повреждения агрегата. Во избежание этого угол расхождения векторов напряжений синхронизируемых источников в момент включения не должен превышать 10—20 эл. град.
В третьем случае, когда угол Т непрерывно изменяется, изменяется и разность напряжений А{/ф, которую называют напряжением биения. Напряжение биения изменяется от нуля до 2(/ф, и с частотой, равной полусумме частот напряжений синхронизируемых источников. Огибающая, проведенная через амплитуды напряжения биения, имеет частоту, равную полуразности частот генератора и системы (рис. 2-26).
Таким образом, при неравенстве частот всегда существует опасность включения в неблагоприятный момент при значительной величине А£/ф. Кроме того, при большой разности частот машина
78
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
может не втянуться в синхронизм. Это заставляет ограничивать допустимую разность частот при включении до значения 0,1%.
Наибольший уравнительный ток возникает при угле г)’, равном 180 эл. град. Если предположить, что генератор включается на параллельную работу с мощной энергосистемой (хс 0), то
2(А
/у = -# = 2/к3’. (2-8)
При этом уравнительный ток в 2 раза больше тока трехфазного к. з. на выводах генератора. Такой ток опасен как в отношении нагрева обмоток, так и вследствие электродинамических усилий между проводниками, особенно в лобовых частях обмотки статора.
Итак, включение возбужденного генератора на параллельную работу с другими генераторами при несоблюдении условий точной синхронизации может повлечь за собой тяжелые повреждения машины.
Приближение частоты вращения генератора к синхронной и плавное регулирование ее осуществляются воздействием на регуляторы частоты вращения первичных двигателей (паровых или
__ Щ,
&U<p,m
Рис. 2-26. Кривая напряжения биения.
гидротурбин). Изменение напряжения подключаемого генератора осуществляется путем воздействия па уменьшение или увеличение тока в обмотке возбуждения.
Визуальный контроль за выполнением условий точной синхронизации производится
с помощью двух вольтметров (контроль равенства напряжений генератора и сети), двух частотомеров, один из которых показывает частоту сети, другой —
частоту подключаемого генератора, а также с помощью специального прибора —синхроноскопа, который дает возможность контролировать совпадение векторов напряжений одноименных фаз. Эти приборы входят в состав так называемых щитков или колонок синхронизации (рис. 2-27) и имеются па всех электростан-
циях.
При точной синхронизации момент подачи импульса на включе-
ние определяется по стрелке синхроноскопа, которая вращается с угловой скоростью скольжения (разности частот). Воздействуя па регуляторы скорости первичного двигателя, добиваются уравнивания частот, так чтобы стрелка синхроноскопа делала не более одного оборота за 20 с. На шкале синхроноскопа нанесена черта, соответствующая совпадению напряжений по фазе. Импульсы на включение выключателя генератора следует подавать в момент,
§ 2-1]
Синхронные генераторы
79
TH
Рис. 2-27. Схема включения измерительных приборов колонки синхронизации.
b
когда стрелка синхроноскопа немного не дошла до черты, так как необходимо учесть собственное время включения выключателя.
Точная синхронизация может быть ручной и автоматической.
При ручной точной синхронизации все операции производятся оперативным персоналом вручную. Для исключения неправильных действий персонала в схему синхронизации вводится специальная блокировка, которая автоматически препятствует прохождению импульса иа включение выключателя, если он был подан в неблагоприятный момент.
Автоматическая синхронизация выполняется с помощью специальных устройств — автоматических синхронизаторов, которые имеют весьма сложную схему, позволяющую производить регулировку напряжения и частоты синхронизируемого генератора и осуществлять его включение в сеть без участия обслуживающего персонала.
Недостатками способа точной синхронизации являются сложность и длительность процесса, особенно в условиях аварийного режима работы энергосистемы, сопро-
вождающегося колебаниями частоты и напряжения, необходимость высокой квалификации обслуживающего персонала, возможность тяжелых аварий при нарушении условий синхронизации.
При самосинхронизации генератор включается в сеть без возбуждения при частоте вращения, примерно равной синхронной (скольжение ±2—3%). Сразу после включения выключателя подается возбуждение, и генератор за 1—2 с втягивается в синхронизм.
В момент включения в сеть невозбужденного генератора последний потребляет из сети значительный реактивный ток. Вращающееся магнитное поле, которое создается этим током, протекающим по обмотке статора, наводит э. д. с. в обмотке ротора генератора.
Во избежание повреждения изоляции из-за перенапряжений обмотка ротора генератора до включения выключателя должна быть замкнута на специальное сопротивление самосинхронизации или на гасительное сопротивление устройства АГП, это сопротивление отключается после включения АГП.
80
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
Включение генератора в сеть методом самосинхронизации сопровождается переходными процессами, аналогичными процессам при к. з. на выводах генератора (см. гл. 3).
При включении на параллельную работу с энергосистемой блоков генератор — трансформатор ток, возникающий в статоре, будет значительно меньше, так как скажется ограничивающее действие сопротивления трансформатора. Нужно отметить также, что ток статора в момент включения при самосинхронизации имеет индуктивный характер и, следовательно, не создает дополнительных механических нагрузок на валу генератора.
Правила устройства электроустановок допускают включение генераторов методом самосинхронизации при условии, что бросок тока не превысит 3,5-кратпого номинального тока, т. е.
О
V 3 (« + хс)
(2-9)
где /' — начальный переходный ток, кЛ; U — междуфазпое напряжение установки, кВ; х'ц — переходное сопротивление генератора; Ом; ,гс — сопротивление энергосистемы до зажимов генератора, Ом, /|10м — номинальный ток генератора, кА.
Включение генератора методом самосинхронизации осуществляется в следующем порядке:
генератор разворачивается до частоты вращения, отличающейся от синхронной не более чем на 2—3%, допустимое расхождение частот контролируется обычно автоматическим устройством на базе реле ИРЧ;
шунтовой ресстат и устройство изменения установки АРВ должны быть установлены в положения, соответствующие возбуждению, которое обеспечивает на холостом ходу, при этом АГП — в отключенном положении;
включается выключатель генератора и немедленно после его включения автоматически подается команда на включение АГП.
После включения в есть генератор кратковременно работает как асинхронный. Асинхронный момент скольжения подтягивает ротор генератора к синхронной частоте вращения. После подачи возбуждения появляется синхронный момент, который постепенно нарастает по мере увеличения тока в обмотке ротора. В результате вал генератора не испытывает резких механических толчков.
Основные достоинства способа самосинхронизации определяются простотой технологии включения генератора в сеть, так как отпадает необходимость в точной подгонке частот и значений напряжений включаемого генератора и системы. Заметно упрощается и убыстряется синхронизация, исключается возможность тяжелых повреждений машины при ошибочных включениях, упрощается автоматизация процесса, а также включение при колебаниях частоты и напряжения в энергосистеме.
§ 2-2] Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 81
Способ самосинхронизации в нормальных условиях работы может применяться для включения турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток, работающих по схеме блока генератор — трансформатор, а также всех гидрогенераторов.
Включение турбогенераторов, имеющих косвенное охлаждение обмоток и работающих па шины генераторного напряжения, а также генераторов с непосредственным охлаждением обмоток производится, как правило, способом точной синхронизации.
При ликвидации аварии включение на параллельную работу всех генераторов может производиться методом самосинхронизации.
2-2. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ *
а) типы трансформаторов и их параметры
Силовые трансформаторы, установленные на электростанциях и подстанциях, предназначены для преобразования электроэнергии с одного напряжения па другое. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12—15% ниже, а расход активных материалов и стоимость на 20— 25% меньше, чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.
Прогресс в трансформаторостроении позволил изготовить трехфазные трансформаторы на напряжение 220 и 500 кВ мощностью до 630 МВ -А, на 330 кВ — 1000 МВ -А и автотрансформаторы 500/110 кВ мощностью в единице 250 МВ - А. Предельная единичная мощность трансформаторов ограничивается условиями транспортировки, массой и размерами.
Однофазные трансформаторы применяются, если невозможно изготовление трехфазпых трансформаторов необходимой мощности или затруднена их транспортировка. Наибольшая мощность группы однофазных трансформаторов напряжением 500 кВ — 1600 МВ - А; напряжением 750 кВ — 1250 МВ - А.
По количеству обмоток различного напряжения на каждую фазу трансформаторы разделяются на д в у х о б м о т о ч н ы е и т р е х о б м о т о ч и ы е (рис. 2-28, а, б). Кроме того, обмотки одного и того же напряжения, обычно низшего, могут состоять из двух ц более параллельных ветвей, изолированных друг от друга, и от заземленных частей. Такие трансформаторы называются трансформаторами с расщепленными обмотками (рис. 2-28, в). Обмотки высшего, среднего и низшего напряжения принято сокращенно обозначать соответственно ВН, СН, НН.
Трансформаторы с расщепленными обмотками НН обеспечивают возможность присоединения нескольких генераторов к одному пс-
* Под термином «трансформатор'» в дальнейшем подразумевается также и «автотрансформатор» (если нет особых оговорок).
82 Оснпнное оборудование электрических стаици11 и подстанций [Гл. 2
витающему трансформатору. Такие укрупненные блоки позволяют упростить схему РУ 330—500 кВ (подробнее изложено в §5-6). Широкое распространение трансформаторы с расщепленной обмоткой НН получили в схемах питания собственных нужд крупных ТЭС с блоками 200—1200 МВт, а также на понижающих подстанциях с целью ограничения токов к. з.
К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение к. з.; ток х. х.; потери х. х. и к. з.
Рис. 2-28. Принципиальные схемы трансформаторов.
а — двухобмоточного; б — трехобмоточного; в — с расщепленными обмотками низкого напряжения.
Поминальной мощностью трансформатора называется указанное в заводском паспорте значение полной мощности, на которую непрерывно может быть нагружен трансформатор в номинальных условиях места установки и охлаждающей среды при номинальных частоте и напряжении.
Для трансформаторов общего назначения, установленных на открытом воздухе и имеющих естественное масляное охлаждение без обдува и с обдувом, за номинальные условия охлаждения принимают естественно меняющуюся температуру наружного воздуха (среднесуточная не более 30сС, среднегодовая не более 20°С), а для трансформаторов с масляно-водяным охлаждением температура воды у входа в охладитель принимается не более 25°С (ГОСТ 11677-75). Поминальная мощность для двухобмоточного трансформатора — это мощность каждой из его обмоток. Трехобмоточные трансформаторы могут быть выполнены с обмотками как
§ 2-2] Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 83
одинаковой, так и разной мощности. В последнем случае за поминальную принимается наибольшая из поминальных мощностей отдельных обмоток трансформатора.
За номинальную мощность автотрансформатора принимается номинальная мощность каждой из сторон, имеющих между собой автотрансформаторную связь («проходная мощность»).
Кроме установки на открытом воздухе трансформаторы устанавливают в закрытых неотапливаемых помещениях с естественной вентиляцией. В этом случае трансформаторы также могут быть непрерывно нагружены на номинальную мощность, но при этом срок службы трансформатора несколько снижается из-за худших условий охлаждения.
Номинальные напряжения обмоток — это напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора. Для трехфазного трансформатора — это его линейное (междуфазное) напряжение. Для однофазного трансформатора, предназначенного для включения в трехфазную группу, соединенную в звезду, это U/УЗ. При работе трансформатора под нагрузкой и подведении к зажимам его первичной обмотки поминального напряжения напряжение па вторичной обмотке меньше номинального на величину потери напряжения в трансформаторе. Коэффициент трансформации трансформатора п, который является отношением номинальных напряжений обмоток высшего и низшего напряжений,
^ном, BH
П = Т.-----
^Люм. НН
В трехобмоточных трансформаторах определяется коэффициент трансформации каждой пары обмоток: ВН и НН; ВН и CH; СН и НН.
Номинальными токами трансформатора называются указанные в заводском паспорте значения токов в обмотках, при которых допускается длительная нормальная работа трансформатора.
Номинальный ток любой обмотки трансформатора определяют по ее номинальной мощности и номинальному напряжению.
Напряжение короткого замыкания UK — это напряжение, при подведении которого к одной из обмоток трансформатора при замкнутой накоротко другой обмотке в ней проходит ток, равный номинальному.
Напряжение к. з. определяет падение напряжения в трансформаторе, оно характеризует полное сопротивление обмоток трансформатора.
В трехобмоточном трансформаторе напряжение к. з. определяется для любой пары его обмоток при разомкнутой третьей обмотке. Таким образом, трехобмоточный трансформатор имеет три значения пк.
84 Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл 2
Для всех трансформаторов напряжение к. з., % номинального, "к
где — активная составляющая напряжения к. з., зависящая от активного сопротивления трансформатора; — реактивная составляющая напряжения к. з., зависящая от реактивного (индуктивного) сопротивления трансформатора.
Поскольку индуктивное сопротивление обмоток значительно выше активного (у небольших трансформаторов в 2—3 раза, а у крупных в 15—20 раз), то ик в основном зависит от реактивного сопротивления, т. е. взаимного расположения обмогок, ширины канала между ними, высоты обмоток. Величина ик регламентируется ГОСТ в зависимости от напряжения и мощности трансформаторов. Чем больше высшее напряжение и мощность трансформатора, тем больше напряжение короткого замыкания. Так, трансформатор 630 кВ -А с высшим напряжением 10 кВ имеет ик — 5,5%, с высшим напряжением 35 кВ мк = 6,5',’6; трансформатор мощностью 80 000 кВ-А с высшим напряжением 35 кВ имеет ик — 9?6, а с высшим напряжением ПО кВ ии — 10,5%.
Увеличивая значение м„, можно уменьшить токи к. з. на вторичной стороне трансформатора, но при этом значительно увеличивается потребляемая реактивная мощность и увеличивается стоимость трансформаторов. Если трансформатор 110 кВ, 25 МВ -А выполнить с мк — — 20% вместо 10%, то расчетные затраты на него возрастут на 15,7"о, а потребляемая реактивная мощность возрастет вдвое (с 2,5 до 5.0 А1нар).
Ток холостого хода ix характеризует активные и реактивные потери в стали и зависит от магнитных свойств стали, конструкции и качества сборки магнитопровода и от магнитной индукции. Ток холостого хода выражается в процентах поминального тока трансформатора.
В современных трансформаторах с холоднокатаной сталью токи холостого хода имеют небольшие значения.
Потери холостого хода АРХ и короткого замыкания &РК определяют экономичность работы трансформатора. Потери холостого хода состоят из потерь в стали на перемагничивание и вихревые токи. Для уменьшения их применяется электротехническая сталь с малым содержанием углерода и специальными присадками, холоднокатаная сталь толщиной 0,35 мм марки ЭЗЗОА с жаростойким покрытием. В справочниках и каталогах приводятся значения АРХ для уровней А и Б. Уровень А относится к трансформаторам, изготовленным из электротехнической стали с удельными потерями не более 0,9 Вт/кг, уровень Б — с удельными потерями не более 1,1 Вт/кг (при В — 1,5 Тл, [ — 50 Гц).
Потери короткого замыкания состоят из потерь в обмотках при протекании по ним токов нагрузки и добавочных потерь в обмотках
§ 2-2] Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 85
11 конструкциях трансформатора. Добавочные потери вызваны магнитными полями рассеяния, создающими вихревые токи в крайних витках обмотки и конструкциях трансформатора (стенки бака, ярмовые балки и др.). Для их снижения обмотки выполняются Многожильным транспонированным проводом, а стенки бака экранируются магнитными шунтами.
В современных конструкциях трансформаторов потери значительно снижены. Например, в трансформаторе 250 000 кВ -А, U НО кВ (АРХ -- 200 кВт, АРК — 790 кВт), работающем круглый год (Т„1ПХ — 6300 ч), потери электроэнергии составят 0,43% электроэнергии, пропущенной через трансформатор. Чем меньше мощность трансформатора, тем больше относительные потери в нем.
В сетях энергосистем установлено большое количество трансформаторов малой и средней мощности, поэтому общие потери электроэнергии во всех трансформаторах страны значительны.
б) Схемы и группы соединений обмоток трансформаторов
Обмотки трансформаторов имеют обычно схемы соединения: звезда Y, звезда с выведенной нейтралью Y и треугольник А.
Сдвиг фаз между э. д. с. первичной и вторичной обмоток (Et и Е2) принято выражать условно группой соединений.
В трехфазном трансформаторе применением разных способов соединений обмоток можно образовать двенадцать различных групп соединений, причем при схемах соединения обмоток звезда — звезда мы можем получить любую четную группу 2, 4, 6, 8, 10, 0, а при схеме звезда — треугольник или треугольник — звезда любую нечетную группу 1, 3, 5, 7, 9, 11.
Группы соединений указываются справа от знаков схем соединения обмоток. Трансформаторы по рис. 2-28 имеют схемы и группы соединения обмоток: Y/A-11; y/Y/А-0-11; у/А-Д-11-11-
Соединение в звезду обмотки ВН позволяет выполнить внутреннюю изоляцию из расчета фазной э. д. с., т. е. в ] 3 раз меньше линейной.Обмотки НН преимущественносоединяются в треугольник, что позволяет уменьшить сечение обмотки, рассчитав ее на фазный ток //|/3. Кроме того, при соединении обмотки трансформатора в треугольник создается замкнутый контур для токов высших гармоник, кратных трем, которые при этом не выходят во внешнюю сеть, вследствие чего улучшается симметрия напряжения на нагрузке.
Сверхмощные генераторы конструктивно выполняются с двумя трехфазными обмотками статора, э. д. с. которых сдвинуты па 30°. Для работы в блоке с такими генераторами изготовляются мощные однофазные трансформаторы с двумя обмотками низшего напряжения и двумя обмотками высшего напряжения. В трехфазной группе для компенсации сдвига э. д. с. обмоток статора генератора одна
8G Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
обмотка низшего напряжения соединяется по схеме Д, а другая — по схеме У.
На рис. 2-29 показано соединение обмоток группы однофазных
трансформаторов ОРЦ-533000/500,
Рис. 2-29. Соединение обмоток и векторные диаграммы напряжений однофазных трансформаторов для питания от шести-фазпою генератора.
предназначенных для блока 1200 МВт. Каждая фаза трансформатора выполнена на двухстержневом магнитопроводе. Соединение обмоток, расположенных на первом стержне, образует схему Д/Y -11, а на втором у/х = 0 (или 12).
Соединение обмоток в звезду с выведенной нулевой точкой применяется в том случае, когда нейтраль обмотки должна быть заземлена. Эффективное заземление нейтрали обмоток ВЦ обязательно в трансформаторах 330 кВ и выше и во всех автотрансформаторах (подробнее ниже). Системы НО, 150 и 220 кВ также работают с эффективно-заземленной нейтралью, однако для уменьшения токов однофазного к. з. нейтрали части трансформаторов могут быть разземлевы. Так как изоляция нулевых выводов обычно не рассчитывается на полное напряжение, то в режиме разземления нейтрали необходимо снизить возможные перенапряжения путем присоединения вентильных разрядников к нулевой точ-
ке трансформатора (рис. 2-30). Нейтраль заземляется также на вторичных обмотках трансформаторов, питающих четырехпроводные сети 380/220 и 220/127 В. Нейтрали обмоток при напряжении 10—35 кВ не заземляются или за-
земляются через дугогасящую катушку для компенсации емкостных токов.
Технические данные силовых трансформаторов и автотрансформаторов, их схемы и группы соединений определяются действующими ГОСТ 12-10].
§ 2-2]
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы
87
Рис. 2-30. Способы заземления нейтрален трансформаторов и автотрансформаторов.
а — у трансформаторов 110 — 220 кВ бел РП1Г. б — у трансформаторов 330 — 500 кВ без РПЦ; в — У трансформаторов 110 кВ с встроенным PIJII; г — у автотрансформаторов; д _ у трансформаторов 150 — 220 кВ с PIIH; е — у трансформаторов 330 — 500 кВ с PI1H.
в) Элементы конструкции силовых трансформаторов
Мощный трансформатор высокого напряжения представляет собой сложное устройство, состоящее из большого числа конструктивных элементов, основными из которых являются: магнитная система (магнитопровод), обмотки, изоляция, выводы, бак, охлаждающее устройство, механизм регулирования напряжения, защитные и измерительные устройства, тележка.
В м а г н и т н о й системе проходит основной магнитный поток трансформатора (отсюда название «магнитопровод»). Магнитопровод является конструктивной и механической основой трансформатора. Он выполняется из отдельных листов электротехнической стали, изолированных друг от друга. Качество электротехнической стали влияет на допустимую магнитную индукцию и потери в маг-питопроводе.
В течение многих лет применялась горячекатаная сталь ЭЧ1, ЭЧ2 с толщиной листов 0,5—0,35 мм, допускающая индукцию 1,4—1,45 Тл, с удельными потерями 2,5—3,5 Вт/кг. В настоящее время применяется холоднокатаная текстурованная сталь ЭЗЗО, ЭЗЗОА, т. е. сталь с определенной ориентировкой зерен, допускающая индукцию до 1,7 Тл с удельными потерями 0,9—1,1 Вт/кг. Применение такой стали позволило значительно уменьшить сечение магнитопровода за счет большей допустимой магнитной индукции, уменьшить диаметр витков обмотки, уменьшить массу и габариты
88
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
трансформаторов. Масса трансформатора на единицу мощности в 1930 г. достигала 3,33 т/(МВ-А), а в настоящее время — 0,74 т/(МВ -Л).
Уменьшение удельных потерь в стали, тщательная сборка магнитопровода, применение бесшпилечных конструкций, соединение стержней с ярмом с помощью косой шихтовки позволяют уменьшить потерн холостого хода и ток намагничивания трансформатора. В современных мощных трансформаторах ток намагничивания
как в трансформаторе с горячекатаной сталью ток достигал 3%; потери холостого хода уменьшились примерно вдвое.
Листы трансформаторной стали должны быть тщательно изолированы друг от друга. Первоначально применялась бумажная изоляция — листы оклеивались с одной стороны тонким
составляет 0,5—0,6% /ном, тогда
Рис. 2-31. Обмотки трансформатора. а — концентрическая; 6 — чередующаяся.
слоем специальной бумаги. Бумага создает полную электрическую изоляцию между листами, но легко повреждается при сборке и увеличивает размеры маг-нитопровода. Широко применяется изоляция листов лаком с толщиной слоя 0,01 мм. Лаковая пленка создает достаточно надежную изоляцию между листами, обеспечивает хорошее
охлаждение магннтопровода, обладает высокой нагревостойко-стью и не повреждается при сборке. Последнее время все шире применяется двустороннее жаростойкое покрытие листов стали, наносимое на металлургическом заводе после проката. Толщина покрытия меньше 0,01 мм, что обеспечивает лучшие свойства магнитной системы.
Магнитопровод и его конструктивные детали составляют остов трансформатора. На остове устанавливают обмотки и крепят проводники, соединяющие обмотки с вводами, составляя активную часть.
О б м о т к и трансформаторов могут быть концентрическими и чередующимися. В первом случае обмотки НН и ВН выполняют в виде цилиндров и располагают на стержне концентрически одна относительно другой (рис. 2-31, а). Такое выполнение принято в большинстве силовых трансформаторов. Во втором случае обмотки ВН и НН выполняются в виде невысоких цилиндров с одинаковыми диаметрами и располагаются на стержне одна над другой (рис. 2-31, б). В такой обмотке значительное число паек, она менее
§ 2-2] Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 89
компактна и применяется для специальных электропечных трансформаторов или для сухих трансформаторов, так как обеспечивает лучшее охлаждение обмоток.
Обмотки трансформаторов должны обладать достаточной электрической и механической прочностью. Изоляция обмоток и отводов от нее должна без повреждений выдерживать коммутационные и атмосферные перенапряжения. Обмотки должны выдерживать электродинамические усилия, которые появляются при протекании токов к. з. Необходимо предусмотреть надежную систему охлаждения обмоток, чтобы не возникал недопустимый перегрев изоляции.
Для проводников обмотки используются медь и алюминий. Как известно, медь имеет малое электрическое сопротивление, легко поддается пайке, механически прочна, что и обеспечило широкое применение меди для обмоток трансформаторов. Алюминий дешевле, обладает меньшей плотностью, но большим удельным сопротивлением, требует новой технологии выполнения обмоток. В настоящее время трансформаторы с алюминиевой обмоткой изготовляются па мощность до 6300 кВ >А.
В современных трансформаторах для обмотки применяется транспонированный провод, в котором отдельные проводники в параллельном пучке периодически изменяют свое положение. Это выравнивает сопротивление элементарных проводников, увеличивает механическую прочность, уменьшает толщину изоляции и размеры магнитопровода.
Изоляция трансформатора является ответственной частью, так как надежность работы трансформатора определяется в основном надежностью его изоляции. Подробное описание изоляционной конструкции дается в курсе «Техника высоких напряжений».
В масляных трансформаторах основной изоляцией является масло в сочетании с твердыми диэлектриками: бумагой, электрокартоном, гетинаксом, деревом и др.
Значительный эффект дает применение изоляции из специально обработанной бумаги (стабилизированной), которая менее гигроскопична, имеет более высокую электрическую прочность и допускает большой нагрев. В сухих трансформаторах широко применяются новые виды изолирующих материалов повышенной нагрево-стойкости па основе кремнпйорганических материалов.
Активную часть трансформатора вместе с отводами и переключающими устройствами для регулирования напряжения помещают в б а к. Основные части бака —стенки, дно и крышка. Крышку используют для установки вводов, выхлопной трубы, крепления расширителя, термометров и других деталей. На стенке бака укрепляют охладительные устройства — радиаторы.
В трансформаторах небольшой мощности бак выполняется с верхним разъемом: при ремонтах необходимо снять крышку трансформатора, а затем поднять активную часть из бака.
90
Основное оборудование элекл рических станций и подстанций [Гл. 2
Если масса активной части более 25 т, то она устанавливается па донную часть бака, а затем накрывается колоколообразной верхней частью бака и заливается маслом. Такие трансформаторы с нижним разъемом не нуждаются в тяжелых грузоподъемных устройствах для выемки активной части, так как при ремонтах после слива масла поднимается верхняя часть бака, открывая доступ к обмоткам и магнитопроводу.
Для уменьшения потерь от потоков рассеяния стальные баки экранируются с внутренней стороны пакетами из электротехнической стали или пластинами из немагнитных материалов (медь, алюминий).
Расширитель трансформатора представляет собой цилиндрический сосуд, соединенный с баком трубопроводом и служащий для уменьшения площади соприкосновения масла с воздухом. Бак трансформатора полностью залит маслом, изменение объема масла при нагреве и охлаждении приводит к колебанию уровня масла в расширителе; при этом воздух вытесняется из расширителя или всасывается в пего. Масло очень гигроскопично, и, если расширитель непосредственно связан с атмосферой, то влага из воздуха поступает в масло, резко снижая его изоляционные свойства. Для предотвращения этого расширитель связан с окружающей средой через силикагелевый воздухоосушитель. Силикагель поглощает влагу из всасываемого воздуха. При резких колебаниях нагрузки силикагелевый фильтр полностью не осушает воздух, поэтому постепенно влажность воздуха в расширителе повышается. Для предотвращения этого применяются герметичные баки с газовой подушкой из инертного газа или свободное пространство в расширителе заполняется инертным газом (азотом), поступающим из специальных эластичных емкостей. Возможно применение специальной пленки — мембраны на границе масло — воздух. Осушение воздуха в расширителе осуществляют термовымораживателями.
К баку трансформатора крепится т е р м о с и ф о н н ы й ф и л ь т р, заполненный силикагелем или другим веществом, поглощающим продукты окисления масла. При циркуляции масла через фильтр происходит непрерывная регенерация его.
Для контроля за работой трансформатора предусматриваются контрольно-измерительные и защитные устройства. К контрольным устройствам относятся маслоуказатель и термометры. Маслоука-затель устанавливается на расширителе, термометр — на крышке бака. К защитным устройствам относятся реле понижения уровня масла и газовое реле.
На мощных трансформаторах 330—750 кВ дополнительно применяются устройства контроля изоляции вводов (КИВ) и манометры, контролирующие давление масла в герметичных вводах ВН.
Основные конструктивные узлы трансформаторов показаны на рис. 2-32.
Вид по стрелке Я
Рис. 2-32. Трансформатор трехфазпый масляный с дутьевым охлаждением.
/ - ввод В1Г 2 — ввод НН; 3 - ввод ВН нулевой; 4 - расширитель; 5 - кожух контакторов Л - привод механизма РНИ; 7 - электродвигатель дутья; « - фретка по во-потная- « — каток- 10 — упоры для подъема трансформатора, И — пробка для слива о?стодв масла /2 - край для пробы масла; 13 - шкаф автоматического управления дутьем; 14 — шкаф автоматики механизма РИН; 15 — кран для доливки масла, 16 воздухоосушитсль; 17 — термосифонный фильтр.
92
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
г) Системы охлаждения трансформаторов
При работе трансформатора происходит нагрев обмоток и магнитопровода за счет потерь энергии в них. Предельный нагрев частей трансформатора ограничивается изоляцией, срок службы которой зависит от температуры нагрева. Чем больше мощность трансформатора, тем интенсивнее должна быть система охлаждения.
Ниже приводится краткое описание систем охлаждения трансформаторов.
Естественное воздушное охлаждение трансформаторов осуществляется путем естественной конвекции воздуха и частично лучеиспускания в воздухе. Такие трансформаторы получили название «сухих». Условно принято обозначать естественное воздушное охлаждение при открытом исполнении С; при защищенном исполнении СЗ, при герметизированном исполнении СГ.
Допустимое превышение температуры обмотки сухого трансформатора над температурой охлаждающей среды зависит от класса пагревостойкости изоляции и согласно ГОСТ 11677-75 должно быть не больше: 60сС (класс А); 75°С (класс Е); 80 С (класс В); 100°С (класс С); 125'С (класс Н).
Данная система охлаждения малоэффективна, поэтому применяется для трансформаторов мощностью до 1600 кВ - А при напряжении до 15 кВ.
Естественное масляное охлаждение (М) выполняется для трансформаторов мощностью до 16 000 кВ-А включительно. В таких трансформаторах тепло, выделенное в обмотках и магнптопроводе, передается окружающему маслу, которое, циркулируя по баку и радиаторным трубам, передает его окружающему воздуху. При номинальной нагрузке трансформатора температура масла в верхних, наиболее нагретых слоях не должна превышать -1-95'С (ПТЭ §35.13).
Для лучшей отдачи тепла в окружающую среду бак трансформатора снабжается ребрами, охлаждающими трубами или радиаторами в зависимости от мощности.
М а с л я п о е охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла (Д) применяется для более мощных трансформаторов. В этом случае в навесных охладителях из радиаторных труб помещаются вентиляторы (рис. 2-32). Вентилятор засасывает воздух снизу и обдувает нагретую верхнюю часть труб. Пуск и останов вентиляторов могут осуществляться автоматически в зависимости от нагрузки и температуры нагрева масла. Трансформаторы с таким охлаждением могут работать при полностью отключенном дутье, если нагрузка не превышает 100?6 номинальной, а температура верхних слоев масла не более 4*55°С, а также при минусовых температурах окружающего воздуха и при температуре масла не выше +45°С независимо от нагрузки (ПТЭ
§ 2-2]
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы
93
§35.10). Максимально допустимая температура масла в верхних слоях при работе с номинальной нагрузкой -|-95°С.
Форсированный обдув радиаторных труб улучшает условия охлаждения масла, а следовательно, обмоток и магнитопровода трансформатора, что позволяет изготовлять такие трансформаторы мощностью до 100 000 кВ -А.
Масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители (ДЦ) применяется для трансформаторов мощностью 63 000 кВ -А и более.
Охладители состоят из системы тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентилятором. Электронасосы, встроенные в маслопроводы, создают непрерывную принудительную циркуляцию масла через охладители (рис. 2-33).
! Рис. 2-33. Принципиальная схема охладителя системы ДЦ.
/ — бак трансформатора; 2 — электронасос; 3 — адсорбный фильтр; 4 — охладитель;
5 — вентиляторы обдува.
Благодаря большой скорости циркуляции масла, развитой поверхности охлаждения и интенсивному дутью охладители обладают большой теплоотдачей и компактностью. Переход к такой системе охлаждения позволяет значительно уменьшить габариты трансформаторов.
Охладители могут устанавливаться вместе с трансформатором па одном фундаменте или на отдельных фундаментах рядом с баком трансформатора.
В трансформаторах с системой охлаждения ДЦ максимально допустимая температура масла -ф75сС.
Масляно-водяное охлаждение с принудительно й ц и р к у л я ц и е й масла (Ц) принципиально устроено так же, как система ДЦ, но в отличие от последнего охладители состоят из трубок, по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло.
94
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
Температура масла на входе в маслоохладитель не должна превышать Д-70'С.
Чтобы предотвратить попадание воды в масляную систему трансформатора, давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0,02 МПа (2 Н/см2). Эта система охлаждения эффективна, но имеет более сложное конструктивное выполнение и применяется на мощ-ных трансформаторах (100 МВ -А и более), устанавливаемых на гидростанциях и в закрытых помещениях.
На трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц устройства принудительной циркуляции масла должны автоматически включаться одновременно с включением трансформатора и работать непрерывно независимо от нагрузки трансформаторов. В то же время число включаемых в работу охладителей определяется нагрузкой трансформатора. Такие трансформаторы должны иметь сигнализацию о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды пли об останове вентилятора.
Следует отметить, что в настоящее время ведутся разработки новых конструкций трансформаторов с обмотками, охлаждаемыми до очень низких температур. Металл при низких температурах обладает сверхпроводимостью, что позволяет резко уменьшить сечение обмоток. Трансформаторы с использованием принципа сверхпроводимости (криогенные трансформаторы) будут иметь малый транспортировочный вес при мощностях 1000 МВ -А и выше.
Каждый трансформатор имеет условное буквенное обозначение, которое содержит следующие данные в том порядке, как указано выше:
1) число фаз (для однофазных — О; для трехфазпых — Т);
2) вид охлаждения — в соответствии с пояснениями, приведенными выше;
3) число обмоток, работающих на различные сети (если оно больше двух); для трехобмоточного трансформатора Т; для трансформатора с расщепленными обмотками Р (после числа фаз);
4) выполнение одной из обмоток с устройством РИН обозначают дополнительно буквой И;
5) для обозначения автотрансформатора па первом месте добавляют букву А.
За буквенным обозначением указываются номинальная мощность и класс напряжения. Для трансформаторов с одинаковыми параметрами одной и той же конструкции, изготовляемых на нескольких предприятиях, указывается год начала выпуска трансформаторов данной конструкции.
Например: ТМН-10000/110-67 — трехфазный двухобмоточПый трансформатор с естественным масляным охлаждением, с РПН, номинальной мощностью 10 000 кВ -А, класса 110 кВ, конструкции 1967 г.
§ 2-2]
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы
95
д) Нагрузочная способность трансформаторов
Нагрузочная способность трансформаторов — это совокупность допустимых нагрузок и перегрузок.
Допустимая нагрузка — это не ограниченная во времени длительная нагрузка, при которой износ изоляции обмоток от нагрева не превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.
Перегрузка трансформатора — режим, вызывающий ускоренный износ изоляции. Такой режим возникает, если нагрузка на данный трансформатор окажется больше его номинальной мощности или температура охлаждающей среды больше принятой расчетной 4-2(Г'С.
Перегрузки могут быть аварийными и систематическими.
Аварийная перегрузка разрешается в аварийных случаях, например, при выходе из строя параллельно включенного трансформатора. Допустимая перегрузка определяется предельно допустимыми температурами обмотки + 140°С и масла 4-115°С. Согласно ГОСТ 11677-75 допускается кратковременная аварийная перегрузка сверх номинального тока (независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установки) в следующих пределах:
Масляные трансформаторы:
Перегрузка по току, %.........................
Длительность перегрузки, мпп..................
30 45 60
120 80 45
75 100
20 10
Сухие трансформаторы:
Перегрузка по току, %.........................
Длительность перегрузки, мил..................
20 30 40 50 60
60 45 32 18 5
Длительная аварийная перегрузка для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается на 40% в течение не более 5 сут, продолжительностью не более 6 ч в сутки, если коэффициент начальной нагрузки kx не превышает 0,93:
Л1 = ^, (2-10)
•НОМ
где 7|10м — номинальный ток трансформатора; 7ЭК, н — эквивалентная нагрузка за 10 ч, предшествующая максимуму, определяемая по формуле
,/~«^1+«^2+-+а^я (2-11)
'эк.н 'ном у tl+ti + __ + tn ’ ' '
где с/], с/2, ..., ап—различные ступени средних нагрузок, доли номинальной; /„ .... /„—длительность этих нагрузок, ч.
9G Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
Указанная перегрузка может привести к значительному перегреву обмоток, поэтому необходимо принимать меры для усиления охлаждения трансформатора (орошение бака водой, включение резервных охладителей, вентиляторов дутья и т. д.).
Систематическая перегрузка трансформаторов возможна за счет неравномерной нагрузки в течение суток. На
Рис. 2-34. Построение двухступенчатого графика посуточному графику нагрузки трансформатора.
Рис. 2-35. График нагрузочной способности трансформаторов с системой охлаждения Д мощностью от 6,3 до 32 МВ • А, эквивалентной температурой охлаждающей среды +20°С.
рис. 2-34 изображен суточный график нагрузки, из которого видно, что в ночные, утренние и дневные часы трансформатор недогружен, а во время вечернего максимума (от 18 до 22 ч) перегружен. При недогрузке износ изоляции мал, при перегрузке износ значительно усиливается .Допустимая систематическая перегрузка определяется из условия, что износ изоляции за время максимальной нагрузки и предшествующей недогрузки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номинальной нагрузке, когда температура наиболее нагретой точки обмотки не превышает +98°С.
Коэффициент допустимой систематической перегрузки определяется по выражению
/г2==£м^, (2-12)
'НОМ
где /эк, тах— эквивалентный максимум нагрузки, который определяется по (2-11) за период максимума нагрузки, когда 1 > /110М.
§ 2-2] Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 97
Допустимая систематическая перегрузка зависит от начальной нагрузки klt длительности перегрузки /, системы охлаждения и мощности трансформатора и температуры охлаждающей среды.
Если нагрузка не имеет значительных суточных или сезонных колебаний, то принимают = +20°; если сезонные колебания нагрузки совпадают с периодом максимальных среднесуточных температур, то определяют эквивалентную температуру ,к (методы определения ее приведены в ГОСТ 14209-69).
С учетом всех перечисленных факторов построены графики нагрузочной способности, по которым можно определить допустимые систематические перегрузки. Всего в ГОСТ 14209-69 36 таких графиков. В качестве примера на рис. 2-35 приведен один из графиков. Перегрузка более 50% (А’2 >1,5) должна быть согласована с заводом-изготовителем.
Кроме указанной систематической перегрузки за счет суточного колебания нагрузки допускается перегрузка за счет сезонного колебания; если максимум типового графика нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимние месяцы допускается дополнительная 1%-ная перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15%.
Суммарная нагрузка не должна быть больше 150% номинальной.
При отказе системы принудительного охлаждения трансформатора нагрузка должна быть снижена. Подробно эти рекомендации рассмотрены в ПТЭ.
Пример 2-1. Определить, допустима ли перегрузка трансформатора ТДН-16000, работающего по графику (рис. 2-34), если т'}охл. эк = -|-20°С.
Решение. Определяем эквивалентную нагрузку за 10 ч, предшествующих перегрузке:
эк.п „ом[/ ^+/з + ... + /л
, 1 / 0,8-. 4 + 0,4-. 1 +0,6-. 2 + 0,8» • 2 + I3 • 1 _
~ 11,ом V 4+ 1 +2 + 2+ 1 ~ ’ ном-
Коэффициент начальной нагрузки
kl = = 0J56+o„ o,75G<
'НОМ 'ном
Эквивалентная максимальная нагрузка
/ -/ -|/1^'1 + | + '2-Ц+-1\
1 эк. max — 'ном I/ j । 2 | 1 'j^'hom*
Коэффициент перегрузки
к2 = =1,32.
' ном 'ном
4 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
98 Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
По графику нагрузочной способности, соответствующему типу трансформатора и температуре охлаждающей среды (рис. 2-35), определяем по кривой t = 4 ч ^2ло11= 1-22. Следовательно, трансформатор ТДН-16000 не сможет работать по указанному графику, так как перегрузка в часы максимума недопустимо велика. Необходимо снизить максимум нагрузки до 1,22 /пом или уменьшить длительность максимума до 3 ч. Интересно отметить, что этот же трансформатор в зимний период при Оох1. вк=ОгС может быть нагружен до 1,38 /иом, а при §ох„, эк = = +10’ С до 1,32 /„ом (ГОСТ 14209-69, черт, 15, 17).
е) Особенности конструкции и режимы работы автотрансформаторов
В последнее десятилетие в СССР и за рубежом находят широкое применение автотрансформаторы большой мощности. Объясняется
Рис. 2-36. Схема однофазного автотрансформатора.
это рядом преимуществ, которые они имеют по сравнению с трансформаторами.
Однофазный автотрансформатор имеет две электрически связанные обмотки ОВ и ОС (рис. 2-36). Часть обмотки, заключенная между выводами В и С, называется последовательной, а между Си О — общей.
При работе автотрансформатора в режиме понижения напряжения в последовательной обмотке проходит ток /д, который, создавая магнитный поток, наводит в общей обмотке ток /0. Ток нагрузки вторичной обмотки /с складывается из тока /в, проходящего бла
годаря гальванической (электрической) связи обмоток, и тока /0> созданного магнитной связью этих обмо-
ток:
/с = /о+/о< откуда /0 = /с —/д.
Полная мощность, передаваемая автотрансформатором из первичной сети во вторичную, называется проходной.
Если пренебречь потерями в сопротивлениях обмоток автотрансформатора, можно записать следующее выражение:
S — U В1 в — UcIc’
Преобразуя правую часть выражения, получаем:
S^UnII} = [(UB-Uc) + Uc] 1в =
= (UB-Uc)h + Uclm (2-13)
где (Up — Uс) 1в = ST — трансформаторная м о щ-н о с т ь, передаваемая магнитным путем из первичной обмотки во вторичную; Uchi — — электрическая мощность,
передаваемая из первичной обмотки во вторичную за счет их гальванической связи, без трансформации.
§ 2-2]
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы
99
Эта мощность не нагружает общей обмотки, потому что ток 1п из последовательной обмотки проходит на вывод С, минуя обмотку ОС.
В номинальном режиме проходная мощность является номинальной мощностью автотрансформатора S = 51ЮН, а трансформаторная мощность — типовой мощностью
— ST„n-
Размеры магнитопровода, а следовательно, его масса определяются трансформаторной (типовой) мощностью, которая составляет лишь часть номинальной мощности:
5тпп _ (l'b~uc) lB ив ис _ j 1
5 пом UB,B иВ ПВС
(2-14)
где tine = CDIUc — коэффициент трансформации; А,.ыг — коэффициент выгодности или коэффициент типовой мощности.
Из выражения (2-14) следует, что чем ближе U в к t/c, тем меньше &пыг и меньшую долю номинальной составляет типовая мощность. Это означает, что размеры автотрансформатора, его масса, расход активных материалов уменьшаются по сравнению с трансформатором одинаковой номинальной мощности.
Например, при Un = 330 кВ, Uc — НО кВ kBar = 0,667, а при UD = 550 кВ, Uc = 330 кВ Л„ыг = 0,34.
Наиболее целесообразно применение автотрансформаторов при сочетании напряжений 220/110; 330/150; 500/220; 750/330.
Из схемы (рис. 2-36) видно, что мощность последовательной обмотки
Sn = (U в — Uс) 1в = ^тин»
мощность общей обмотки
50 = Uclo = Сс (1с — Iв) — [ 1 — = ^повЛвыг = ST1In-
\ пвс/
Таким образом, еще раз можно подчеркнуть, что обмотки и магнитопровод автотрансформатора рассчитываются на типовую мощность, которую иногда называют расчетной мощностью. Какая бы мощность ни подводилась к зажимам В или С, последовательную и общую обмотки загружать больше чем на ST1„, нельзя. Этот вывод особенно важен при рассмотрении комбинированных режимов работы автотрансформатора. Такие режимы возникают, если имеется третья обмотка, связанная с автотрансформаторными обмотками только магнитным путем.
Третья обмотка автотрансформатора (обмотка НН) используется для питания нагрузки, для присоединения источников активной или реактивной мощности (генераторов и синхронных компенсаторов),
4*
100
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл 2
а в некоторых случаях служит лишь для компенсации токов третьих гармоник. Мощность обмотки НН Sun не может быть больше S1IIn, так как иначе размеры автотрансформатора будут определяться мощностью этой обмотки. Номинальная мощность обмотки НН указывается в паспортных данных автотрансформатора.
Рис. 2-37. Распределение токов в обмотках автотрансформатора в различных режимах.
а, б — автотрансформаторные режимы; в, г — трансформаторные режимы; д, с — ком-бпннрованные режимы.
Рассмотрим режимы работы трехобмоточных автотрансформаторов с обмотками ВН, СН и НН (рис. 2-37).
В автотрансформаторных режимах (рис. 2-37, а, б) возможна передача поминальной мощности S„0M из обмотки ВН в обмотку СН или наоборот. В обоих режимах в общей обмотке проходит разность токов 1С — = /г„Ь|г/с, а поэтому
последовательная и общая обмотки загружены типовой мощностью, что допустимо.
В трансформаторных ре ж и м а х (рис. 2-37, в, а) возможна передача мощности из обмотки НН в обмотку СН или ВН, причем обмотку НН можно загрузить не более чем на ST1II1.
§ 2-2] Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 101
Условие допустимости режима НН-> ВН или НН-»СН:
SjIII' Sши “ ^пыг^иом* (2- l.j)
Если происходит трансформация SIlin из НН в СН, то общая обмотка загружена такой же мощностью и дополнительная передача мощности из ВН в СН невозможна, хотя последовательная обмотка не загружена.
В трансформаторном режиме передачи мощности S,„n из обмотки НИ в ВН (рис. 2-37, г) общая и последовательная обмотки загружены нс полностью:
Г Т ^ПЫГ^ПОМ и f
JQ— <п— тт —кмм‘В*
U В
поэтому возможно дополнительно передать из обмотки СН в ВН некоторую мощность (см. пояснения к рис. 2-37, е).
I? к о м б и н и р о в а и и ом р е ж и м е и е р е д а ч и м о щ-пости автотрансформаторным путем ВН->СП и трансформаторным путем НН-»СН (рис. 2-37, д) ток в последовательной обмотке
, _ , _ Г Pe+Q 'h
’ п * В 11 »
J В
где Рн, Qp — активная и реактивная мощности, передаваемые из ВН в СН.
Нагрузка последовательной обмотки
S,, - /,, (Un - Uc) {Un _ L/c) .... /• ,b|isc.
u в
Отсюда видно, что даже при передаче поминальной мощности Зв SIKWI последовательная обмотка не будет перегружена.
В общей обмотке токи автотрансформаторного и трансформаторного режимов направлены одинаково:
Л)= /о(а) + (1)"
Нагрузка общей обмотки
So ~ Uc (Zo (а) + Л1))-
Подставляя значения токов и производя преобразования, получаем:
So ~ |''r(^r.i.iI B/;-|-/JHIl)2 + (^ni.nQ/J |-Qhii)2» (2-1G)
где Рцн, Qiin — активная и реактивная мощности, передаваемые из обмотки НН в обмотку СН.
Таким образом, комбинированный режим НИ -> СН, ВН-> СН ограничивается зацтузкой общей обмотки и может быть допущен
102
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
при условии
Sq 5ТИП = 6BblrSH0M. (2-17)
В комбинированном режиме передачи мощности из обмоток НН и СН в обмотку ВН распределение токов показано на рис. 2-37, е. В общей обмотке ток автотрансформаторного режима направлен встречно току трансформаторного режима, поэтому загрузка обмотки значительно меньше допустимой и в пределе может быть равна нулю. В последовательной обмотке токи складываются, что может вызвать ее перегрузку. Этот режим ограничивается загрузкой последовательной обмотки:
Sn = йвыг У (Рс + ^нн)2 + (Qc + Qhh)2 , (2-18)
где Рс, Qc — активная и реактивная мощности на стороне СН;
Рнн, Qhh —то же на стороне НН.
Комбинированный режим НН -» ВН, СН -> ВН допустим, если
5„ 5ТИП — ^выг^ном- (2*19)
Возможны и другие комбинированные режимы: передача мощности из обмотки СН в обмотки НН и ВН или работа в понижаю
Рис. 2-38. Схема включения
трансформаторов тока для контроля нагрузки автотрансформатора.
(2-18)], справедливы и
щем режиме при передаче мощности из обмотки ВН в обмотки СН и НН.
Во всех случаях надо контролировать загрузку обмоток автотрансформатора. Ток в последовательной обмотке может контролироваться трансформатором тока ТТ1, так как /п = /в (рис. 2-38). Трансформатор тока ТТ2 контролирует ток на выводе обмотки СН, а для контроля тока в общей обмотке необходим трансформатор тока ТТО, встроенный непосредственно в эту обмотку. Допустимая нагрузка общей обмотки указы-
вается в паспортных данных автотрансформатора.
Выводы, сделанные для однофазного трансформатора [формулы (2-14) — для трехфазного трансформатора, схема которого показана на рис. 2-39. Обмотки ВН и СН соединяются в
звезду с выведенной нулевой точкой. Обмотки НН соединяются
в треугольник.
К особенностям конструкции автотрансформаторов следует отнести необходимость глухого заземления нейтрали, общей для обмоток ВН и СН. Объясняется это следующим. Если в системе с эффективно-заземленной нейтралью включить понижающий автотрансформатор с незаземленной нейтралью, то при замыкании
§ 2-2] Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 103
Рис. 2-39. Схема трехфаэного автотрансформатора.
на землю одной фазы в сети СН на последовательную обмотку этой фазы будет воздействовать полное напряжение UB/V3 вместо (UB — (7с)/]/3, напряжение выводов обмотки СН возрастет примерно до Uи, резко увеличится напряжение, приложенное к обмоткам неповрежденных фаз. Аналогичная картина наблюдается в случае присоединения повышающего автотрансформатора с незаземленной нейтралью к системе с эффективно-заземленной нейтралью 12-14].
Такие перенапряжения недопустимы, поэтому нейтрали всех автотрансформаторов глухо заземляются. В этом случае заземления па линии со стороны ВН или СН не вызывают опасных перенапряжений, однако в системах ВН и СН возрастают токи однофазного к. з.
Подводя итог всему сказанному, можно отметить следующие преимущества автотрансформаторов по сравнению с трансформаторами той же мощности:
меньший расход материалов (меди, стали, изоляционных материалов);
меньшая масса, а следовательно, меньшие габариты, что позволяет
создавать автотрансформаторы больших номинальных мощностей, чем трансформаторы;
меньшие потери и больший к. п. д.;
более легкие условия охлаждения.
Недостатки автотрансформаторов:
необходимость глухого заземления нейтрали, что приводит к увеличению токов однофазного к. з.;
сложность регулирования напряжения;
опасность перехода атмосферных перенапряжений вследствие электрической связи обмоток ВН и СН.
Пример 2-2. Выбрать автотрансформатор 220/110/15,75, включенный в блок с генератором 200 МВт, cos <р = 0,85. Мощность генератора передается в сеть 220 кВ. Кроме того, из сети ПО кВ передается в сеть 220 кВ 120 МВт, cos q> = = 0,92 (рис. 2-40, а).
Решение. По условию трансформаторного режима НН —► ВН (2-15) мощность автотрансформатора
SH и Р„ 200 „ .
= созФ*выг = 0,85.0,5 = 470 М ' ’ где
Un — Ur 220 — 110
ь — .. "______L. —---------= 0,5.
uur U в 220
101 Основное оборудование электрических станций и подстанций (Гл 2
Определяем нагрузку последовательной обмотки в комбинированном режиме передачи мощности НН ->ВН и СН -> ВН (2-18):
—НрЯ~Р.п.)2-1 Я-4 <?н..)г -
= 0,5 Г (12U4-2UOP-1 (52,8+ 124)-= 183 МВ • Л.
По условию допустимости комбинированного режима (2 19) мощность автотрансформатора
Sr, 183
^ПОМ " || Я - 36G МВ • А.
"ныг 0,5
Таким образом, по первому более тяжелому условию выбираем два трехфаз-пых авютрапсформатора по 250 МВ-Л, 2 X ЛТДЦТП-250000/220/l 10.
Рис. 2 10 К примерам 2-2. 2-3. Режимы работы автотрансформатора (Р МВт' Q. Мвар).
< — комби и прова ни 1.1(1 ПИ — ВЦ, СН -+ ВН; б — комбинированный НН -> СП, ВН -»
-> СН; а — комбинированный с синхронным компенсатором.
Проверим возможность передачи мощности генератора на сторону СН при одновременной передаче 120 МВт со стропы ВН на сторону СН (рис. 2-10,6).
Определяем нагрузку общей обмотки автотрансформатора по (2-16):
SO=]f (/lflii.nP/l + Р11 п )2 + (*выг^Л + 111)2 = = Г'(0,5 • 120-1-200)-*+ (0,5 52,8+ 124)-’ = 300 МВ Л.
PaccMaipiniacMbin режим для двух автотрансформаторов по 250 МВ-Л педо-njcniv, ык как
SO^ ST.,n=- *иы Аом-=0-5 • 2 • 250 = 250 МВ • А.
Если такой режим необходим, то мощность автотрансформаторов должна быть выбрана по условию (2-17):
S,. 300
«ном-тг- - 600 МВ • А.
Пример 2-3. Выбран. аи|01рансформагор па подстанции для передачи мощ-посчп in сет 330 кВ в сеть 150 кВ, а также для выдачи peaKiпипой мощности 50 Мвар синхронного компенсатора, присоединенного к обмотке ЦП автотрансформатора (рис. 2-40, в).
Решение. Автотрансформатор рабогаств комбинированном режиме ВН -• СН и HI 1 -•> СН, поз! ому ст о мощное и. определяется загрузкой общей обмотки (2-16):
SO"= /,1111)2+(/-,иыг,?в + (?И11)2>
§ 2 2] Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 105
где Р(1ц = 0, так как синхронный компенсатор выдает только реактивную Moni
sm К(О,545 • 15О)-+(0,545 • 60 + 5())3 =--118 МВ • Л.
По условию (2-17) MoiHiiocib автотрансформатора должна быть равна:
Sn 118
s-s-tT” ад«-2'6мв'д'
Выбираем автотрансформа юр ЛТДЦТН-250000/330/150.
ж) Регулирование напряжения трансформаторов
Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах подстанций. В электрических сетях предусматриваются способы регулирования напряжения, одним из которых является изменение коэффициента тр а и сфор м а ци и тр а псформатор ов.
I I.3BCCTHO, что коэффициент трансформации определяется как отношение первичного напряжения ко вторичному, или
7/< кц =тз —*- «е=г — — ” иг к>а ’
где ai'j, го.,— число витков первичной и вторичной обмоток соответственно.
Отсюда U2 =*= Uj tvJWi.
Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно получить различный коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), т. е. после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН).
Устройство ПБВ позволяет регулировать напряжение в пределах Ч- 5%, для чего трансформаторы небольшой мощности кроме основного вывода имеют два ответвления от обмотки высшего напряжения -|-5% и —5?d (рис. 2-41, а). Если трансформатор работал па основном выводе 0 и необходимо повысить напряжение па вторичной стороне (Л, то, отключив трансформатор, производят переключение на ответвление —5%, уменьшая тем самым число ВИТКОВ ГО,.
На трансформаторах средних и больших мощностей предусматриваются четыре ответвления + 2 X 2,5%, переключение которых производится специальными переключателями барабанного типа, установленными отдельно для каждой фазы (рис. 2-41, б). Рукоятка привода переключателя выведена на крышку трансформатора.
106 Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
При замыкании роликом переключателя контактов А4-А6 трансформатор имеет номинальный коэффициент трансформации. Положения Л3-Л4 и Л2-Л3 соответствуют увеличению коэффициента трансформации на 2,5 и 5%, а положения А6-Ав и Ла-Л7 — уменьшению на 2,5 и 5%.
Рис. 2-41. Схема регулирования напряжения ПБВ.
а — ответвление вблизи нулевой точки обмотки ±5% с трехфазным переключателем на три положения; б — ответвления в середине обмотки 4.2 X 2,5% с однофазными переключателями на пять положений (фаза Л); / — неподвижный контакт; 2 — сегмент контактный; 3 — вал переключателя; 4 — контактные кольца.
Устройство ПБВ не позволяет регулировать напряжение в течение суток, так как это потребовало бы частого отключения трансформатора для производства переключений, что по условиям эксплуатации практически недопустимо. Обычно ПБВ используется только для сезонного регулирования напряжения.
Регулирование под нагрузкой (РПН) позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Устройство РПН предусматривает регулирование напряжения в различных пределах в зависимости от мощности и напряжения трансформатора (от ± 10 до ±16% ступенями приблизительно по 1,5%) 12-10].
Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для расширения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений применяют ступени грубой и тонкой
§ 2-2] Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 107
регулировки (рис. 2-42). Наибольший коэффициент трансформации получается, если переключатель П находится в положении II, а избиратель И — на ответвлении 6. Наименьший коэффициент
Рис. 2-42. Устройство РПН трансформаторов.
а — схема включения регулирующих ступеней: АЬ — основная обмотка; Ьс — ступень грубой регулировки; de — ступени плавной регулировки; П — переключатель; И — избиратель; б — переключающее устройство РНТ-13: 1 — переключатель; 2 — горизонтальный вал; 3 — кожух контакторов; 4 — вертикальный вал; <5 — коробка привода; 6 — бак трансформатора.
трансформации будет при положении переключателя /, а избирателя — на ответвлении 1.
108 Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
На рис. 2-42, б показана схема расположения элементов переключающего устройства РИТ-13, применяемого на трансформаторах средней мощности.
Переход с одного ответвления регулировочной обмотки па другое осуществляется так, чтобы пе разрывать ток нагрузки и не замыкать накоротко витки этой обмотки. Эго достигается в специальных переключающих устройствах с реакторами или резисторами. Схема с резне горами (рис. 2-43) обладает рядом преимуществ перед схемой с реакторами и получает все более широкое применение. На рис. 2-43. показаны регулировочная часть обмотки de п переключающее устройство.
Рис. 2-43. Схема и последовательность переключений устропс1ва PIII1 с токоограипчивающимн сопротивлениями.
№ операции Положение контактов в избирателей
KI К 2 1<4 112
0 + -1- Г. 6
1 д. + о — — 1
3 — 5 + — 4
4 — (У 4- —— •1
о — — 5 4- н- 4
Последовательность работы контакторов и избирателей показана в таблице на рис. 2-43. В исходном положении О трансформатор работает на ответвлении 5, ток нагрузки проходит через контактор К1. Допустим, что необходимо уменьшить число витков в регулировочной обмотке, т. е. перейти на ответвление 4. Последовательность работы элементов РПН в этом случае будет следующей: обесточенный избиратель 112 переводится в положение 4, затем отключается /</ и ток нагрузки кратковременно проходит по R1 и К2; третьей операцией замыкается КЗ, при этом воловина тока нагрузки проходит по R1 и К2 и половина — но R2 и КЗ, кроме того, витки регулировочной обмотки 5-4 оказываются замкнутыми через R1 и R2 и по ним проходит ограниченный по значению циркулирующий ток; следующими операциями размыкается 1(2 и замыкается К4, при этом ток нагрузки проходит по регулировочной обмотке на ответвление 4, избиратель 112, контакты К4 к выводу 0.
§ 2-2] Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 109
В переключателях данного типа используются мощные пружины, обеспечивающие быстрое переключение контактов контактора (< 0,15 с), поэтому токоогранпчивающпе сопротивления R1, R2 лишь кратковременно нагружаются током, что позволяет уменьшить их габариты. Контакторы размещаются в герметизированном баке с маслом. Управление РПН может осуществляться дистан-
Рис. 2-44. Схема регулирования напряжения в авготрансформаюре (показана одна фаза), а — ответвления в нейтрали (без реверса); б — ответвления на линейном конце обмотки СН (с реверсом).
ционно со щита управления вручную пли автоматически.
В современных устройствах РПН для коммутации тока находят применение вакуумные дугогасительные камеры. Благодаря этому трансформаторное масло не используется в качестве дуго-гасительной среды и не требуется его смена в процессе эксплуатации. Такие переключающие устройства РНТА235/1000 В применяются на преобразовательных трансформаторах с интенсивным режимом работы переключений.
Дальнейшим совершенствованием РПН является применение тиристорных переключателей. Тиристоры срабатывают в моменты переходов тока нагрузки через нуль и последовательно включают необходимую комбинацию вторичных обмоток.
Регулирование напряжения в автотрансформаторах имеет некоторую особенность. Если ответвления выполнить в нейтральной
точке (рис. 2-44, а), то это позволяет облегчить изоляцию переключающего устройства и рассчитать его на меньший ток, так как в общей обмотке автотрансформатора проходит разность токов. Такое регулирование называется связанным, т. е. при переключении ответвлений одновременно меняется количество витков ВН и СН. Это приводит к резким изменениям индукции в сердечнике и колебаниям напряжения на обмотке НН.
Независимое регулирование в автотрансформаторе можно осуществить с помощью регулировочной обмотки на линейном конце среднего напряжения (рис. 2-44, б). В этом случае переключающее устройство должно быть рассчитано на полный номинальный ток, а изоляция его — на полное напряжение средней обмотки.
110
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
Такие переключающие устройства на ток 2000 А с изоляцией классов НО и 220 кВ позволяют обеспечить РПН для автотрансформаторов больших мощностей. Регулирование осуществляется с помощью трех однофазных регуляторов, имеющих электропривод
с автоматическим управлением.
Для регулирования напряжения под нагрузкой на мощных трансформаторах и автотрансформаторах применяются также п о-следовательные регулировочные трансфо р-
g_____ маторы (рис. 2-45). Они состоят
т~°-*—I . из последовательного трансформа
Рпс. 2-45. Схема включения последовательно регулировочного трансформатора в цепь автотрансформатора, маторов являются линейные
тора 2, который вводит добавочную э. д. с. в основную обмотку автотрансформатора 1, и регулировочного автотрансформатора 3, который меняет эту э. д. с. С помощью таких трансформаторов можно изменять не только напряжение (продольное регулирование), но и его фазу (поперечное регулирование).
Устройство таких трансформаторов значительно сложнее, чем РПН, поэтому они дороже и применение их ограничено.
Одним из видов последовательных регулировочных трансфор-регуляторы, которые включаются
последовательно в линию, обеспечивая регулирование напряжения в пределах ± (10—15)%. Линейные регуляторы типа ЛТМ изготовляются на различную мощность (от 400 кВ -А до 125 МВ *А) и напряжение от 6 до 110 кВ.
2-3. СИНХРОННЫЕ КОМПЕНСАТОРЫ
Синхронным компенсатором называют синхронную машину, работающую в двигательном режиме без нагрузки на валу при изменяющемся токе возбуждения. Синхронный компенсатор в зависимости от тока возбуждения может выдавать реактивную мощность в сеть или потреблять ее из сети.
Общий вид синхронного компенсатора представлен на рис. 2-46. В конструктивном отношении он похож на турбогенератор, однако выполняется на среднюю частоту вращения (750—1000 об/мин). Ротор синхронного компенсатора изготовляется явнополюсным. Статор в конструктивном отношении подобен статору турбогенератора.
§ 2-3]
Синхронные компенсаторы
ПТ
Синхронный компенсатор характеризуется номинальной мощностью, напряжением и током статора, частотой, номинальным током ротора и потерями в номинальном режиме.
Номинальное напряжение синхронного компенсатора в соответствии с ГОСТ устанавливается на 5 или 1096 выше соответствующего номинального напряжения электрической сети.
Рис. 2-46. Синхронный компенсатор типа КСВ.
/ — корпус статора; 2 — статор: 3 — ротор; 4 — вентилятор; 5 — подшипник; 6 — контактные кольца ротора; 7 — газоохладитсль.
Номинальная мощность синхронного компенсатора определяется как длительно допустимая нагрузка при номинальном напряжении, номинальных параметрах охлаждающей среды.
Номинальные мощности с тхронных компенсаторов определяются в киловольт-амперах и должны соответствовать ряду мощностей согласно ГОСТ 609-75. По этому ГОСТ минимальная мощность синхронного компенсатора определена в 10 000 кВ -А. Макси-
112
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
Технические данные синхронных компенсаторов
Тип Частота вращения, Об/МЛН Номинальные данные
Мощность, к В-Л Ток статора, Л Напряжение статора, В Потерн, кВт
КС-10000-6 1000 10 000 874 6 300 288
КС-15000-6 1000 15 000 1310 6 300 355
КС-30000-11 750 30 000 1650 10 500 53?
КСВ-37500-11 750 37 500 2060 10 500 570
КСВ-75000-11 750 75 000 3910 11 000 915
КСВ-50000-11 750 50000 2620 11 000 700
КСВ-ЮОООО-11 750 ЮОООО 5210 11 000 1350
КСВ-160000-15 750 160000 5880 15 750 1750
Примечание.
Для расшифровки обозначений систем возбуждения
и охлажде
мальная мощность компенсатора, выпускаемого в настоящее время в СССР, 160 МВ -А.
Номинальный ток с т а т о р а определяется на основании значений номинальной мощности и номинального напряжения.
Номинальный ток ротора — это наибольшее значение тока, при котором обеспечивается номинальная мощность \ компенсатора в режиме перевозбуждения при отклонении напря-
жения в сети в пределах ±5% поминального напряжения.
Потери активной мощности при номинальных условиях охлаждения для синхронных компенсаторов находятся в пределах 1,5— 2,5%.
Основные технические данные синхронных компенсаторов приведены в табл. 2-5.
Охлаждение синхронных компенсаторов выполняется двух видов: для компенсаторов серии КС — косвенное воздушное охлаждение с замкнутой системой вентиляции (по аналогии с турбогенераторами), для компенсаторов КСВ — косвенное водородное с охладителями газа, вмонтированными в корпус (см. рис. 2-46). В обоих типах компенсаторов принята изоляция класса В.
Современные электрические нагрузки характеризуются значительным потреблением реактивной мощности. Рост потребления реактивной мощности связан в первую очередь с широким применением электроустановок, в которых для преобразования энергии используются магнитные поля (электродвигатели, трансформаторы и т. и.). Значительную реактивную составляющую имеют токи преобразовательных устройств с ртутными вентилями, люминесцентное освещение и др. В связи с этим электрические сети затру-
§ 2-3]
Синхронные компенсаторы
113
Таблица 2-5
Сверх переход и по индуктивное сопротивление. отп. ед. Система возбуждения Система ох пл ж донн я Масса, т Параметры пускового реактора
общая ротора
0,22 м вз 38,5 12,6 РБЛ-6-150-5
0,2 м вз 48,5 17,5 РВА-6-300-6
0,22 м вз 100 44,5 РБЛ-10-400-8
0,23 м КВР 147 46 РБЛ-10-400-5
0,23 м КВР 210 87 РБА-10-1000-8
0.3 м КВР 1 14,5 46,5 РБЛ-10-600-10
0,2 ПС, тс КВР 220 77 РБА-10-1500-10
0,205 ИС, тс КВР 303 110 СБРА-15,75-1500-6
иия компенсаторов см. сноски к табл. 2-1 и 2-2.
жаются реактивной составляющей тока, что сопровождается пони-
жением напряжения и большими и распределении электроэнергии.
Если в центре нагрузок включить синхронный компенсатор, он, генерируя реактивную мощность, необходимую потребителям, позволит разгрузить линии, соединяющие электростанции с нагрузкой, от реактивного тока, что улучшит условия работы сети в целом. При этом синхронный компенсатор должен работав с перевозбуждением в режиме выдачи реактивной мощности. Син-
потерями мощности при передаче
Рис. 2-47. Векторные диаграммы синхронного компенсатора в различных режимах.
а — холостого хода; б — перевозбуждения; в — нсдовозбуждения.
хронные компенсаторы устанавливаются также на подстанциях электропередач, где с их помощью обеспечиваются лучшее распределение напряжения вдоль линий и повышение устойчивости параллельной работы. При этом в зависимости от режима работы электропередачи может потребоваться работа компенсатора как в режиме генерации, так и в режиме потребления реактивной мощности.
Реактивная мощность, генерируемая или потребляемая синхронным компенсатором, зависит от тока возбуждения.
При анализе работы синхронного компенсатора будем считать, что он включен в мощную сеть, вследствие чего при измене
114
Основное оборудование электрических станций и подстанций [Гл. 2
нии тока статора напряжение на зажимах практически не меняется (рис. 2-47).
С изменением тока возбуждения изменяется э. д. с. обмотки статора Ек. Режим, когда э. д. с. компенсатора по значению равна напряжению сети, называют режимом холостого хода компенсатора. При увеличении тока возбуждения э. д. с. синхронного компенсатора превысит напряжение на его зажимах (режим перевозбуждения). Под действием разности напряжений At/' = Е'к—UK в статоре машины возникнет ток /к. Поскольку сопротивление обмоток компенсатора является в основном индуктивным, ток будет отставать от разности At/' на угол, близкий к 90°.
По отношению к вектору напряжения t/K указанный ток будет отстающим на 90°. Компенсатор при этом отдает реактивную мощность в сеть.
При недовозбуждении машины, когда Е"Л< UK, ток /к будет опережать вектор (7К: машина будет потреблять реактивную мощность из сети.
Для возбуждения синхронных компенсаторов применяют специальные системы возбуждения с устройствами АРВ.
Для компенсаторов небольшой мощности с воздушным охлаждением применяют схему электромашинного возбуждения от генератора постоянного тока, соединенного с ротором компенсатора. Отличие этой схемы от рассмотренной выше схемы независимого электромашинного возбуждения генераторов состоит лишь в наличии подвозбудителя, который устанавливается почти всегда для обеспечения устойчивой работы основного возбудителя, что особенно необходимо при небольших токах ротора.
На более крупных компенсаторах с водородным охлаждением возбуждение осуществляется от специального возбудительного агрегата аналогично резервным возбудителям на тепловых электростанциях. Контактные кольца и щетки, при помощи которых обеспечивается подвод тока к обмотке ротора компенсатора КСВ, располагаются в специальном отсеке корпуса; они работают в среде водорода.
В качестве АРВ при электромашинном возбуждении используются устройства компаундирования с электромагнитным корректором напряжения. На компенсаторах устанавливаются также устройства релейной форсировки возбуждения.
В настоящее время в эксплуатации находятся компенсаторы большой мощности с ионным или полупроводниковым самовозбуждением. Как уже отмечалось выше, эта система возбуждения наиболее быстродействующая и весьма эффективна для повышения устойчивости параллельной работы энергосистем.
Гашение магнитного поля возбуждения компенсаторов осуществляется так же, как и у синхронных генераторов.
Пуск синхронного компенсатора. Наиболее
§3-1] Основные определения и общая характеристика процесса
115
выводах ком пенса-
Рис. 2-48. Схема пуска синхронного компенсатора.
распространенным способом пуска синхронного компенсатора является так называемый р е а к т о р н ы и пуск (рис. 2-48), при котором компенсатор подключается к сети выключателем 2В через реактор, обладающий значительным индуктивным сопротивлением (см. табл. 2-4). Благодаря этому напряжение 1 тора в начале пуска снижается до 45—50% номинального, а пусковой ток не превышает 2-2,8
Разворот компенсатора обеспечивается за счет асинхронного момента, для увеличения которого предусматривается специальная пусковая обмотка, расположенная в полюсных наконечниках ротора. В компенсаторах большой мощности массивные полюсы обеспечивают создание достаточно большого асинхронного момента, вследствие чего специальной пусковой обмотки не требуется.
Когда частота вращения компенсатора при развороте приблизится к синхронной,
подается возбуждение и компенсатор втягивается в синхронизм. Воздействуя на АРВ, устанавливают минимальный ток статора, а затем выключателем 1В шунтируют реактор, включая компенсатор в сеть.
Главатретья
КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
УСТАНОВКАХ
3-1. ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЦЕССА
Короткими замыканиями (к. з.) называют замыкания между фазами (фазными проводниками электроустановки), замыкания фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями, а также вшпковые замыкания в электрических машинах.
Короткие замыкания возникают при нарушении изоляции электрических цепей. Причины таких нарушений различны: старение и вследствие этого пробой изоляции, набросы на провода линий электропередачи, обрывы проводов с падением на землю, механические повреждения изоляции кабельных линий при земляных работах, удары молнии в линии электропередачи и др.
Чаще всего к. з. происходят через переходное сопротивление, например через сопротивление электрической дуги, возникающей
116
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
в месте повреждения изоляции. Иногда возникают металлические к. з. без переходного сопротивления. Для упрощения анализа в большинстве случаев при расчете токов к. з. рассматривают металлическое к. з. без учета переходных сопротивлений.
В трехфазных электроустановках возникают трехфазные и двухфазные к. з. Кроме того, в трехфазных сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями дополнительно могут возникать также однофазные и двухфазные к. з. на землю (замыкание двух фаз между собой с одновременным соединением их с землей).
При трехфазном к. з. все фазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях, поэтому его называют симметрии-н ы м. При других видах к. з. фазы сети находятся в разных условиях, в связи с чем векторные диаграммы токов и напряжений искажены. Такие к. з. называют неси мметр и ч и ы м и.
Относительная вероятность возникновения того или иного вида к. з. характеризуется данными, приведенными в табл. 3-1 13-1). Эти данные являются крайними значениями для разных уровней напряжения электроустановки, конструкций линий электропередачи, климатических и других факторов.
Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в поврежденных фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения.
Протекание токов к. з. приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев. Нагрев может ускорить старение и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов, потерю механической прочности шин и проводов и т. п. Проводники и аппараты должны без повреждений переносить в течение заданного расчетного времени нагрев токами к. з., т. е. должны быть термически стойкими.
Протекание токов к. з. сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками. Если не принять должных мер, под действием этих усилий токоведущие части и их изоляция могут быть разрушены. Токоведущие части, аппараты и электрические машины должны быть сконструированы так, чтобы выдерживать без повреждений усилия, возникающие при коротких замыканиях, т. е. должны обладать электро-д и и а м и чс с ко й croiiKocTbiQ.
* Короткие замыкания сопровожда юте я понижением уровня напряжения ,в электрической сети, особенно вблизи места~поврежТ Дения.
На рис. 3-1 представлены диаграммы напряжения при к. з. в разных точках радиальной электрической сети.
Снижение напряжения на шинах у потребителя (например, на шинах РПЗ при к. з. на шинах РП1) может привести к опасным последе 1 впям. Особенно чувствительна к снижениям напряжения двигательная нагрузка. При глубоких снижениях напряжения
§31) Основные on рейс гения и общая характеристика процесса
117
Таблица 3-1
Виды коротких замыканий
Вид к. з.
Поясняющая схема
Относительная вероятность к. з.,
Трехфазное
Двухфазное
Однофазное
Двухфазное на землю
1-7
2—13
60-92
5—20
уменьшается вращающий момент двигателя до значений, меньших момента сопротивления механизма. Двигатель тормозится,____что
влечет за собой увеличение потребляемого им тока. При этом еще больше увеличивается падение напряжения в сети, вследствие чего может развиться лавинообразный процесс, захватывающий все большее количество потребителей электроэнергии.
Резкое понижение напряжения при к. з. может привести к нарушению устойчивости параллельной работы генераторов и к сТГ-стемной аварии с большим народнохозяйственным ущербом.
118
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Для обеспечения надежной работы энергосистем и предотвращения повреждений оборудования при к. з. необходимо быстро отключать поврежденный участок. К мерам, уменьшающим опас-ность развития аварий, относится также правильный выбор аппаратов по условиям к. з., применение токоограничивающих уст-р~ОйС'гв7~вь?бор рациональной схемы сети и т. п.
Для осуществления указанных мероприятий необходимо уметь
определять ток к. з. и характер его изменения во времени.
Короткое замыкание сопровождается переходным процессом, при котором значения токов и напряжений, а также характер их
Рис. 3-1. Уровни напряжения для радиальной электрической сет в нормальном режиме работы (7) и при коротком замыкании в точке Л-1 (2) и в точке К-2 (3).
изменения во времени зависят от многих факторов, но в основном от соотношения мощностей и сопротивлений источника питания (генератор, система) и цепи, в которой произошло повреждение. С учетом этого все возможные случаи к. з. можно условно разделить на две группы, а именно: к. з. в цепях, питающихся от шин неизменного напряжения (системы); к. з. вблизи генератора ограниченной мощности.
Шинами н е и з м е н
в о г о напряжения условно считают такой источник, напряжение на зажимах которого остается практически неизменным при любых из
менениях тока в подключенной к нему цепи. Иначе говоря, отличительным признаком этого источника (его еще называют системой бесконечной мощности) является то, что его собственное сопротивление ничтожно мало по сравнению с сопротивлением цепи к. з.
В действительности мощности электроэнергетических систем,
отдельных источников и их сопротивления всегда имеют определенные конечные значения. Однако многие элементы электрических сетей обладают настолько большим сопротивлением по сравнению с сопротивлением электроэнергетической системы, генератора, что при к. з. за такими элементами (трансформатор, реактор, линия) без особой погрешности в вычислении тока к. з. и остаточного напряжения сопротивление источника можно не учитывать. Обычно при вычислении токов к. з. для выбора электрооборудования и уставок релейной защиты можно не учитывать сопротивление пн-
§ 3-2]
Трехфазное к.з.
119
тающей системы, если оио не превышает 5—10% результирующего сопротивления цепи к. з.
Ко второй группе относят повреждения, происходящие па выводах генераторов или на таком удалении от них, что сопротивление цепи к. з. соизмеримо с сопротивлением генератора. В этом случае изменение параметров самого генератора при к. з. существенно влияет па ход процесса и им нельзя пренебречь.
Рассмотрим особенности короткого замыкания для каждого случая.
3-2. ТРЕХФАЗНОЕ КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ
а) Короткое замыкание в цепи, питающейся от шин неизменного напряжения
На рис. 3-2 показана простая симметричная трехфазная цепь с активно-индуктивным сопротивлением, что характерно для большинства реальных электрических сетей. Цепь питается от источника, у которого в нормальном режиме работы и при к. з. па зажи-
Рис. 3-2. Трехфазпяя симметричная цепь, питаемая от шин неизменного напря' жсния (от источника бесконечной мощности).
мах сохраняется симметричная и неизменная по значению трехфаз-пая система напряжений. Векторная диаграмма рассматриваемой цепи для нормального режима работы показана на рис. 3-3, а. Угол <р между током и напряжением каждой фазы определяется соотношением активных и индуктивных сопротивлений всей цепи, включая нагрузку.
Короткое замыкание Делит цепь на две части: правую с сопротивлениями г, и X, = wLi в каждой фазе и левую, содержащую источник питания и сопротивления цепи к. з. гк и хк = o>LK. Процессы в обеих частях схемы при трехфазном к. з. протекают независимо.
Правая часть рассматриваем )й цепи оказывается зашунтпро-вапной коротким замыканием, и ток в пей будет поддерживаться лишь до тех пор, пока запасенная в индуктивности энергия магнитного поля не перейдет в сило, выделяющееся в активном
120
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
сопротивлении гР Этот ток при активно-индуктивном характере сопротивления цепи не превышает тока нормального режима и, постепенно затухая до нуля, не представляет собой опасности для оборудования.
Изменение режима в левой части цепи, содержащей источник питания, при наличии индуктивности LK также сопровождается переходным процессом. Из курса «Теоретические основы электротехники» известно уравнение, описывающее этот процесс:
ц=(гк+т4;'> (3-j)
где и и i—соответственно мгновенные значения напряжения и тока рассматриваемой фазы.
Решение этого уравнения дает выражение для мгновенного значения тока в любой момент времени t от начала к. з.:
_ t
'к/ = -7^8[п(о)Ч-а-<рк) + 10,0е г°, (3-2)
Z-K
где Um — амплитудное значение фазного напряжения источника; ZK — полное сопротивление присоединенного к источнику участка цепи (цепи к. з.); а — фазовый угол напряжения источника в мо-
мент t — 0; <р|( — угол сдвига тока в цепи к. з. относительно напряжения источника той же фазы; Т\ — постоянная времени цепи к. з.:
Т = :'к л " гк ~ юг/
Рис. 3-3. Векторные диаграммы токов и напряжений.
а — в нормальном режиме; б — при трехфазном коротком замыкании.
Как видно из (3-2), полный ток к. з. слагается пз двух состав-
ляющих: в ы н у ж -
денно й, обусловленной действием напряжения источника (первый член в правой части уравнения), и свободной, обусловленной изменением запаса энергии магнитного поля в индуктивности LK (второй член уравнения).
Вынужденная составляющая тока к. з. имеет периодический характер с частотой, равной частоте напряжения источника. Называют эту составляющую обычно п е р и о д и ч е с к о й составляющей тока к. з.
^sin(<o/-|-a —<рк) = sin («о/-фа — <рк), (3-4)
гДе Льт—амплитудное значение периодической составляющей тока.
§ 3-2|
Трехфазное к.з.
121
Угол сдвига <р,< между векторами тока и напряжения определяется соотношением активных и индуктивных сопротивлений цепи к. з. Для реальных цепей обычно х|( гл и % == 45 4- 90°. Векторная диаграмма для периодической составляющей тока к. з. при фк — 90° показана на рис. 3-3, б.
Свободная составляющая тока
Сл = 'а.ое (3-5)
имеет апериодический характер изменения, на основании чего эту составляющую тока называют также апериодической составляющей тока к. з.
I (ачалыюе значение апериодической составляющей тока к. з. в каждой фазе определится по выражению (3-2) для момента времени t -- 0:
4,о = *к,о гп.о! (3-6)
здесь zK.о — начальное значение тока к.з., которое с учетом невозможности изменения тока скачком в цепи с индуктивностью равно ((о, —току предшествующего режима в дайной фазе к моменту / = 0. Значение периодической составляющей тока при t = 0 определится как
<»,о sin (а-<рк). (3-7)
Представляют определенный интерес условия возникновения максимально возможного значения полного тока к. з. и его апериодической составляющей. Из (3-G) и (3-7) при л'к гк и <рк~ 90" следует, что максимальное значение тока in,0 будет в случае, если напряжение в момент возникновения к. з. проходит через нулевое значение (а — 0) и тока в цепи до к. з. нет, т. е. /,0> = 0. При этом 0 — 1„,т. Кривая изменения тока при условии максимального значения апериодической составляющей тока показана на рис. 3-4. Здесь «а,0 =
Максимальное мгновенное значение полного тока наступает обычно через 0,01 с после начала процесса к. з. (рис. 3-4). Оно носит название ударного тока и обозначается iy. Ударный ток определится из выражения (3-2) для момента времени I = 0,01 с:
0,01 / _0,0J\
iy = т + Д 1 + е Ч, (3-8)
пли
|у = Ц.»>. (3-9)
где ky — ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени цепи к. з.:
йу = (14-е 7Д. (3-10)
122 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
Переходный процесс в случае питания от mini неизменного напряжения завершается после затухания апериодической составляющей тока, и далее полный ток к. з. равен его периодической составляющей, неизменной по амплитуде.
Рис. 3-4. Изменение тока к. з. в цепи, питаемой от шин неизменного напряжения при максимальном значении апериодической составляющей.
Действующее значение тока для произвольного момента времени к. з. t равно:
периодической составляющей
/Iu = ZII.o=-^ = const; (3-11)
апериодической составляющей
= (3-12)
полного тока к. з.
Jк.1 = У^l'u,t• (3-13)
б) Короткое замыкание в цепи, питающейся от генератора ограниченной мощности
В отличие от предыдущего в данном случае рассматриваются такие повреждения, при которых сопротивление цени к. з. равно нулю (замыкание на выводах генератора) или одного порядка с сопротивлением генератора.
§ 3-2]
Трехфаэное к.з.
123
При малой электрической удаленности места повреждения существенное влияние на переходный процесс оказывает ЛРВ генератора. Для упрощения рассмотрим сначала генератор с отключенным ЛРВ. В такой машине ток возбуждения if остается постоянным и обеспечивает неизменный магнитный поток возбуждения Фу.
На рис. 3-5 показан генератор, питающий простую трехфазную цепь к. з., аналогичную представленной на рис. 3-2. Основная особенность данного случая состоит в том, что параметры генератора и их изменение в переходном режиме существенно влияют па ход процесса к. з.
Не вдаваясь в подробности процесса внезапного к. з. синхронного генератора, которое рассмотрено в курсе «Электрические машины», отметим лишь кратко факторы, определяющие характер изменения тока к. з. во времени.
Рис. 3-5. Трехфазная симметричная цепь, питаемая от синхронного генератора»
На рис. 3-6, а приведена кривая изменения тока в одной фазе цепи, питаемой от генератора без АРВ. Показаны как кривая изменения полного тока к. з., так и его отдельные составляющие. Момент возникновения к. з. соответствует случаю, когда апериодическая составляющая тока и полный ток достигают максимального значения.
Проведем анализ факторов, оказывающих влияние на величину п характер изменения отдельных составляющих полного тока к. з. во времени.
При работе генератора на холостом ходу под действием тока ротора в машине наводится магнитный поток возбуждения Ф/. В момент возникновения к. з. в статоре генератора появляется ток. Периодическая составляющая тока отстает от напряжения па выводах генератора на угол <р|(, определяемый параметрами цепи к. з. Протекая по обмоткам генератора, периодическая составляющая тока создает магнитный поток Фсг, который будет направлен встречно потоку возбуждения Ф/, как поток реакции якоря по продольной осп ротора (рис. 3-7).
На пути потока ФС1 находятся два проводящих контура: короткозамкнутый контур демпферной обмотки (только у гидрогенераторов) и замкнутый на возбудитель контур обмотки возбуждения.
124 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
В установившихся режимах работы генератора поток Фст замыкается через сталь ротора. В переходном процессе сказывается наличие на этом пути упомянутых выше контуров. Контуры демпферной обмотки и обмотки возбуждения обладают индуктивностью, в которой под действием Фст наводятся э. д. с. и возникают сво-
Рис. 3-6. Кривая изменения токов при к. з. в цени по рис. 3-5.
а — тючного тока и его составляющих; б — тока в обмотке возбуждения; в — тока в демпферной (успокоительной) обмотке тонера гора.
бедные токи—соответственно фп, д 11 фв,/• Поток ФС| неподвижен относительно ротора, поэтому токи л и ф„, / имеют апериодический характер (см. рис. 3-6, б, в). Замкнутые контуры свободных токов ф„, д в переходных режимах возникают также и в массивном теле ротора турбогенератора (рис. 3-7).
Указанные апериодические токи затухают с постоянной времени, равной отношению индуктивности контура к его активному сопротивлению. Им соответствуют свободные магнитные потоки обмоток: демпферной Фс„, д и возбуждения Фся>/.
§ 3-2]
Трехфазное к.з.
125
Так как магнитный поток ротора не может изменяться скач
ком, очевидно, что для момента времени t = 0 должно выполняться
условие Ф„ = Фсп, д -I- Фс„,/ и результирующий поток в немагнитном зазоре (рис. 3-8, а) будет равен:
Фрез = Ф/ 4" Фев, д + Фев,/ Фст1
Данное обстоятельство означает следующее: в начальный момент к. з. поток Фст в рото
Рис. 3-7. Демпферные контуры для генераторов явнополюсных (а) и неявнополюсных (б).
ре компенсируется свободными потоками и в немагнитном зазоре машины действует резуль-
тирующий магнитный поток,
равный потоку обмотки возбуждения Ф; до начала к. з. В резуль-
тате магнитный поток ФГ| вытесняется из ротора и замыкается в ос-
новном по путям рассеяния обмотки статора.
Рис. 3-8. Магнитные потоки генератора в разные моменты времени процесса короткого замыкания.
а _ t г~. 0; б — после затухания Фсп> д; в — ус гаиопипши fie я режим.
Из сказанного следует, что э. д. с. машины в начальный момент к. з. не меняется скачком, а равна значению э. д. с. предшествующего режима.
Параметры, которыми характеризуется генератор в момент /~0к. з., называют сверхпереходными: сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси х"г, сверхпереходная э. д. с., действующее фазное значение которой обозначают как Еф.
126
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Начальное значение периодической составляющей тока к. з. обозначают символами: /„,— амплитуда, /„. 0 — действующее значение за первый период. Для синусоидального тока /п,0 = /п,т/]/2-Величина /„.о может быть определена, если известно значение э. д. с. Еф, сопротивление генератора x'j и сопротивление цепи
к. з. лк:
ЕФ _ £ф
X", + X ’
а 1 к рез
7п. О
(3-14)
где л'рГЗ — результирующее сопротивление цени с учетом сопротивления генератора при условии x(ir:, ’ rv,.,.
Сверхпереходное значение э. д. с. генератора может быть определено по формуле
£ф = ]Л(Ло)*5 cos <р(0))2 + (77(О) + 7 (П)л-,/ sin <р(0))2, (3-15)
где 77(О) и 7(0)—соответственно фазное напряжение и ток 'генератора в предшествующем к. з. режиме; <р(0) — угол между векторами тока и напряжения в том же режиме; х'а — сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора.
С течением времени происходит затухание апериодических токов в демпферной обмотке и обмотке возбуждения с одновременным уменьшением соответствующих магнитных потоков фсп д и Фсп, f, причем первым затухает магнитный поток Фсв, д. В цепи обмотки возбуждения, имеющей малое активное сопротивление, свободный ток затухает медленнее.
Свободные магнитные потоки уже нс могут компенсировать размагничивающее действие потока реакции якоря ФС(, вследствие чего происходит уменьшение э. д. с. генератора. Изменение параметров машины оказывает влияние па периодическую составляющую тока к. з., которая также уменьшается:
= (3-16)
Ы « 1 К рсз
После затухания свободных токов в демпферной обмотке и в обмотке возбуждения наступает установившийся режим для периодической составляющей тока статора. Результирующий магнитный поток (рис. 3-8, в) при этом равен:
Фрез Ф/ Фет»
т. е. размагничивающее действие потока статора максимально.
Следует, правда, учесть, что магнитный поток Фст несколько уменьшается по сравнению с начальным моментом вследствие уменьшения периодической составляющей тока к. з. Таким образом, при отсутствии па генераторе ЛРВ установившееся значение периодической составляющей тока к. з. (действующее значение обозначается как /о) оказывается меньше его начального значения.
§ 3-21 T рсхфазное к.з. 127
Апериодическая составляющая тока к. з. затухает, как было показано выше, по экспоненте с постоянной времени Та. В рассматриваемом случае сопротивления цепи к. з. и генератора соизмеримы, поэтому при вычислении Т„ необходимо учитывать соответствующие сопротивления обмотки статора. Таким образом,
Л = (3‘17)
Длительность переходного процесса к. з. для современных генераторов обычно составляет не более 3—5 с. Как и в случае питания цени к. з. от шин неизменного напряжения, максимальное значение полного тока — ударный ток имеет место обычно через 0,01 с после начала процесса. При определении ударного тока условно считают, что к этому времени периодическая составляющая тока не претерпевает существенных изменений и равна, как и в начальный момент к. з., Учитывается лишь затухание апериодической составляющей, максимальное начальное значение которой принимается равным также
На основании принятых допущений ударный ток определится как (рис. 3-6, а)
_ 0.0J / _ 0.01\
— 7и, т “Ь Ль >п& а ~ Ль m \ 1 4“ а / •
Учитывая, что /п,т = У^‘2 1„,п и выражение в скобках представляет собой значение ударного коэффициента /гу, получаем:
1, = Г2Л,Л (3-18)
Рассмотрим теперь, как будет происходить процесс к. з. при включенном АРВ. В этом случае снижение напряжения при к. з. компенсируется увеличением тока возбуждения, причем при снижении напряжения па выводах генератора ниже 0,85—0,9 номинального срабатывает форсировка возбуждения, обеспечивающая нарастание возбуждения генератора до предельного значения. Таким образом, ЛРВ изменяет магнитный поток возбуждения Ф/, э. д. с. генератора, а следовательно, и ток к. з. (рис. 3-9).
Все АРВ действуют с небольшим запаздыванием. Кроме того, значительная индуктивность обмотки возбуждения генератора приводит к задержке увеличения тока ротора. В результате этого действие АРВ начинает проявляться только спустя некоторое время после возникновения к. з. Из сказанного можно сделать вывод, что АРВ нс влияют на ток к. з. в первые периоды короткого замыкания. Начальные значения периодической и ачерподичеекой составляющих тока, процесс затухания последней, а слецователыю, и ударный ток остаются такими же, как и в рассмотренном выше случае работы генератора без АРВ.
Глубина снижения напряжения па выводах генератора при к. з., а следовательно, и реакция системы регулирования зави-
128
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
сят от электрической удаленности места повреждения. На рис. 3-10 приведены кривые изменения действующего значения периодической составляющей тока к. з. во времени при различной удаленности места к. з. от генератора. При коротком замыкании
Рнс. 3-9. Кривая изменения тока к. з. синхронного геперлора при наличии автоматического регулятора возбуждения.
Рис. 3 10. Характер изменения периодической составляющей тока к. з. для генераторов с ЛРВ при различной удаленности места повреждения.
о — к. 1. на зажимах генератора (/ — генератор без ЛРВ; 2 — генератору АРВ); б к, *. за сопротивлением л'к (кривая / — л'к — кривая 2 — =- в к. з.
в удаленной точке.
на выводах машины работа ЛРВ оказывает слабое влияние на ток к. з., так как размагничивающее действие реакции якоря преобладает (рис. 3-10, а).
С увеличением .v,t отношение установившегося тока iA к начальному /п1). возрастает. При определенных значениях xK Jco может быть больше о- Обычно это имеет место, когда сопротивле-
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
129
пне л'|( превышает сопротивление генератора в 4—6 раз. В этом случае форсировка возбуждения не только компенсирует снижение напряжения на генераторах, но и сообщает дополнительное приращение потоку Ч >ргч и э. д. с. (рис. 3-10, б).
При дальнейшем увеличении электрической удаленности места повреждения ток к. з. уменьшается и короткое замыкание все в меньшей степени влияет па работу генераторов.
Удаленной точкой к. з. условно называют такое место в электрической септ, при коротком замыкании в котором ток в генераторах станций изменяется настолько незначительно, что можно пренебречь изменением э. д. с. и напряжений генераторов и считать напряжение на их зажимах неизменным и равным номинальному. Поэтому при коротком замыкании в удаленной точке периодическая составляющая тока не изменяется и с первого же момента времени к. з. принимает свое установившееся значение 0 ~ -- t ~ Очевидно, что в данном случае характер изменения тока в цепи будет таким же, как и при питании от шин неизменного напряжения.
3-3. МЕТОДЫ РАСЧЕТОВ ТОКА ТРЕХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
а) Назначение и порядок выполнения расчетов
Расчеты токов к. з. производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.
В настоящей книге рассматриваются пути решения первой задачи, где достаточно уметь определять ток к. з., подтекающий к месту повреждения, а в некоторых случаях также распределение токов в ветвях схемы, непосредственно примыкающих к нему. При этом основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока к. з. для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производят при блпжеино, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе.
Расчет к. з. с учетом действительных характеристик и действительного режима работы всех элементов электроэнергетической системы, состоящей из многих электрических станций и подстанций, весьма сложен. Вместе с тем для решейия большинства задач, встречающихся па практике, можно ввести допущения, упрощающие расчеты и не вносящие существенных погрешностей. К таким допущениям относятся следующие:
принимается, что фазы э. д. с. всех генераторов не изменяются (отсутствие качания генераторов) в течение всего процесса к. з.;
5 Л. Д Рожкова, В. С. Козулин
130
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цени;
пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов;
не учитывают, кроме специальных случаев, емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю [3-71;
считают, что трехфазная система является симметричной; влияние нагрузки на ток к. з. учитывают приближенно; при вычислении тока к. з. обычно пренебрегают активным сопротивлением цепи, если отношение л7г более трех. Однако активное сопротивление необходимо учитывать при определении постоянной времени затухания апериодической составляющей тока к. з. Т„.
Указанные допущения наряду с упрощением расчетов приводят к некоторому преувеличению токов к. з. (погрешность практических методов расчета не превышает 10%, что принято считать допустимым).
Расчет токов при трехфазном к. з. выполняется в следующем порядке:
для рассматриваемой энергосистемы составляется расчетная схема;
по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения;
путем постепенного преобразования приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующиеся определенным значением результирующей э. д. с. Е'^, были связаны с точкой к. з. одним результирующим сопротивлением хрга;
зная результирующую э. д. с. источника и результирующее сопротивление, по закону Ома определяют начальное значение периодической составляющей тока к. з. 0, затем определяется ударный ток и, при необходимости, периодическая и апериодическая составляющие тока к. з. для заданного момента времени t.
Ниже подробно рассматриваются этапы выполнения расчетов тока к. з. с использованием рекомендаций МЭИ, утвержденных Минэнерго СССР [3-7].
б) Расчетная схема установки
Под расчетной схемой понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток к. з. и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.
Пример расчетной схемы приведен па рис. 3-11.
Если расчет должен производиться не только для нормальной схемы, по и в ремонтном режиме, когда часть элементов оборудо-
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
131
вапия (липли, генераторы, трансформаторы) отключена, это должно быть указано в приложении к расчетной схеме.
На расчетной схеме или в приложениях к ней указываются номинальные параметры (напряжения, мощности, сопротивления) отдельных элементов. Так, на рис. 3-11 указаны параметры всех
Рис. 3-11. Пример расчетной схемы для определения токов к. з.
Параметры отдельных элементов: Т1 и 7'2 — ТД11-10000/110, 10 МВ-Л, г/к — 10,5*1,',; ТЗ — ТД-125000/П0, 125 МВ -Л, ик - 10,5%: Т4 11 Т5 — ТДТН-40000/110, 40 МВ -Л, "к В-П = 10.5%: Г/ и Г2 — ТВФ-60-2, 75 МВ -Л, Л^(|1ом) = 0,146; ГЗ — ТВФ-100-2. 118 МВ-Л, лд.(|,ом) - 0,183; Р - РБДГ10-2500-0,25; /,|ом --= 2.5 кЛ, хр -= 0,25 Ом.
элементов, сопротивления которых учитываются при расчетах токов к. з. в установках высокого напряжения (генераторах, трансформаторах, линиях электропередачи, реакторах). Сопротивления шин распределительных устройств, электрических аппаратов (выключателей, трансформаторов тока и др.), кабельных и воздушных перемычек сравнительно небольшой длины при этом не учитывают из-за их малого значения. Поэтому их параметры на схеме рис. 3-11 не указаны.
В отдельных случаях для уточненных расчетов в схеме должны указываться также параметры нагрузки.
5*
132 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
При расистах токов к. з. в .установках напряжением до 1000 В необходимо учитывать сопротивления шин, трансформаторов тока, рубильников, автоматических выключателей, параметры которых поэтому должны указываться в расчетной схеме. В расчетной схеме, приведенной на рис. 3-11, имеется несколько ступеней напряжений, связанных трансформаторами (115; 10,5 кВ).
В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени в расчетной схеме вместо се действительного напряжения на шинах указывают среднее напряжение Ucp, кВ, согласно следующей шкале [3-1, 1-141: 770; 515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 20; 18; 15, 75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15.
Приняв для каждой электрической ступени среднее напряжение, считают, что номинальные напряжения всех элементов, включенных на данной ступени, равны ее среднему напряжению.
Для определения сопротивления элементов сети на расчетной схеме обычно указываются их параметры в именованных, а в большинстве случаев в относительных единицах или в процентах (напряжение к. з. трансформаторов, индуктивные сопротивления генераторов и др.).
Вычисление величин в относительных единицах, т. е. в долях или процентах от некоторой заданной, так называемой базовой величины, встречалось в дисциплинах, изучавшихся ранее: физике, теоретических основах электротехники, электрических машинах и др. Относительные единицы используются также и при расчетах токов к. з. Рассмотрим этот вопрос более подробно.
Возьмем какой-либо элемент трехфазной цепи (трансформатор, генератор, реактор) со следующими номинальными параметрами: кВ, /цом, кА, S|IOM, МВ -А, Х|[ом, Ом.
Номинальные параметры связаны между собой известными соотношениями
*^ПОМ I 3 7„омП11см, 1
г = 7/ /|/-^ т I (3'19)
•Чюм О /110м. )
Любой другой режим работы того же элемента цепи, включая и режим к. з., характеризуется некоторыми значениями напряжения U, тока I, мощности S = ]/3 1U и сопротивления х — U/УЗ I, которые можно выразить в долях соответствующих номинальных параметров данного элемента, принимаемых в данном случае за базовые:
(пом) ^/^1ЮМ1 Л|: (11ом) = Qp.,
О __ pin * r | (о
Полученные таким образом значения являются относительными величинами, характеризующими элемент цепи при заданных условиях его работы (индекс * указывает, что величина выражена в относительных единицах).
§ 3-3] Методы расчетов тока трехфазного к.з. 133
Приведенное выше выражение для относительного сопротивления л-.,. ||10ч) можно преобразовать, заменив х110М его значением из выражения (3-19), тогда
(пом) = /цом^/^ПОМ- (3'21)
Отсюда следует, что относительное сопротивление при номинальных базовых условиях равно отношению падения напряжения в сопротивлении данного элемента цепи при протекании через него номинального тока к поминальному напряжению. Заменив в (3-21) номинальный ток через номинальную мощность и номинальное напряжение, получим:
^*(ном) = ^•'’пом/^аом- (3-22)
Относительные величины тока, напряжения и других параметров можно определять не только по отношению к номинальным величинам данного элемента цепи, но и по отношению к любой другой базовой системе величин, положенной в основу расчета. Очевидно, что в базовую систему величин должны входить базовая мощность So, базовое напряжение U6, базовый ток /б, связанные выражением мощности для трехфазной системы S6 = ]/3 7б(/6, а также базовое сопротивление хб — Uб/|/3 Iб. При этом произвольно можно задаться только двумя базовыми величинами. Обычно удобно задаваться базовыми значениями мощности и напряжения и по ним уже определять базовый ток /б = ‘$б/1/Г3Urj и базовое сопротивление.
Базовые величины обычно выражают в следующих единицах: напряжение — в киловольтах, мощность — мегавольт-амперах, сопротивление — омах.
При известных базовых величинах [7б, 'с, Sc и хб относительные базовые значения определяют по формулам, аналогичным (3-20):
U^U/Uc, = {
S* = S/S6; х*=х/х6. I
По аналогии с выражениями (3-21) и (3-22) для относительного базового сопротивления можно записать:
х;|;^|/3 16хЦ/6 (3-24)
и
х* = S6x/U"&. (3-25)
В каталогах и заводских информационных материалах всегда приводятся относительные значения параметров, определенные по отношению к номинальной мощности, номинальному сопротивлению, номинальному напряжению машины или аппарата, принятым в данном случае за базовые.
134 Короткие замыкания о электрических установках [Гл. 3
В некоторых случаях относительные номинальные величины выражают в процентах. Очевидно, что U, % ~= (7И. -100; /, % — ---- /* -100; S, % == S* -100; х, % = х* -100.
Относительное базовое сопротивление, если базовые условия отличны от номинальных, можно определить по известному относительному номинальному сопротивлению, пользуясь выражениями, полученными из (3-21) и (3-24)
^=^(„оМ)г^77 (3-26)
1 ном17 б пли из (3-22) и (3-25): Q /72
^ = -Ч(110м)^^. (3-27)
Используя выражения (3-21) — (3-25), можно по известному значению сопротивления в относительных единицах определить сопротивление в омах.
Используя относительные значения параметров, можно производить расчеты в соответствии с законами электротехники. При выполнении расчетов все величины, входящие в расчетные формулы, должны быть определены обязательно при одинаковых базовых условиях.
Следует иметь в виду, что относительные значения линейных (междуфазных) и фазных напряжений численно равны между собой, т. е.
, , t ^Л1!И _ 1^3 t/ф _ t/ф г г
U * дни 1=1 77 i/q г / 77
</б.лии г 3l/(5, ф t/б. ф
Поэтому закон Ома в относительных единицах, например, имеет вид /* и*/х*, а формула мощности трехфазной сети может быть
записана как S,(. U*I*.
Рассмотрим, как определяются сопротивления разных элементов расчетной схемы.
Синхронные машины. В расчетных схемах синхронные машины вводятся сверхпереходпым значением индуктивного сопротивления по продольной оси Xrf, которое обычно указывается в каталогах в относительных единицах или процентах при номинальных базовых условиях, т. е.
• 1^3 /цом ‘Siiom /Q OQ\
^<Н(пом)—ц ^d г:-. > (o-2o)
V11OM l/UOM
ИЛИ
x;«i-Xrfl-^-^100-Xrf^l00, (3-29)
^IIOM ийом
где /„ом. f7110H, S,10„ — соответственно номинальные ток, напряжение и мощность генератора (компенсатора, двигателя); x'j. — сверхпереходное сопротивление, Ом.
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
135
Активное сопротивление электрических машин высокого напряжения во много раз меньше индуктивного (х/r — 15 4- 150, см. 13-1, 3-7]).
При расчетах токов к. з. генераторы в ряде случаев объединяют, заменяя обобщенным эквивалентным источником. Если точка к. з. находится у выводов генератора (синхронного компенсатора) или на небольшом удалении от них, например за трансформатором связи электростанции с энергосистемой, то такие электрические машины учитываются в схеме своими параметрами. Вся остальная часть энергосистемы, где обычно сосредоточивается преобладающая генераторная мощность, рассматривается как единый источник — система с шипами неизменного напряжения, уча-
стие которого в питании короткого замыкания ограничено только сопротивлениями тех элементов (липин, трансформаторы, реакторы), через которые точка к. з. связана с этой частью системы.
Если известно начальное значение периодической составляющей тока к. з. 0 или мощности к. з. SK=]/3 7п,0С/ср при трехфазном к. з. в какой-либо точке энергосистемы, то по ним можно определить индуктивное сопротивление системы хг относительно этой точки:
х ... -.^Р
с /з/п,0 \
(3-30)
где С7ср — среднее напряжение той ступени, для которой известен ток /„, о или мощность S]t. За этим сопротивлением находятся шины неизменного напряжения, где U = Uzv — const.
Сопротивление энергосистемы можно определить приближенно из условия предельного использования выключателя, установленного или намечаемого к установке в данном узле энергосистемы, т. е. считая, что ток при трехфазном к. з. непосредственно за этим выключателем равен его номинальному отключаемому току /,10Н1 отк. Тогда по аналогии с (3-30)
Хс = МКЗ Л.ом.отк)- (3-31)
Возможно также задание системы параметрами эквивалентного генератора, т. е. относительным номинальным сопротивлением х*С(„ом) 11 номинальной мощностью S110M, равной сумме номинальных мощностей источников.
Среднее значение отношения х/r для системы в целом, как правило, получить трудно, так как оно в значительной мере зависит от положения точки к. з. Если к. з. отделено от системы линиями электропередачи, то отношение х/r уменьшается; с сокращением длины линий приближением к. з. к шинам мощных станций значение отношения х/r возрастает.
Трансформаторы и автотрансформаторы. Для каждого силового трансформатора в паспорте задается значение напряжения к. з.
Определение сопротивлений обмоток силовых трансформаторов
Таблица 3-2
Наименование Исходная схема Схема замещения Расчетные выражения
3 3
Двухобмотэчный транс- X °а — U п Т1°П
форматор 1 ? '° кВ-H -«
н 1
Трехобмоточный трансформатор, автотрансформатор
Я
Х1Б % = 0,5 (икЕ.н"6 + + “кВ-С %-ыкС-Н %); *тС% = 0>5 (“кБ-СГ'« +
+ “кС-Н%~ “кВ-Л%); хтН%=0’5 (“кВ-Н0<> +
+ “кС-н’/0 —икВ-С<«)
ГЧГ
Продолжение табл. 3-2
Наименование
Исходная схема
Схема замещения
Расчетные выражения
Трехфазный трансформатор с обмоткой низшего напряжения, разделенной на две ветви
а) А’тВ°» ~ <Х125икВ н%;
ЛтН,' В = л’тнЛо “^'^“кВ-н’о
б] хтВ % =нкв.н%
хтнЛв=хтнЛо=<н,-н.%;
икНгнЛ»— задается в каталогах относительно 5Hi = Sh. = 0,5Shom т
Короткие замыкания е электрических, установках [Гл. 3 | § 3-3] Методы расчетов тока трехфазного к.з.
138
Короткие эа.чыкаиия в электрических установках
[Гл. 3
Наименование Исходная схема Схема замещения Расчетные выражения
§ 3 3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
139
ик, %, которое равно относительному номинальному сопротивлению трансформатора:
«к°о == 7^- 100 = 100 = 100 = ZT%.
ь* Н')М *Люм ^пом
Так как для трансформаторов обычно хт то ZT% » хт%.
Для двухобмоточных трансформаторов в каталогах и других справочных материалах задаются величины zzkb-h, %. Для трехобмоточных трансформаторов, автотрансформаторов и трансформаторов с расщепленными обмотками напряжения к. з. задаются для каждой пары обмоток. При определении индуктивных сопротивлений для каждой обмотки пользуются известными уравне ниямп, основные из которых приведены в табл. 3-2.
Реакторы. Для реакторов в паспорте обычно указывают поминальный ток и сопротивление реактора в омах.
Воздушные и кабельные линии электропередачи. В расчетной схеме для линий электропередачи обычно указывают их длины с учетом того, что удельные значения индуктивных сопротивлений на фазу линий можно принимать, исходя из средних значений, указанных в табл. 3-3.
Таблица 3-3
Средние удельные индуктивные сопротивления воздушных и кабельных линий электропередачи [3-1]
Тип линии электропередачи
Одноцепная воздушная линия 6- -220 кВ
Одноцепная воздушная линия 220 330 кВ при расщеплении на два провода в фазе
Одноцепная воздушная линия 400—500 кВ при расщеплении на три провода в фазе
Трехжнльпый кабель:
6 10 кВ
35 кВ
Одножильный маслонаполненный кабель 110 кВ
Ом/км
0,4
0.32
0,28
0,08
0,12
0.18
Для генераторов, синхронных компенсаторов и двигателей в расчетной схеме необходимо задавать величину сверхпереход-иой э. д. с. Условно считают, что все синхронные машины до к. з. работали с полной поминальной нагрузкой при номинальном коэффициенте мощности и номинальном напряжении на выводах Кроме того, принимают, что все синхронные машины снабжены АРВ и устройствами форсировки возбуждения. Средние значения э. д. с. источников приведены в табл. 3-4, для генераторов уточненные значения э. д. с. можно получить также из выражения (3-15).
но
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Значения э. д. с.
Таблица 3-4
Источники р * (ном)
Турбогенератор до 100 МВт 1,08
То же 100—500 МВт 1,13
Гидрогенератор с успокоительными обмотками 1,13
Гидрогенератор без успокоительных обмоток 1,18
Синхронный компенсатор 1,2
Синхронный двигатель 1.1
Асинхронный двигатель 0,9
В табл. 3-4 включены сведения об э. д. с. двигательной нагрузки. Следует отметить, что при расчетах токов к. з. нагрузка учитывается своеобразно. Нагрузка, включенная непосредственно у генераторов (случай ТЭЦ) и имеющая мощность, соизмеримую с мощностью генераторов, учитывается путем коррекции э. д. с. последних до значения £’(110м) = 1. Мощные нагрузки, включенные вблизи места к. з., учитываются в виде обобщенного источника со своими параметрами £"(,10м) == 0,85; x*(u0M) = 0,35. Нагрузки, отделенные от места к. з. длинными линиями, ступенями трансформации, обычно не учитываются. Особо учитывается влияние двигательной нагрузки при к. з. в системе собственных нужд электрических станций. Этому вопросу посвящен § 3-5.
в) Электрическая схема замещения
На расчетной схеме электроустановки намечают точки, в которых предполагается к. з. (см. рис. 3-11). Затем для выбранной точки к. з. составляют эквивалентную электрическую схему замещения.
Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими.
Как уже указывалось, параметры расчетной схемы могут быть выражены в именованных или относительных единицах.' При расчетах в именованных единицах все сопротивления схемы должны быть выражены в омах и приведены к одному базовому напряжению (к среднему напряжению одной электрической ступени). Такое приведение необходимо, если между источником и точкой к. з. имеется одна или несколько ступеней трансформации (рис. 3-12, о).
За базовое напряжение удобно принимать среднее напряжение той ступени, на которой имеет место к. з. Приведение сопротивления, выраженного в омах, к выбранному базовому напря
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
141
жению производят по следующей формуле:
x' = (/?j/72n3.../7ft)2X,
(3-32)
где /?], /?2, п3,..., л,, — коэффициент трансформации трансформаторов, через которые сопротивление х связано со ступенью базового напряжения; коэффициенты трансформации определяют в направлении от выбранной базовой ступени к той ступени, на которой включено рассматриваемое сопротивление.
Рис. 3-12. Расчетная радиальная схема и се схема замещения.
Так как для каждой электрической ступени принято определенное среднее напряжение, то коэффициенты трансформации, используемые для приведения сопротивлений, представляют собой отношения средних напряжений двух ступеней. В связи с этим промежуточные коэффициенты трансформации сокращаются и пересчет сопротивлений можно вести по следующей формуле:
//2
х' = х^, (3-33)
где х — индуктивное сопротивление данного элемента, Ом на фазу, заданное при Ucp ступени, на которой включен данный элемент; х' — индуктивное сопротивление, Ом на фазу данного элемента, приведенное к принятому базовому напряжению U6.
Поскольку сопротивления разных элементов расчетной схемы могут задаваться в разных единицах измерения, в табл. 3-5 даны выражения для определения сопротивлений в именованных единицах и приведения их к базовому напряжению.
Если расчет выполняется в относительных единицах, то необходимо предварительно привести все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базовым условиям. Базовые условия следует выбирать, учитывая удобство проведения расчетов. Так, за базовую мощность обычно принимают 100, 1000 или
142
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Табл и Ц а 3-5
Расчетные выражения для определения приведенных значений сопротивлений
Элемент электроустановки Исходный параметр Именованные единицы. Ом Относительные единицы
Генератор Х(1 И ом 5|ЮМ _ - _£L Х '^J^HOM Q °1ЮМ X -х" Зй </*ном с °иом
^ном 100 5ИОМ _ л-;;% sf) ** 100 S„0M
Энергосистема S К x=t/£/SK ~ S(j/SK
Люм. ОГК Sc, X*—— S 3 Дюм. огк^ср
Л — 1 3 ном. отк^ср
*#С, ном ‘^НОМ у_ _£L х ^с, ном е °иом - Sfi ^C, HOM Q o HOM
Трапсформаюр Л-Л', *Siom 100 5 пом XT% ^6 * 100 S„OM
Реактор Л'р * = хР-7/5-ср s6 Xp rr2 cp
Линия электропередачи Лщ 1 Х Xy:il Ц-, ср , Sfi XyiJ JI» 1 ucp
Примем а и и с. S|t04 — номинальные мощности элементов (генератора, трансформатора, энергосистемы). МВ-Л; — базовая мощность, МВ-.Л: 5К — мощность к. з. энергосистемы, МВЛ; „„--номинальный ток отключения выключателя, кЛ: ПОМ- отк
*фс, ном— относительное поминальное сопротивление энергосистемы; *_%—относи-
тельное сопротивление трансформатора, определяемое через «к% — напряжение к. з. трансформатора (см. табл. 3-2); — базовый ток, кА; (/ — сроднее напряжение
в месте установки данного элемента, кВ; х — индуктивное сопротивление линии па 1 км длины, Ом/км; / — длина линии, км.
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
143
10 000 МВ -Л, а иногда часто повторяющуюся в схеме мощность отдельных элементов. За базовое напряжение удобно принимать соответствующее среднее напряжение.
Значения сопротивлений, найденные по формулам табл. 3-5, указываются в схеме замещения. Каждому сопротивлению схемы присваивается определенный номер, который сохраняется за ним до конца расчета.
Для расчета значений периодической составляющей тока к. з. при трехфазном к. з. составляется схема замещения для одной фазы (рис. 3-12, б), поскольку все фазы цепи находятся в одинаковых условиях.
После того как схема замещения составлена и определены сопротивления всех элементов, она преобразуется к наиболее простому виду (рис. 3-13). Преобразование (свертывание) схемы выполняется в направлении от источника питания к месту к. з. При этом ис-
пользуются известные правила последовательного и параллельного сложения сопротивлений, преобразования звезды сопротивлений в треугольник и обратно, многоугольника в многолучевую звезду и т. и. Эти правила представлены в табл. 3-6.
Рис. 3-13. Результирующая схема замещения.
Рис. 3-14. Разделение связанных цепей.
В процессе преобразования схемы замещения часто возникает задача разделения так называемых связанных цепей. Этот случай показан на рис. 3-14.
Токи от источников /, //, III проходят через общее сопротивление х4. Для того чтобы определить ток, поступающий к точке к. з. от каждого источника, необходимо преобразовать схему к лучевому виду, показанному на рис. 3-14, г.
При расчете по схеме, полученной при таком преобразовании, токи, подтекающие в точку повреждения от отдельных источников, должны быть такими же, какими они получились бы в схеме до преобразования. Расчет производится в следующем порядке.
Таблица 3-6
Основные формулы для преобразования схем и определения токораспределения
Производимое преобразование Схемы Условное обозначение пре-об разевания Формулы сопротивлений элементов преобразованной схемы Формулы распределения токов в схеме до ее преобразования
до преобразования после преобразования
Последовательное соединение 1 . I Хзк | 7*“ + ХЭк = xi 4- Х2 + ... -f- Ха /1 = /2 = ...=/
Параллельное соединение Н s 1“ II хэк — г + г + ’-'+т- Х1 х‘2 XCL При двух ветвях ХлХ* Хэк~х1 + х2 Аа
Продолжение табл. 3-6
Производимое преобразование
Схемы Условное обозна- . чение Формулы сопротивле- Формулы распределение. ний элементов преобра- ния токов в схеме до обра- зованной схемы ее преобразования зова-ния
до преобразования после преобразования
Преобразование треугольника в эквивалентную звезду
*л = XLMXLN }ML~ _ lMXM~fLXL
Д/А XLM. + xLn + XMN XN~ XLNXMN XLM Iln= fLXL ~ {NXM
\и = XLMXMN XLN ^NM~ 1 NXN~I MXM
XLM~S^XLNJ^XMN XNM
Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3 Ж § 3-3] Методы расчетов тока трехфазного к.з.
146
Короткие замыкания о электрических установках
[Гл. 3
лжение
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
147
Составляют схему замещения для данной точки к. з. и путем постепенного преобразования приводят ее к виду, показанному па рис. 3-14, а, причем в общем случае число ветвей источников может быть любым.
Определяют результирующее сопротивление схемы (рис. 3-14, а — в):
хрсз = хак + х*, (3-34)
где хэк—эквивалентное сопротивление всех источников питания относительно точки 1 схемы:
-v,K = Xil|x2||x3. (3-35)
Принимают относительное значение периодической составляющей тока в месте повреждения за единицу (/„* 1) и находят
коэффициенты распределения, т. е. долю участия в токе к. з. каждого источника. На основании законов Кирхгофа можно записать:
+ /п*П + /п*Ш = /п* = L а также
(3-36)
Отсюда коэффициенты распределения по ветвям С| = / = x9K/.Vj,
О2 — I и * 11 — Хэк/Х2 И Т. Д.
Таким образом, используя коэффициенты распределения, можно по суммарному току в месте к. з. определить, как он распределится по ветвям.
Правильность вычисления коэффициентов можно проверить по выполнению условия
С1 + С2 + С3=1. (3-37)
Учитывая, что токораспределеиие по ветвям должно оставаться неизменным, получаем (рис. 3-14, г):
Хрез 1 ~ ^“рез//'1 ’
^рсз 2 XpcjC^ И Т. д.
Определение начального значения периодической составляющей тока к. з. по известной итоговой схеме замещения не представляет затруднений.
При расчете в относительных единицах
о = (3-39а)
лрез*
(3-38)
148 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
где £’—э. д. с. источника, отн. ед.; хр„* — результирующее относительное сопротивление цепи к. з., приведенное к базовым условиям; /б — базовый ток, определенный при заданной величине £б и при £б = £ср в месте к. з.
При расчетах в именованных единицах
7,„о = £ф/хрез, (3-396)
где .*•[,„ — результирующее сопротивление цепи к. з., Ом; £ф — э. д. с. источника (фазное значение), приведенная к ступени, па которой рассматривается к. з.:
£" = £,’„,-7^— (3-40)
uср, ист
Некоторые особенности имеют составление схемы замещения и определение начального значения тока при к. з. в электрических сетях до 1000 В. В этих сетях прежде всего надо учитывать как индуктивное, так и активное сопротивление элементов цепей, так как они соизмеримы.
В установках до 1000 В на ток к. з. существенное влияние оказывают сопротивления таких элементов, как короткие проводники небольшого сечения, трансформаторы тока, токовые катушки автоматов, сопротивления контактных соединений, которые в установках высокого напряжения обычно не учитываются.
В то же время без значительного загрубления расчетов можно пренебречь сопротивлением внешних связей и считать, что шины высшего напряжения трансформатора, питающего сеть низшего напряжения, являются шинами неизменного напряжения.
Параметры схем замещения для установок ниже 1000 В удобно представлять в именованных единицах. За средние напряжения принимают значения из следующего ряда: 690, 525, 400, 230, 127 В.
Вычисление начального значения тока к. з. производят по формуле (3-39, б), где вместо ££ подставляют значение (7ср/]/3, а вместо хрсз — значение zpe3, определяемое как
гРез = 1Л2]П)2 + (2^.
Величины Г/ и xt для i-го элемента сети определяют с использованием соответствующих справочных данных (см., например, [3-1, 3-71). В частности, для силового трансформатора они могут быть рассчитаны по известным из курса «Электрические машины» формулам, мОм:
_ 'ЗДом 1()Я. _ t/”OM104
* 1 о о 1 ~ ~ о * и »
° НОМ ^ном
где SII0M — номинальная мощность трансформатора, кВ -А; £ном — номинальное линейное напряжение обмотки низшего напряжения
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
149
трансформатора, кВ; Л/?к — потери к. з. в трансформаторе, кВт; «к — напряжение к.з. трансформатора, %.
г) Особенности преобразования сложных схем замещения
Определенные трудности в упрощении схем возникают, когда точка к. з. находится в одном из узлов многоугольника, к другим
Рис. 3-15. Короткое замыкание в симметричной сложной схеме.
узлам которого присоединены генерирующие ветви. Примером могут служить случаи к. з. в схемах, приведенных на рис. 3-15—3-17.
Если точка к. з. делит схему на две симметричные части, например точки /<-/, К-2, на рис. 3-15, а, то при одинаковых характеристиках генераторов Г1, ГЗ и трансформаторов узлы а и б схемы будут иметь одинаковые потенциалы, вследствие чего их можно совместить. При этом ветви генераторов Г1 и ГЗ объединяют, представляя их эквивалентной машиной с S = 2SHOM. В результате получится схема, представленная на рис. 3-15, в. В этой схеме л-д = х2||х3; х10 = х4|[хБ; хп = х0||х8.
Рис. 3-16. Короткое замыкание в сложной несимметричной схеме.
Дальнейшее преобразование схемы производится по обычным правилам.
Рассмотрим другой случай, показанный на рис. 3-16. Схема замещения приведена на рис. 3-17, а.
Генераторы Г1 и Г2 имеют одинаковые э. д. с., вследствие чего их можно объединить в эквивалентную машину с S = 2SH0M. При
150
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
таком объединении образуется треугольник сопротивлений (х4, хв, л'7), который преобразуется в звезду (хя, х10, хп), как показано
Рис. 3 17. Преобразование сложной схемы но методу треугольник — звезда.
на рис. 3’17, б. В схеме на рис. 3-17, в определяют сопротивления х|2 = х2 [ хя и х13 — хГ) х)П. Получившийся в результате тре
угольник (л'я, х,2, х13) преобразуется в звезду (х14, Xib, х1я) После
Рис. 3-18. Разрезание узла по точке короткого замыкания.
3-18, б). Далее полученную схему
определения сопротивлений Х]7 = Х\ Н* Х44 И Xj3 = Хц получаем окончательно схему, приведенную па рис. 3-17, г.
Когда трехфазное к. з. находится в узле с несколькими сходящимися в нем ветвями (рис. 3-18, с) и необходимо определить токи в этих ветвях, прибегают к методу разрезания узла по точке к. з. На каждой образовавшейся отдельной ветви сохраняется точка к. з. (рис. нетрудно преобразовать отно
сительно любой из точек к. з., учитывая другие ветви с короткими замыканиями как обычные нагрузочные ветви с э. д. с., равными
нулю.
Для проведения расчетов начального значения периодической составляющей тока к. з. но имеющейся схеме замещения в слож
ных случаях часто используют модели-анализаторы постоянного тока н типовые программы для ЭВМ.
В примере 3-1 показан порядок составления схем замещения и их преобразования при расчете токов к. з. в именованных и относительных единицах.
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
151
Пример 3-1. Задание. Составить схему замещения для расчета трехфазного к. з. и определить начальные значения периодической составляющей тока короткого
замыкания /,,0 в цепях электростанции, расчетная схема и исходные данные которой представлены па рис. 3-11.
Решение. Выполним расчет в двух вариантах: вариант А — в относительных единицах; вариант Б — в именованных единицах (только для точки К-1).
А. Расчет в относительных единицах
Схема замещения для расчета трехфазных к. з. представлена на рис. 3-19.
Каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за данным сопротивлением в течение всего расчета. В схеме сопротивление имеет дробное обозначение, где числитель — помер сопротивления, знаменатель — численное значение сопротивления.
Нагрузку, расположенную вблизи генераторов Г1 и Г2, учитываем уменьшением э. д. с. генераторов до — 1. Влиянием относительно малой нагрузки собственных нужд (с. и.) и удаленных от мест к. з. нагрузок пренебрегаем.
Определим сопротивления схемы (рис. 3-19) при базовой мощности Sg = = 1000 МВ-Л.
Сопротивления генераторов Г1 и 7'2
Рис. 3-19. Общая схема замещения. К примеру 3-1.
0,1461222 = 1,95.
75
В дальнейшем для упрощения обозначений индекс , опускаем, подразумевая, что все полученные значения сопротивлений даются в относительных единицах и приведены к базовым условиям.
Таким образом, xt = х2 — 1,95.
Для генераторов Г1 и Г2 э. д. с., как это было отмечено выше, принимаем равными единице.
Сопротивление генератора ГЗ
п 10„ 1000 . „
х3 = 0,183 —j-jg—= 1,55.
Определим э. д. с. генератора ГЗ:
Е* = V(' wxd cos rP(0))2 + (^(0) +1 wx'd sin <P(0))2 = = |z(l -0,183-0,85)2 + (14-l -0,183-0,53)2«si,1, где /,(), — 1; 77(0, = 1; cos <p(0, = 0,85; sin <p,0> = 0,53.
Значения параметров в относительных единицах взяты в предположении, что генератор ГЗ до к. з. имел номинальную загрузку. Сопротивление реактора
у _ V ^<1 ___0 25 -1222._9 27
xi~xp yi? —0,25 2,2/.
152
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Сопротивление трансформаторов Т1 и Т2
r „ их% S6 10,5 1000 xt> = -'о =--------=------------
100 SII0„ 100 40
Сопротивление трансформатора ТЗ
10,5 1000 п ОЛ Х1~ 100 125 -°-84’
2,625,
Сопротивления линий электропередачи:
Л1 (двухцепной)
худ( S6 0,4-50 1000
2 "Т15®’==0,76
Рис. 3-20. К примеру 3-1. Схемы замещения для точки к. з. К-1,
(удельное сопротивление липни НО кВ принято равным 0,4 Ом/км); Л2
— хуц1 -----0,4-32
°ср
= 0,97;
ЛЗ
х1о = О,4 • 23
1000
115*
Упростим схему.
Результирующее сопротивление цепи
1000
115*
= 0,7.
Короткое замыкание в точке К-1 (шины 110 кВ станции). Ветви генераторов Г1 и Г2 симметричны по отношению к точке к. з. К-1. Поэтому сопротивление реактора х4 можно исключить из схемы замещения, так как оно включено между узлами одинакового потенциала и не влияет на ток. С учетом этого схема замещения для к. з. в точке К-1 будет иметь вид, показанный на рис, 3-20, а.
генератора ГЗ
Хц — х$ + Ху ~ 1,55 + 0,84 = 2,39.
Результирующее сопротивление цепи однотипных генераторов Г1 и Г2 суммарной мощностью 150 МВ-Л
= (-Vi + Л'5) || (х2 + л’в) = ——~2 —- = 2,29.
Результирующее сопротивление ветви энергосистемы (шин неизменного напряжения)
. , ... (0,97 + 0,7)0,76 ЛГ„
Мз - (*. + ^о) II х8 - о^7+О17+о>76 = 0,52.
Начальное значение периодической составляющей
из выражения
тока к.з. определится
Е1 , ^‘6
1 П,0
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
153
где х* — результирующее сопротивление ветви схемы; /д — базовый ток: , 5б Ю00 - .
/б = —г-.—2-----= —7^------= 5,03 кА.
Значения токов по ветвям: ветвь генераторов Г1 и Г2
24g- • 5,03 = 2,2 кА; ветвь генератора ГЗ
/n’0 = 2“39 ,5’03^2'31 кА: ветвь системы
/п.о=о42--5.°3 = 9,67 кА.
Суммарный ток к. з. в точке Д-/:
и. /<./ — 2,2 + 2,31 Н 9,67= 14,18 кА.
Короткое замыкание в точке К-2 (на выводах генератора Г2), Используя частично результаты преобразований предыдущего расчета, схему замещении для данной точки к. з. можно представить в виде, показанном на рис. 3-21, а. Генератор ГЗ находится на значительной электрической удаленности от места к. з., поэтому для упрощения расчетов его целесообразно включить ь состав ветви системы, соответственно скорректировав ее сопротивление (рис, 3-21,6):
„ 0,52 • 2,39 п
*14 *13 ll+i — (/,52-1-2,39 — .
Таким образом, к точке к. з. ток будет поступать от трех источников, причем генератор Г2 включен в точке к. з. непосредственно,
Ток к, з, от генератора Г2
Г" л.,о=4^/б.
*2
где /б — базовое значение тока при среднем напряжении в точке к. з, Uc к = = 10,5 кВ: Р‘
, Srt 1000 .
/б = — . — ------= ——-------= 55 кА.
»/з^ср.л.2 И 3-10,5
Таким образом, ток трехфазного к. з. от генератора Г2
/п.о = -г4/-55 = 28,2 кА.
1, ио
Сложнее определить токи к. з. от П и от энергосистемы с учетом их расге кания по сопротивлениям х4 и хв. Для вычисления этих величин используем метод разрезания точки к. з., как это показано на рис. 3-21, в.
Для определения составляющих тока к. з. через реактор (сопротивление х4) рассмотрим к. з. в точке (К-2)'. Схема замещения для этого случая представлена на рис. 3-21, г. В ветвь с сопротивлением хя включается э. д. с , равная нулю, т. е. имеем нагрузочную ветвь, которая обусловливает некоторый отсос тока от источников.
154 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
Выполним преобразования схемы, для чего первоначально найдем сопротивления ветвей системы и х0 относительно точки а (рис. 3-21, г):
„ 0,427-2,625
-'•эк - -'111! -Ч - о>427 + 2Д525' ~(),3G7,
Рис. 3-21. К примеру 3-1 Схемы замещения для к. з, в точке К-2,
Коэффициенты распределения по ветвям
Л’н
_ 0,3G7 ~ 0,427
= 0,86;
Со
0,367
2,625 -
0,14.
Сопротивления преобразуемых ветвей относительно точки а (рис, 3-21, г)
Хррз 2,992 2,992
^•=^оЖ=3’48; W=21’37
где ХрРЗ = х,к + х6 — 0,367 + 2,625 — 2,992. Свернем схему к точке к. з.:
1,95-3,48-21,37
*эк — Й II -vir> II +о
_______________________________ __ 1 10
1,95-3,48+ 1,95-21,37-1-3,48.21,37 ~ ’
§ 3-3]
Методы, расчетов тока трехфазного к.з.
155
Коэффициенты распределения по ветвям
Г ____хэк __ 1,18____ „. „
“ х|Г, ~3,48 Л ’ СП’
г-= о-
г, 1,95 ’ ’
Cfi = TJt==2T^ = 010C-
£1,01
Сопротивления от источников до места к. з.
хрез 3,45
ХП " ’ сс 0,34
*рез 3,45
*18 ~ — СГ1 = “одГ
*рез 3,45
1U - г. = 0,06 '
= 5,75;
= 57,С,
10,15;
где лгрСЗ == хэк + х4 — 1,18 + 2,27 = 3,45.
Токи по вегвям схемы:
ток ог генератора Г1
/„,о = 'б = +к55 =9,57 кА; Л18 и,/О
Тик от системы С
;- = ^/б = 45 55 = 5-42 кЛ-
Ток через сопротивление х10 к месту к. з. поступать не будет, так как э. д. с. в этой ветви равна нулю.
Суммарный ток трехфазного к. з. через реактор
/„, 0 = 9,57 + 5,42= 14,99 кЛ.
К о р о т кое замыкание в точке /С-2’, (схема замещения — рис. 3-21, д').
Найдем сопротивления ветвей схемы относительно точки б (рис. 3-21, д):
*эк
_1ШЕ-Ю5 1,95 + 2,27“ ’° ’
Коэффициенты распределения по ветвям схемы
Сп=^- = = 0,64; ,
11 х4 1,95 х4
Сопротивления источников относительно точки л-рр3 3,675 ^=t- = w=6’8;
где >ррз = хэк + .г5 -- 1,05 + 2,625 = 3,675.
Свернем схему к точке к. з.:
0,427 -6,8 -7,99
эк
рм
1,05 лиг = 2^7=0-46*
б
3,675
Л’21 ~ С4 ~ 0,46 ~7’">
_ ____________________ __ Г) OQQ
0,427 • 6,8 + 0,427 • 7,99 + 6,8 • 7,99
*эк = *11 '
156
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Коэффициенты распределения по
Сс = ^С = g3 0,89; с л14 0,427
с4 = ^ *21
Сопротивления от источников до места к. з.
*псз 3,008
^ = -^-=оЖ = 3’38:
*рез
*24 = -сГ=
ветвям схемы
cn=^ = ¥F = 0.06;
*20 0,0
01383 П Об
= 7Ж=0,05-
*рез 3,008
Х2а=="ОГ =’оЖ==50,1:
3,008
W=60-2-
где Хрр3 = хэк + х9 — 0,383 + 2,625 = 3,008,
Токи по ветвям схемы:
ток от системы
F" 1
Ль о = ~-/б = з^8-55= 16,27 кА;
ток от генератора Г1
'“-ё'»-зй-55-’-'кА-
Ток через сопротивление х21 к месту к. з. поступать не будет, так как э. д. с, в этой ветви равна нулю.
Суммарный ток через трансформатор связи
/п>0= 16,27+1,1 = 17,37 кА.
Начальное значение периодической составляющей тока к. з. в точке К-2 от всех источников
/поЖ.2 = 28,2+14,99 + 17,37 = 60,56 кА.
Короткое замыкание в точке К-3. Генераторы Г1 и Г2 находятся на значительной электрической удаленности от точки К-3, поэтому для упрощения расчетов их целесообразно включить в состав ветви энергосистемы, соответственно скорректировав ее сопротивление, Итоговая схема замещения представлена на рис. 3-22.
Здесь
*25 = *7 + *12 II *13 = 0,<84 + 1 ’ = 1,26
и,02 -р- z,zy
(см. схемы на рис. 3-19 и 3-20, а, б).
Токи по ветвям схемы при к. з. в точке К-3 при Ucp = 10,5 кВ и 7g = 55 кА: вегвь генератора ГЗ
Е". 1 1
Ль о = 7б = -r-jr 55 = 39,03 кА;
*з 1>55 ветвь системы
Льо = —— ^б — ' 55 = 43,65 кА.
| "25 *
Суммарный ток при трехфазном к. з. в точке К-3
/поХ.3 = 39,03 + 43,65 = 82,68 кА.
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
157
Б. Расчет в именованных единицах
Схема замещения для случая трехфазного к. з. в точке К-1, приведенная на рис. 3-23, а, аналогична схеме на рис. 3-20, а. Однако все сопротивления схемы выражены в омах и приведены к напряжению ступени к, з. Ur, = 115 кВ.
Б" =1,1
Рис. 3-22. К примеру 3-1. Схема замещения для к. з. в точке К-3,
Рис. 3-23. К примеру 3-1. Схема замещения для к. з. в точке К-1,
Начнем нумерацию сопротивлений с первого номера и определим значения сопротивлений схемы замещения, приведенные к U6 = ~ 45 к®:
генераторов Г1 и Г2
U1 115»
генератора ГЗ
Л1
Л2
ЛЗ
1152
х3 = 0,183 =20,51 Ом;
11о
трансформаторов Т1 и Т2
и % UI 10,5 1152
^=^=wd = Toow-=34’71 Ом:
трансформатора ГЗ
10,5 1152 ~
«’-ТаГТщ-11’110"’
линий электропередачи:
xV}il 0,4-50
х8=^=-^—=10 Ом;
хв==худ/ = 0,4 • 32 = 12,8 Ом; х10 = 0,4 23 = 9,2 Ом,
158 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
Занесем полученные данные в схему замещения. Преобразуем схему к виду, показанному па рис. 3-23, б:
Л'п == х:, + х. = 20,51 + 11,11 = 31,62 Ом;
^12 = (Xi + .Vr,)||(,v3-|-х0) = —----—- =30,23 Ом;
-G.87O„.
lU-f~ * А*
Начальное значение периодической составляющей тока в месте к.з. может бьпь найдено из выражения, кЛ,
/ =
" ° Узх [Ом[ •
Значения тока генераторов Г1
по ветвям: и
Г2
1,0- 115 |'z3- 30,23
2,2 кЛ;
I
генератора ГЗ
= -7- • - = 2,31 кЛ;
КЗ - 31,62
энергосистемы
Суммарный ток
к.
Л|.<>= ~т~-----=9,67 кЛ.
|/ 3.6,87
з. в точке К-1
I 0 ^., = 2,2+2,31 +9,67= 14,18 кА.
Результаты расчета по отдельным ветвям и в месте к. з. дают такие же значения токов к. з., как и в случае расчета в относительных единицах.
Расчет в именованных единицах более нагляден, расчет в относительных единицах более удобен при исследовании сложных схем с несколькими ступенями напряжения.
д) Определение предельных токов к. з.
В практике проектирования часто возникает задача определения тока к. з. за трансформатором или реактором при отсутствии точных данных о мощностях и сопротивлениях питающих источников. В таких случаях иногда бывает достаточно определить максимально возможное значение тока к. з. Для этого предполагают, что трансформатор или реактор подключен к шинам неизменного напряжения.
Ток к. з. при этом может быть определен по следующим выражениям:
= (3-4!а)
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
159
если сопротивление задано в омах, и
I — 1 /
1 п, 0 .. 2 ном»
Л ФНОМ
(3-416)
если сопротивление задано в относительных единицах.
Здесь t/rp, ,< —среднее напряжение в точке к. з.; /|10М —номинальный ток реактора или трансформатора, за которым происходит к. з.
Задание. Определить предельный ток (периодическую составил трансформатором 10 МВ-Л, xr% — ик U II — 14%, UQV к--~
Пример 3-2. ляющую) при к. а. л = 6,3 кВ (рис. 3-24, а).
Решение. Номинальный ток трансформатора при Ucp, к = 6,3 кВ
. 10 000 ... .
Люм— ттт- — 916 Л.
Из -б,з
Предельный ток к. а. (периодическая составляющая) по выражению (3-416)
= -1™ -916 = 6550 Л.
Задание. Определить предельный ток к. з. (периодическую составляющую) за линейным реактором РБЮ-630-0,25 (рис. 3-24, б).
Решение. Номинальный ток реактора /,юм - 630 Л, сопротивление 0,25 Ом.
При Uср, к = 6,3 кВ по формуле (3-41а)
= - 6,3-----=14,57 кА.
1,(1 ИЗ-0,25
е) Определение ударного тока к. з.
Как было указано выше, ударный ток обычно имеет место через 0,01 с после начала к. з. Его значение определяется по (3-18):
1у =У"2 Д,.<ЛУ>
где /п,о — начальное значение периодической составляющей тока к. з., Ау — ударный коэффициент, зависящий в свою очередь от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока к. з.
Постоянная 7\ и ky связаны соотношением
^у=(1+?-°’0,/Ч
которое графически представлено па рис. 3-25.
Из графика рис. 3-25 по известному Т.л можно определить соответствующее значение /еу.
Если к. з. произошло на выводах генератора, то для его ветви постоянная Тя может быть взята из каталогов. В частности, можно воспользоваться данными табл. 3-7.
160
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Значения Та и /гу для современных турбогенераторов и синхронных компенсаторов
Таблица 3-7
Тип генератора или компенсатора S Тип генератора или компенсатора с *у
T2-G-2 0,13 1,93 TBB-500-2 0,361 1,975
Т2-12-2 0,1615 1,91 ТГВ-500 0,468 1,985
ТВС-30 0,212 1,96 ТГВ-800-2 0,44 1.985
ТВФ-60-2 0,215 1,965 КС-10000-6 0,142 ‘,935
ТВФ-ЮО-2 0,417 1,98 КС 15000-6 0 145 1,935
ТВФ-120-2 0,4 04 1,98 КС-30000-) 1 0,246 1,965
ТВВ-165-2 0,408 1.98 К СВ-37500-Н 0,47 1,985
ТьВ-200-2 0,3 1,97 КСВ-75000-11 0,2 1,955
ТГВ-200 0,546 1,985 KCB-50Q00-H 0,187 1,95
ТВВ-320-2 0,368 1,975 КСВ-Юоооо 11 0,248 1,905
ТГВ-300 0,54 1,985 КСВ-160000-15 0,26 1,97
ТВМ-300 0,392 1,98 —• — —
Если к. з. произошло на некотором удалении от генераторов, то для каждой ветви результирующей схемы замещения постоян пая времени Т„ может быть найдена ориентировочно по выражению
Рис. 3-25. График для определения ударных коэффициентов.
Та = хрез/ырез, (3-42)
Рис. 3-24. К примеру 3-2,
где *р„ 11 гррэ — соответственно результирующие индуктивные и активные сопротивления цепи к. з.
Для упрощения обычно можно не рассчитывать ТЛ, а воспользоваться средними знэтепиями Тя и /еу, приведенными в табл. 3-8, для характерных точек электросетей.
Пример 3-3. Задание. Для условий примера 3-1 определить ударные токи трехфазного к. з. для точек /<-/, К-2, К-3 (рис. 3 11).
Решение. Ударный ток при к. з. в точке К-1- Из табл. 3-8 установим значения ударных коэффициентов по ветвям схемы и определим ударные токи:
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
161
Значения постоянной времени затухания апериодической составляющей тока к. з. и ударного коэффициента
Таблица 3-8
Элементы или части энергосистемы Ли с *У
Typ6oi енераторы мощностью: 12—60 МВт 0,16-0,25 1,94—1,955
100—1000 МВт 0,4—0,54 1,975—1,08
Блики, состоящие из турбогенератора мощностью 60 МВт и трансформатора (на стороне ВН), при номинальном напряжении генератора: 0,2 1,95
10 кВ 0,15 1,935
Блоки, состоящие из турбогенератора и повы шагащего трансформатора, при мощности генераторов: 100—200 МВт 0,26 1,965
3UU МВт 0,32 1,977
500 мВт 0,35 1,983
800 МВт 0,3 1,967
Система, связанная с шипами, где рассматривается к з., воздушными линиями напряжением-35 кВ 0,02 1,608
110-150 кВ 0,02-0,03 1,608-1,717
220-330 кВ 0,03—0,04 1,717—1,78
500—750 кВ 0.06—0,08 1,85—1,895
Система, связанная со сборными шинами 6—10 кВ, через трансформаторы мощностью: 80 МВ • А в единице и выше 0,06—0,15 1,85—1,935
32—80 МВ-А в единице 0,05-0,1 1,82—1,904
Ветви, защищенные реактором с номинальным током: 1000 А и выше 0,23 1,956
630 А и ниже 0.1 1,904
Распределительные сети напряжением 6—10 кВ 0,01 1,369
ветвь генераторов Г1 и Г2
fcy = 1,935; Zy =/2/гу/П10 =/2-1,935-2.2 = 0,04 кА;
ветвь генератора ГЗ
йу = 1,905; iy=]/2-1,905-2,31=6,44 кА;
ветвь энергосистемы
£у= 1,608; /у = К2-1,608.9,67 = 22,08 кА.
Суммарный ударный ток трехфазного к. з. для точки K-Z
» ^ = 6,04 + 6,44 + 22,08 = 34,56 кА.
Ударный ток при к. з. в точке К-2. Определим ударные коэффициенты для ветвей схемы замещения из табл. 3-7 и 3-8:
6 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
162
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
ветвь генератора Г2 (ТВФ-60-2)
fry = 1,965;
ветвь генератора Г1 и энергосистемы через секционный реактор с /ком > > 1000 Л
fry = 1,956;
ветвь генератора Г1 и энергосистемы через трансформатор связи с SH0M < < 80 МВ-Л
fry = 1,85.
Соответствующие ударные токи по ветвям;
ветвь генератора Г2
/y-J 2fry/,1,„ = J/2- 1,905-28,2-78,09 кЛ;
ветвь генератора Г1 и системы через реактор
гу | 2 - 1,956- 14,99=41,63 кЛ;
ветвь генератора П и системы через трансформатор связи
1У = /2 -1,85- 17,37 = 45,63 кЛ.
Суммарный ударный ток для точки К-2
, /< 2=z78,694-41,63 + 45,63= 165,95 кЛ.
Ударный ток при к. з. в точке К-3. Короткое замыкание на выводах генератора ТВФ-100-2. Ударный коэффициент для цепи генератора fry = 1,98 (табл. 3-7). Ударный коэффициент для энергосистемы определим с учетом’ того, что ток к месту к. з. поступает через блочный трансформатор 125 МВ-Л, По табл, 3-8 для соответствующего случая имеем fry = 1,9.
Ударные токи по ветвям схемы замещения равны: ветвь генератора ГЗ
(y^K2fry/„,0=)/2- 1,98-39,03=109,74 кЛ;
ветвь системы
/у =/2 • 1,9-43,65=117,77 кЛ.
Суммарный ударный ток
i .-., = 109,74+117,77 = 227,51 кА.
у, i\- > ’ 1
ж) Определение токов для любого момента времени переходного процесса короткого замыкания
Значения периодической и апериодической составляющих тока к. з. для времени I >0 необходимо в первую очередь знать для выбора коммутационной аппаратуры.
Расчетное время, для которого требуется определять токи к. з., вычисляется как т -- |- 0,01 с, где /с, „ —собственное время
выключателя (см. гл. 4). Для современных выключателей оно не превышает 0,2 с.
§ 3-3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
163
Апериодическая составляющая тока к. з. согласно (3-5) равна: ^*а, t = ^а, 0^ п>
а при условии максимального значения
ia. Г = /п. т/= У 2 /„>&. (3-43)
Рис. 3-26. Кривые для определения затухания апериодической составляющей тока к. з.
При определении значений периодической составляющей тока к. з. для моментов времени до 0,5 с руководящие указания [3-7] рекомендуют метод типовых кривых.
Этот метод основан на использовании кривых изменения во времени отношения действующих значений периодической составляющей тока к. з. от генератора в произвольный момент времени (/IIiZi г) и в начальный момент короткого замыкания (/„, 0,,.) при разных удаленностях точки короткого замыкания. Последние характеризуются отношением /„.о. Г//|'1ОМ, где 7,',ом — номинальный ток генератора, приведенный к той ступени напряжения, где находится точка к. з.; этот ток можно определить по формуле
' Вцом
пом “ |/Ч и
I о<-р, К COS ф|1ОМ
(3-44)
здесь Р„оч и cos ср|10м — номинальные значения мощности, МВт, и коэффициента мощности генератора соответственно; <7ср. к — среднее напряжение той ступени, на которой находится точка к. з.
6*
164
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Типовые кривые /П1Л Г//П1 о, г — f (О при разных значениях отношения /п,о, г^ном приведены па рис. 3-27, а.
При построении кривых было принято, что для турбогенераторов и синхронных компенсаторов предельное возбуждение превышает номинальное напряжение возбуждения в 2 раза, а для гидрогенераторов— в 1,8. Постоянная времени нарастания напряжения на обмотке возбуждения генераторов и синхронных компен-
Рис. 3-27. Типовые кривые для определения затухания периодической составляющей тока к. з.
саторов при форсировке возбуждения принята равной нулю; исключение составляет кривая, соответствующая 7п,о, г/Люм = 8: при ее построении постоянная времени нарастания напряжения на обмотке возбуждения генератора была принята равной 0,25 с. Кривые справедливы для турбогенераторов мощностью от 12 до 800 МВт, гидрогенераторов мощностью до 500 МВт и всех крупных синхронных компенсаторов.
При значении отношения /„.о, Г/Люм. меньшем единицы, можно считать г = г = const (удаленная точка).
Если расчетная схема имеет один генератор (или несколько однотипных генераторов, находящихся в одинаковых условиях по отношению к точке к. з.), то расчет тока к. з. в произвольный момент времени с использованием метода типовых кривых целесообразно производить в следующем порядке:
§ 3 3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
165
1) определить начальное значение периодической составляющей тока в месте к. з. от генератора (или группы генераторов) и найти отношение /п,о. r/^ном- При наличии нескольких однотипных генераторов в (3-44) вместо Рном нужно подставлять суммарную мощность всех генераторов;
2) по кривой /п, Ti r//„,Oi г = /(/), соответствующей найденному значению отношения 0, г//ном, для нужного момента времени t найти отношение токов г//п.о./»
3) по найденным в пп. 1 и 2 значениям 7П.О, г и /п, Л r//n. Oi г определить действующее значение периодической составляющей тока
к. з. от генератора или группы генераторов в момент времени /.
Метод типовых кривых целесообразно применять в тех случаях, когда точка к. з, находится у выводов генераторов (синхронных компенсаторов) или на небольшой электрической удаленности от них, например за трансформаторами связи электростанции с энергосистемой. Все генераторы (синхронные компенсаторы), значительно удаленные от точки к. з., и остальную часть энергосистемы следует заменять одним источником и считать напряжение на его шинах неизменным по амплитуде. Если такой источник («система»)
Рис. 3-28. К определению затухания периодической составляющей тока к. з. в связанных цепях.
связан с точкой к. з. непо
средственно, т. е. независимо от генераторов, расположенных вблизи места к. з., то действующее значение периодической составляющей тока от энергосистемы при трехфазном коротком замыкании для любого момента времени можно считать равным /п>/ = /п, о = = const.
Когда генераторы и система связаны с точкой к. з. общим сопротивлением хк (рис. 3-28), периодическую составляющую тока в месте к. з. в любой момент времени t можно найти, используя совместно типовые кривые и кривые г/7п, о, г — f On,tHn.о), где /,ь0 — начальное значение периодической составляющей тока в месте к. з. (суммарное значение от генераторов и системы). Кривые /, г//ц, о, г — / (Л,//4,о) представлены на рис. 3-27, б. Они построены для разных значений отношения 0, г//п.0. -
В рассматриваемых случаях расчет периодической составляющей тока к. з. в любой момент времени целесообразно вести в следующем порядке-.
1) составить схему замещения для определения начальных значений периодических составляющих токов и путем ее преобразования найти результирующие сопротивления ветвей генердто-
1GG Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
ров (синхронных компенсаторов) хг и системы xz до узловой точки М (рис. 3-28), а также общее сопротивление хк;
2) определить начальные значения периодических составляющих токов в месте к. з.: суммарного /„, () и ветви генератора /п, 0, г, и по ним, используя формулу (3-44), найти отношения 0, г//ном н ^п. О, г'^п. о>
3) по кривой с, г//п. п, г = / (0. соответствующей найденному в п. 2 значению /п. 0, г//пом, для нужного момента времени t найти отношение г//„, 0, г 11 по этому отношению, используя кривую /п, /, r/I„, n, г '= f (/п, tUn. о), соответствующую найденному отношению п, г//п, определить значение /„, JIn.0;
4) по известным значениям /„, „ и определить действую-
щее значение периодической составляющей тока в точке к. з. в момент времени t.
Пример 3-4. Задание. Определить расчетные токи к. з. для выбора выключателей в схеме ТЭЦ, приведенной на рис. 3-11. Исходные данные взять из примеров 3-3 и 3-1.
Решение. Расчетные токи для выключателей типа МГГ, устанавливаемых в цепи генератора Г2 (Г1).
Расчетное время т = 0,12 + 0,01 = 0,13 с (/с, в выключателя типа МГГ равно 0,12 с).
Определим два значения периодической составляющей тока к. з. для момента времени i = т — 0,13 с, поскольку через выключатель может протекать ток к. з. от генератора Г2 или от генератора Г1 и энергосистемы.
Периодическая составляющая тока от Г2 может быть определена по типовым кривым (рис. 3-27, с). Для этого предварительно определяется номинальный ток генератора,
=______^чом_____________52________ 4 129 кА
"°" ^ЗС/ср.кСОЗфиом- ГЗ-10,5-0,8 ~ ’
Отношение начального значения периодической составляющей тока к. з. от генератора Г2 при к. з. в точке К-2 (см. пример 3-1) к номинальному току
/ //'=28,2/4,129 = 6,83.
п, о. г/ ПОМ ’ '
По данному отношению и времени t = т = 0,13 с определим с помощью кривых (рис, 3-27, а) отношение
Ль Л г/^п. о. г 6,7,
Таким образом, периодическая составляющая тока от генератора Г2 к моменту т будет:
/„, Л г = 0,7/„, о, г =0,7 - 28,2 = 19,74 кА.
Апериодическая слагающая тока к. з. от генератора Г2 к моменту времени t—T—O,13 с определится m выражения
G.»== о. гс~//Га = |/2 • 28,2 - 0,6 = 24,03 кА,
где значение с—7 а может бьпь найдено по кривым (рис. 3-26) для t = 0,13 с и при Тл — 0,245 с (табл. 3-7).
Периодическая составляющая тока от энергосистемы и г с в е р а г о р а Г1 находится с использованием тех же кривых (рис, 3-27), но с учетом того обсюятельства, что этот ток прыскает к месту к. з.
§ 3 3]
Методы расчетов тока трехфазного к.з.
167
по двум общим для обоих источников сопротивлениям секционного реактора и трансформатора связи.
Состав л я to щ и с ток а к. з., протекающие через р с а к -то р. Из примера 3-1 имеем начальное значение периодической слагающей тока к. з. через реактор, равное 14,99 кА, пз которого 9,57 кА приходится на долю генератора Г1.
Отношение
/„.о. г//|1.0=9,57/14,99 = 0,64, а отношение
^п,г/^ом = 9.57Я.129 = 2,32.
Используя кривые (рис. 3-27, а, б), по найденным отношениям определим значение
о-‘1,95.
Периодическая составляющая тока через реактор к моменту т будет равна:
/„./ = 0,95/,,.,) = 0,95 • 14,99= 14,24.
Апериодическая составляющая тока к. з. через реактор
0,13
/a,z=K2- 14,99 =12,68 кА,
где Тя — 0,23 с (по табл. 3-8).
Составляющие тока к. з., протекающие через трансформатор связи
Периодическая составляющая тока к. з.
Пользуясь данными примера 3-1, найдем отношения, необходимые для пользования типовыми кривыми:
/,„о.г//п.о= 1.1/17,37 = 0,06;
^.о.г/7ном='•'/4.129 = 0,266.
По кривым (рис. 3-27) с помощью полученных соотношений нетрудно установить, что периодическая составляющая тока к. з. через трансформатор связи практически является неизменной, т. е.
/п,/ = Iп.о~ 17,37 кА.
Апериодическая составляющая тока к. з.
_ 0,13
(-а./ = /2-17,37е °'°" =2,83 кА,
где Т., — 0,06 с определена по табл. 3-8 с учетом того, что ток протекает к месту к.з. через трансформатор связи 40 МВ-А.
Общий расчетный ток от системы и генератора Г1 для момента времени t — = Т = 0,13 с равен:
периодическая соста вл я ющая
14,24+17,37 = 31,61 кА;
апериодическая соста в л я юща я
<,./= 12,68 + 2,83 =15,51 кА.
Расчетные токи для выключателей 111 кВ ТЭЦ. Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ и i ыше выбираются обычно однотипными для всех цепей данного РУ и проверяются по наиболее тяжелым условиям к. з.
168
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Таким образом, в рассматриваемом случае необходимо для данного типа выключателя определить суммарные расчетные токи к. з. (см. также § 3-9).
Для выключателя У-110 расчетное время т = 0,06 + 0,01 = 0,07 с, так как tc. „ = 0,06 с.
Периодическая составляющая тока определится суммированием периодических составляющих токов по ветвям системы, генераторов Г1 и Г2 и генератора ГЗ при к. з. в точке К-1 (исходные данные по примеру 3-1) для расчетного времени т = 0,07 с:
ветвь энергосистемы
х = /1Ь 0 = 9,67 кА —ток, неизменный во времени;
ветвь генераторов Г1, Г2
/ „ =2,2 кА; /' м= 2,60------------- =0,754 кА;
П.о.г ком /з. 115-0,8
г//„ом = 2,2/0,754 = 2,92 и по кривым (рис. 3-27) имеем /п , г//п fl р = — 0,91, а следовательно, т, г = 0,91-2,2 = 2,0 кА;
ветвь генератора ГЗ
1 . =2,31 кА; 1' = 100------=0,59 кА;
"0>г ном /3-115 0,85
/п 0 г//„ом = 2,31/0,59 = 3,91 и по кривым (рис. 3-27) имеем /п , г//п 0, г = 0,87, а следовательно, /п, т. г — 0.87-2,31 = 2,0 кА.
Суммарное значение периодической составляющей тока к. з. для момента времени t = т = 0,07 с
/П)Т = 9,67 + 2 + 2 = 13,67 кА.
Апериодическая составляющая тока к. з.: ветвь энергосистемы
_ °-07
/a,t = /2/niOe-T/ra = /2-9,67e °’02 = 0,69 кА;
ветвь генераторов П, Г2
fa.t = K2-2,2e-^“ =1,94 кА;
ветвь генератора ГЗ
_ 0.07
/а.т=К2.2,31е °’26 = 2,49 кА.
Постоянная времени Тв взята во всех случаях из табл. 3-8.
Суммарное значение апериодической составляющей тока к. з. для момента времени t — т = 0,07 с
«а,т = 0,69+1,94 + 2,49 = 5,12 кА.
3-4. НЕСИММЕТРИЧНЫЕ КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ
а) Общие положения
В трехфазных сетях могут возникать следующие виды несимметричных к. з.: двухфазное, однофазное, двухфазное к. з. на землю, т. е. замыкание между фазами с одновременным соединением места повреждения с землей.
§3-4] Несимметричные к. з. 169
Обычно вид короткого замыкания указывают в скобках над символом, обозначающим какой-либо параметр к. з. (например, /п.’о, Iif.'o, I'tl.’o — соответственно обозначения начальных значений периодических составляющих токов при трехфазном, двухфазном и однофазном к. з.).
Токи в поврежденных фазах при несимметричных к. з. значительно превышают токи неповрежденных фаз и по значению в ряде случаев могут превосходить токи трехфазного к. з. В связи с этим появляется необходимость в расчетах параметров несимметричных к. з., которые обычно проводятся с использованием метода симметричных составляющих.
б) Применение метода симметричных составляющих к расчету несимметричных коротких замыканий
При однофазных пли двухфазных коротких замыканиях, когда трехфазная система становится несимметричной, фазы оказываются в разных условиях, что не позволяет выполнить расчет, как это делалось при расчете трехфазного к. з., только для одной из фаз.
Для определения токов, проходящих при несимметричных к. з., потребовалось бы составлять несколько уравнений Кирхгофа для многих контуров и узлов, образующихся в рассматриваемой несимметричной трехфазной системе. Решение этих уравнений с учетом индуктивных связей между фазами, даже для сравнительно простой схемы является сложной задачей. С целью упрощения расчетов несимметричных режимов в трехфазной сети предложен метод симметричных составляющих, сущность этого метода состоит в том, что любую несимметричную трехфазную систему векторов (токов, напряжений) можно представить в виде трех симметричных систем. Одна из них имеет прямую последовательность чередования фаз (At -» 6i -» 01), другая — обратную (Л2 -» 03 -» 6г). Третья система, называемая системой нулевой последовательности, состоит из трех равных векторов, совпадающих по фазе (Ло, 60, Со).
Таким образом, для каждой фазы можно записать:
А = At+Аг + Д>> 6—Bi + 6iA~60‘, 0=С1+0г+Оо.
Система величин прямой последовательности: Ai’, 6l — Aia2; Ci = Aia.
Система величин обратной последовательности: ^2 ~ А^г
Система величин нулевой последовательности: Aq — Bo = Cq.
(3-45)
(3-46а)
(3-466)
(3-46в)
i —
Здесь а — оператор, а=е 3 или в комплексной форме
1/3
а~ 2 2 ’
170
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Умножение вектора на а означает поворот его на 120° против движения часовой стрелки. Поворот вектора против часовой стрелки па 24 (У можно выразить умножением его па а'-. Для оператора характерными являются соотношения
а- + а + 1 = 0;
<74 = 03<7 = Я
(3-47)
п т. д.
Из уравнений (3-4G) следует, что при использовании метода симметричных составляющих достаточно вычислять значения симметричных составляющих только для одной какой-либо фазы, например А, по которым нетрудно определить симметричные составляющие для двух других фаз и полные значения соответствующих фазных величин, т. е.
Л=А+А+А:
Z? ~ Act- -j- /Кет А»
С = /42^2 - А А-
(3-48)
Таким образом, вместо одной несимметричной схемы рассчитываются три, но значительно более простые, что в конечном итоге существенно упрощает вычисления.
Симметричные составляющие фазы А, например, можно получить, зная полит,те значения фазных величии. Выражение для определения составляющей Af можно получить путем умножения второго и третьего уравнений системы (3-48) соответственно па а и а- и последующего сложения всех уравнений этой системы. В результате преобразования получим:
А =-1 (Л + аЙ+^). (3-49а)
О
Для определения составляющей А второе и третье уравнения системы (3-48) умножают соответственно на а- и а и затем складывают все три уравнения системы. В результате
А = J (zl+a-Д-НС). (3-496)
Выражение для определения Аи получают путем сложения всех уравнений системы (3-48):
А=1и+й+А- (3-4Эв)
о
Руководствуясь выражениями (3-49), нетрудно определить симметричные составляющие заданной системы векторов и графическим путем, как это показано на рис. 3-29.
Геометрические суммы векторов прямой и обратной последовательностей трех (раз, как для всяких уравновешенных систем, равны нулю. В противоположность этому система величин нулевой последовательности, как эго следует из (3-46), не является уравновешенной, т. с.
A + A + A = 3.id^0. (3-50)
Все приведенные выше выражения справедливы для токов и для напряжений при несимметричных режимах работы трехфазных электроустановок,
§ 3-4]
Несимметричные к. з.
171
При расчете несимметричных к. з., как и предполагают, что сопротивления во всех трех насыщения магнитных систем. В таких электрических цепях законы Кирхгофа и Ома можно применять к каждой последовательности отдельно и независимо, что значительно упрощает расчеты.
I leeiiMMciрпчиые токи, протекающие по фазам цепи, создаю, в сопротивлениях фаз несимметричные падения напряжения, которые можно разложить па симметричные составляющие. Так, при двухфазных к. з. токи и напряжения имеют составляющие прямой и обратной последовательностей, при двухфазных и однофазных к. з. на землю— прямой, обратной и нулевой. При этом падение напряжения прямой последовательности создается током прямой последовательное! и, падение напряжения обратной последовательности— током обратной последовательности и т. д., т.е.ток каждой последоваюль-ности создаст падение напряжения той же п ос л с до ва г е л ы юст и.
Сопротивления элементов трехфазной по пи для разных последовательное гей могут различаться по значению.
Обозначим Хр х2, х„ — соответственно сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей элемента цепи к. з.
симметричных трехфазных к. з., фазах одинаковы и не учитывают
Рис. 3-29. Графический метод определения симметричных составляющих для анализа несимметричных режимов.
Тогда симметричные составляющие падения напряжения в (разах элемента цепи к. з. можно определить из выражении
Д'Л '•= ЛМь
At/2/2/X2J
ДРо=^о/.г„. .
(3-51)
В симметричных трехфазных цепях с ненасыщенными магнитными элементами может быть применен принцип наложения, предполагающий, что отдельные
Рис. 3-30. Результирующие схемы прямой (о), обратной (б) и нулевой (в) после-доватсльпосюй.
составляющие действуют независимо друг ог друга. Это обстоятельство позволяет составлять отдельные схемы замещения для каждой последовательности (рис. 3-30).
При симметричных трехфазных к. з. напряжение в месте повреждения равно нулю. При несимметричных к. з. напряжение прямой последовательности в месте повреждения не равно нулю. Поскольку напряжение в месте к. з. несимметрично, в нем присутствуют также составляющие обратной, а при к. з. на землю — н ну
172 Короткие замыкания в электрических, установках [Гл. 3
левой последовательностей. В то же время генераторы создают только симметричную трехфазную систему э. д. с. прямой последовательности, т. е. э. д. с. нулевой и обратной последовательностей в схемах замещения равны нулю.
Дрэтому в схемах замещения указывают только э. д. с. прямой последовательности источников питания и симметричные составляющие напряжения в месте к. з. (рис. 3-30). Учитывая сказанное, в соответствии со вторым законом Кирхгофа можно написать следующие выражения для определения симметричных составляющих напряжения в месте к. з.:
Т,к,1 = Ёф ^к. реа» 1
^7к,2 = 0 — 1к.г1хг,рез< г (3-52)
0 /ц, oj Xq, рСЗ, )
где (7Ki, Т/к.2, (7к.о— симметричные составляющие напряжения в месте к.з.; Ik.ii /к.2> Ik.o — симметричные составляющие тока, протекающего в место к. з.; А'1. рез, х2рсз, *0. роз — результирующие сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей цепи к. з., включая и источники питания; Ёф — результирующая э. д. с. прямой последовательности источников, питающих короткозамкнутую цепь (фазное значение).
Протекание токов обратной и нулевой последовательностей условно можно рассматривать как результат возникновения в месте к. з. напряжений соответствующих последовательностей. По мере продвижения по цепи от места к. з. к источникам питания напряжение прямой последовательности возрастает от (7К. j до Ёф, а напряжения.нулевой и обратной последовательностей уменьшаются соответственно от (7К,О и 6/к,2 до нуля.
в) Сопротивления разных последовательностей
Индуктивное сопротивление прямой последовательности любого элемента цепи — это его индуктивное сопротивление при симметричном режиме работы фаз, т. е. именно то сопротивление, которое принималось при вычислении токов трехфазного к. з., так как последние являются токами прямой последовательности. То же самое можно сказать о полном и активном сопротивлениях прямой последовательности.
Сопротивления обратной последовательности. Для тех элементов цепи, у которых взаимоиндукция между фазами не зависит от порядка чередования фаз, индуктивные, активные и полные сопротивления прямой и обратной последовательностей одинаковы, т. е. xt = х2, — г2 и = Z2. К таким элементам отно-
сятся воздушные и кабельные липин, реакторы и трансформаторы.
Во вращающихся машинах токи обратной последовательности создают магнитный поток статора, который вращается против направления вращения ротора, т. е. имеет двойную угловую скорость по отношению к ротору машины. Этот магнитный поток встречает на своем пути изменяющееся магнитное сопротивление, зависящее от конструкции машины и отличающееся от магнитного сопротивления на пути магнитного потока прямой последовательности, создаваемого токами прямой последовательности и вращающегося синхронно с ротором. Поэтому в общем случае для вращающихся машин xt х2.
Демпфирующие контуры машины несколько сглаживают неравномерность магнитных характеристик ротора, поэтому в практических расчетах несимметричных к. з. для турбогенераторов и гидрогенераторов с успокоительными обмотками принимают х2 ~ x’d.
Сопротивления нулевой последовательности рассматриваются в связи с замыканиями на землю.
Воздушные линии. Токи нулевой последовательности, протекающие в трех фазах линии, возвращаются в заземленные нейтрали сети через землю (рис. 3-31, а). Индуктивное сопротивление нулевой последовательности х0 фазы
§ 3-4]
Несимметричные к. з.
173
линии определяется индуктивным сопротивлением самоиндукции xL петли тока провод—земля и индуктивными сопротивлениями взаимной индукции провода данной фазы с проводами двух других фаз (на воздушных линиях электропередачи выполняют транспозицию проводов, что позволяет принимать одинаковое значение хм для любой пары проводов).
Если линия защищена от прямых ударов молнии заземленным тросом (или тросами), то обратный ток частично (рис. 3-31, б). Расстояние между проводами и тросом значительно меньше расстояния от проводов до тока в земле, поэтому индуктивность петли провод—трос меньше индуктивности петли провод—земля. В результате этого заземленный трос уменьшает индуктивное сопротивление пулевой последовательности линии. Этот эффект особенно заметен при сталсалюминиевом тросе, имеющем малое активное сопротивление.
В настоящее время применяют одностороннее заземление троса на линии (рис. 3-31, в), второй конец троса присоединен через искровой промежуток, который пробивается при появлении на тросе волны перенапряжений.
Индуктивное сопротивление пулевой последовательности двухцепных линий несколько больше, чем одноцепных, вследствие индуктивного влияния токов нулевой последовательности, протекающих в проводах соседней цепи. При этом параллельная цепь не обязательно должна находиться на одной опоре с рассматриваемой линией. Достаточно сильное влияние одной цепи на другую сохраняется
В приближенных расчетах токов к. з. можно принимать следующие значения отношений x0/A'i:
протекает в земле, а частично в тросе
ск,
МХУ У"УУЧ'У ТЯГ
~ »)
ia__________
------i№
в)
Трос
Рис. 3-31, Протекание токов нулевой последовательности в линиях.
до расстояния 400—500 м между ними.
Одноцепная линия без тросов ................................. 3,5
То же с тросами, которые выполнены из цветного металла и при к. з.
на землю оказываются заземленными с обоих концов линий......... 2,0
Двухценные линии без тросов.................................... 5,5
То же с тросами, которые выполнены из цветного металла и при к. з.
на землю оказываются заземленными с обоих концов линий....... 3,0
Трансформаторы. Индуктивное сопротивление нулевой последовательности трансформаторов и азготрансформаторов определяется схемой соединения обмоток и конструктивным исполнением.
Если однофазное повреждение произошло со стороны трансформатора, где обмотка соединена в треугольник или звезду без заземленного нуля или нулевого провода, токи нулевой последовательности не могут проходить через данный трансформатор и его сопротивление в схемах замещения нулевой последовательности равно бесконечности.
Путь для циркуляции токов нулевой последовательности имеет место лишь в тех трансформаторах, которые со стороны места повреждения имеют обмотку,
174
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
соединенную в звезду с заземлением нейтрали. В этом случае сопротивление трансформатора должно быть учтено в схеме замещения нулевой последовательности.
На рис. 3-32 приведены схемы соединения обмоток и схемы замещения для наиболее распространенных типов двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов, а также для трехобмоточного автотрансформатора. .
&В
Рис. 3-32. Схемы замещения трансформаторов для токов нулевой последова дельности.
Для всех двухобмоточных трансформаторов со схемой соединения обмоток То/А (рис. 3-32, а) индуктивное сопротивление нулевой последовательности равно: хо = хв +*н =х1-
т. е. равно индуктивному сопротивлению прямой последовательности. Аналогично строится схема замещения нулевой последовательности трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения (рис. 3-32, б).
§ 3-4]
Несимметричные к. з.
175
Во вторичных обмотках этих трансформаторов наводится э. д. с. нулевой последовательности и, так как фазы обмотки соединены в треугольник, в них возникают токи нулевой последовательности, не выходящие за пределы треугольника. Таким образом, вся наведенная во вторичной обмотке э. д. с. нулевой последовательности расходуется на проведение тока нулевой последовательности в сопротивлении вторичной обмотки хн. В схему замещения введены сопротивления хв и *п (Рис- 3'32' а н ®)- Внешняя цепь обмотки, соединенной в треугольник, отсоединена, и концы ветви заземлены.
На рис. 3-32, виг показаны схемы замещения трехобмоточных трансформаторов и автотрансформатора соответственно. В схеме замещения трансформатора не участвует обмотка, соединенная в звезду с изолированной нейтралью, так как в ней не могут циркулировать токи нулевой последовательности. В случае автотрансформатора в схеме замещения участвуют все обмотки, поскольку через автотрансформатор токи нулевой последовательности могут переходить со стороны высшего напряжения на сторону среднего напряжения (и наоборот), так как обмотки ВН и СН имеют общую нейтраль.
Сопротивления схемы замещения хв, хс и находят по формулам, приведенным в табл. 3-2, как для случая трехфазного короткого замыкания.
г) Правила составления схем замещения отдельных последовательностей
Схемы замещения составляются отдельно для каждой последовательности, только для одной фазы, как это делается в случае симметричного трехфазного к. з.
В качестве примера на рис. 3-33 приведены расчетная схема (рис. 3-33, а) и схема замещения для всех последовательностей при однофазном к. з. в точке /С.
Схема прямой последовательности не отличается от схемы замещения, составляемой при вычислении токов трехфазного к. з. (рИС. 3-33, б). Ац, рез ~ *1. г ”Т А-1, т ^-1. л-
Схема обратной последовательности состоит из тех же элементов, что и схема прямой последовательности, так как токи прямой и обратной последовательностей протекают по одним и тем же путям: х2.рез = х,. г + х,.т + х2,л. Электродвижущие силы обратной последовательности источников питания принимают равными нулю, поэтому началом схемы обратной последовательности является точка, объединяющая начала всех генераторных ветвей, а концом схемы — точка к. з., в которой приложено напряжение обратной последовательности, возникающее вследствие несимметрии короткого замыкания (рис. 3-33, о).
Схема нулевой последовательности отличается от схемы прямой и обратной последовательностей, так как токи нулевой последовательности протекают по путям, отличным от путей протекания токов трехфазного к. з. Токи нулевой последовательности протекают по трем фазам и возвращаются через землю, заземленные тросы воздушных линий и т. п.
Приступая к составлению схемы нулевой последовательности, прежде всего необходимо установить возможные контуры проте-
17G
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
кания тока нулевой последовательности. Для образования таких контуров необходимо, чтобы в цепи, электрически связанной с местом к. з., имелись заземленные нейтрали. При нескольких зазем-
Рис. 3-33. Пример составления схем замещения отдельных последовательностей.
нейтрали протекает ток нулевой
ленных нейтралях, электрически связанных между собой, токи нулевой последовательности разветвляются между ними
Схему нулевой последовательности начинают составлять от точки к. з. Концы элементов схемы нулевой последовательности, через которые возвращаются токи нулевой последовательности, имеют потенциал земли Поэтому их объединяют в общую точку, которая является началом схемы нулевой последовательности; концом этой схемы считают точку к. з. (рис. 3-33, 8) Хд, рез " ' хо, т 4 Хо. л •
Если нейтраль заземлена через сопротивление, то его следует вводить в схему замещения нулевой последовательности утроенным. Объясняется это тем, что схему нулевой последовательности составляют для одной фазы, а через сопротивление в последовательности всех трех фаз.
Чтобы учесть действительное падение напряжения в этом сопротивлении, его надо увеличить в 3 раза.
Если для вращающихся машин принято х2 — то х2, рсз —
'1, роз-
Результирующие сопротивления схем отдельных последовательностей определяют так же, как при расчете трехфазного к. з., приводя схему замещения путем преобразования к простейшему
виду.
д) Токи и напряжения в месте несимметричного короткого замыкания
Для расчетов токов и напряжений в месте к. з. предварительно должны быть определены результирующие сопротивления отдельных последовательностей относительно точки к. з. х1т рСЗ, х2. рсз и х0, рез-Должна быть известна также э. д. с. источника питания £ф.
Для упрощения дальнейшего анализа место повреждения относится на холостое ответвление, как показано на рис. 3-34, а и 3-35, а. Сопротивления фаз ответ-
§ 3-4]
Несимметричные к. з.
177
влспия относительно точки к. з. равны нулю. Тогда токи в фазах этого ответвления можно считать токами в месте к. з. За положительное направление токов примем направление к месту к. з.
Рис. 3 34. Век1орные диаграммы при двухфазном к. з.
Рис. 3-35. Векторные диаграммы при однофазном к. з.
Двухфазное короткое замыкание. При к. з. между фазами В и С ответвления (рис. 3-34, я) можно записать следующие исходные условия.
/к, А = 0; /к. В~ — /к. С, o'к, В —с/к, С = 0.
При двухфазном к, з, отсутствуют токи нулевой последовательности, поэтому
/£’о=О и £/Z’o=o.
Для фазы А на основании (3-45) можно записать:
/к, Л = /к, Л1+ /кД2 —0, откуда
к, А1 к, Л‘2*
Используя формулы (3-49) и учитывая, чтоД'^’д = 0\-'с, можно установить, что симметричные составляющие напряжений прямой и обратной последовательностей в”месте к. з, равны:
г’И2> »%(2) л
Uк, Ai—Uv., Д2»
178 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
В соответствии с этим и на основании формул (3-52) можно записать:
£ф • к» рез — 'к» Х2 рез — < к, Л1/Л'2 рез»
откуда получаем:
»<2)
/к, Л1 = . I т» (3-53)
/ рез Г Л2. роз/
Теперь, пользуясь формулами (3-48), можно определить полные токи к, з. в поврежденных фазах:
/к, в =а2/к,’ Д14-а/к,' Л2 = (а2 —а) /к,’ Л1= — / КЗ /к,’ Л1 и аналогично
/к.С = //3/к,’ль
Здесь множитель а представлен комплексным числом
/2" 1 /3 „ 1 ./З
а = е =-2+'~2~ и а- = -~2~1 ^2'-
Таким образом, абсолютный ток к. з. в поврежденных фазах равен:
/к2' = /3 /к! Л< =-----/1£ф . (3-54)
хь рез ~ГХ2. рез
Симметричные составляющие напряжения в месте к. з. можно определить, используя формулы (3-52):
t/k,' Л1=£ф— /к,1 Л1/Х1, рез = /к,’ Л1/Л'2,рсз»
7/к, Л2 = —/к, Л2№, рез =/к,1 Л1/х-’, рез = 6гк!,1 ЛЬ
По формулам (3-48) определяем фазные значения напряжений в месте к. з.:
(7к*,' Л = 2/к,1 АЧХ2, рез» .-,<21 ,-,ie> 1 .-.<2) ’ (3-о5)
Uk, В — Uk, С — — 2 U
Используя полученные соотношения, можно построить векторные диаграммы токов и напряжений в месте к. з. Первоначально по известным значениямб/к.’л! в выбранном масштабе строят систему векторов напряжений прямой последова-* тельности. Конец вектора напряжения прямой последовательности служит началом вектора напряжения обратной последовательности, длина которого определится по известному значению Uk'л-2 с учетом масштаба векторной диаграммы. Направления векторов напряжений обратной последовательности принимают в соответствии с установленным для этой последовательности обратным порядком чередования фаз. Геометрическая сумма векторов напряжений отдельных последовательностей определяет векторы фазных напряжений U'K' л. Ок, В и й'к С- При построении систем векторов прямой и обратной последовательностей исходят из соотношений (3-46). На рис. 3-34, б построена векторная диаграмма напряжений при двухфазном к. з.
Аналогично по известным векторам токов/к2.’ Л1 и /к.’ Л-а строят векторные диаграммы токов в фазах (рис. 3-34, в). Геометрическая сумма токов прямой и обратной последовательностей в фазах определяет токи в фазах: /к2/л= 0,/к2,’ в= —/к.'С-
Аналогично можно построить векторные диаграммы напряжений и токов при к. з, между любыми двумя фазами.
§ 3-4]
Несимметричные к з.
179
Однофазное короткое замыкание. Короткое замыкание на землю фазы А (рис, 3-35, а) характеризуется следующими условиями:
/^.’в=0; /к‘.’с = 0; Л*,’д=О.
Приняв фазу А за расчетную, можно, используя формулы (3-49), записать:
/<1> ,<1> .. /'*> „ 1 1<11 ,
/к, Л1 = /к, А‘2 — /к» ДО = -g- /к, At
На основании исходных данных и выражения (3-48) можно также определить:
Uk,A = Uk, Л14-£/к, Л2-|-£7к, Д0=0.
Подставляя в последние выражения значения симметричных составляющих напряжения в месте к. з. по формулам (3-52) и заменяя токи всех последовательностей через ток прямой последовательности, получаем:
£ф— /к, Aij (*1, рез4~Хг, рез 4"Л0, рез) = £ф
откуда
/к, Д1 = т—------г-------—------г .
/ (Л1. рез “Г х2. рез "Т Ао. рез!
Абсолютное значение тока к. з. в поврежденной фазе
3£Ф
(3-56)
(3-57)
/;<!’=з/к1.' А1 —з-—-г-—.
А1. рез Т А2. рез Т А0. рез
Симметричные составляющие напряжения в месте к. з. определяются по формулам
Ок' /М — Ёф — /к,' AljXi, рез = /к, A\j (*л рез + *0, рез.
б/к,’ Д2 =— /к/ Atjx2l рез =—• /к. Aljxz, рез>
Ок’ ДО =’— /к,1 ДО/Хо, рез = — /к, Д1/Хо, рез*
Полные значения фазных напряжений в месте к. з, определяются по формулам (3-48).
На основании полученных соотношений могут быть построены векторные диаграммы напряжений (рис. 3-35, б) и токов (рис. 3-35, в).
Сопоставляя выражения (3-39), (3-53) и (3-56), в которые входит одно и то же значение э. д. с. прямой последовательности источников питания, можно сделать вывод, что ток прямой последовательности при любом виде к. з. определится как ток трехфазного короткого замыкания при удаленности места повреждения, соответствующей виду повреждения:
при трехфазном к. з. =xi, pC3i
При двухфазном К. 3. Ар2^ = х1,рез + Х2,рез;
при однофазном К. 3. *р^3 = -Ч, рез + Х2, pea + ’V рез*
Таким образом, ток прямой последовательности в общем виде
А
/(л) кД ix™' I рез
а абсолютный ток поврежденной фазы в месте к. з, 4л,=т(л)/к1)>
(3-58)
(3-59)
(3-60)
180
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
где п — индекс вида к. з.; т'п’ — коэффициент пропорциональности, значения которого па основании выражений (3-39), (3-54) и (3-57) составляют:
при трехфазном коротком замыкании zn'3) = 1;
при двухфазном т'2' = Уз;
при однофазном та> = 3.
Начальное значение периодической составляющей тока к. з. равно: при. выражении результирующего сопротивления в омах
/(п) _т(п) т £Ф .
п-« VS?"’ ’
' ° Лрез Лрез
(3-61 а)
при выражении результирующего сопротивления в относительных единицах
х(«) б
*рез
(3-616)
Ударный ток определяется по формуле, аналогичной (3-18):
|уЛ) = К2/(п',1)0/:<у'1>. (3-62)
При этом для двухфазного и трехфазного к. з. равны между собой и могут быть определены по данным § 3-3.
Для определения значений периодической составляющей тока к. з. в любой
Рис. 3-36. Комплексные схемы замещения для однофазного (а) и двухфазного (б) к. з.
момент времени / > 0 применим метод типовых кривых.
Апериодическая составляющая тока к. з. находится обычным путем, т. е.
' ал = ^2 /п'!,0е~(З’63) где — постоянная времени для соответствующего вида к. з. (при этом Т£!)= Т^).
При определении составляющих токов и напряжений несимметричных к. з. можно воспользоваться комплексными схемами замещения (рис. 3-36).
Прямоугольники (рис. 3-36) условно обозначают схемы замещения отдельных последовательностей (Н — начала, К — кон-
цы схем).
Комплексные схемы особенно удобны при использовании расчетных моделей и установок, поскольку в этом случае можно замерить приборами токи и напряжения отдельных последовательностей для любого участка и любой точки рассматриваемой системы.
е) Соотношения между токами при различных видах коротких замыканий
Соотношения между начальными значениями периодических составляющих токов трех- и двухфазных к. з, можно получить, используя формулы (3-61) и
§3-4] Несимметричные к. з. 181
принимая Х%, рез — Ху, рез?
<•//;.” о == 2/|<3 или /п8,’ О = 0,87/и! о-
Так как iy = /п, 0, то i77^’=2//3= 1,15, т. е. ударный ток больше при трехфазном к. з.
Значения установившихся токов при двух- и трехфазных к. з. также различны. В случае небольшой удаленности места повреждения от генераторов отличие установившихся токов двух- и трехфазных к. з. в основном определяется разными значениями реакции статора при этих двух видах повреждений.
Соотношение между установившимися токами при к. з. на выводах:
турбогенератора Im/Im rs. 1,5;
гидрогенератора /я>//со 1,1.
При к. з. в удаленной точке Im — Zn. о, поэтому для этой точки к.з. соотношение между установившимися токами при двух- и трехфазных к. з. будет равно:
2
№ /п’.’о УЗ'
Таким образом, при к. з. на выводах генератора и в малоудаленных точках сети Im > loo , а при к. з. в удаленных точках Im < 1m.
Объясняется это тем, что по мере увеличения удаленности точки к. з. на ток все меньше сказывается изменение реакции статора и все больше индуктивное сопротивление внешней цепи. При к. з. в удаленной точке можно, как отмечалось ранее, считать,, что напряжение на выводах генераторов остается постоянным и ток к. з. определяется только сопротивлением цепи до места повреждения.
Однофазные к. з., которые могут возникать только в сетях напряжением 110 кВ и выше, а также в сетях напряжением до 1000 В, питающихся через трансформаторы, как правило, имеют достаточно большую удаленность от генераторов электростанций. Анализ показывает [3-1], что в зависимости от отношения х0. роз/*!'рез возможны следующие соотношения токов в фазах при однофазных и трехфазных к. з.:
/ТО’^1,5.
Для ограничения тока однофазного к. з. применяют там, где это допустимо, разземление части нейтралей трансформаторов. Возможно также заземление части нейтралей через специальные токоограничивающие сопротивления.
Пример 3-5. Задание.Определить начальные токи несимметричных к. з. для условий примера 3-1: расчетная схема и режим нейтралей показаны на рис. 3-11.
Решение. А. Схемы замещения отдельных последовательностей:
Схемы замещения прямой последовательности ничем не отличаются от схем замещения при трехфазном к. з. и показаны на рис. 3-19—3-23 примера 3-1.
Схемы замещения обратной последовательности целесообразно для упрощения расчетов принять такими же, как и схемы замещения прямой последовательности, но при э. д. с., равных нулю.
Схема замещения нулевой последовательности. Ее необходимо составить для случая к. з. в сети с заземленной нейтралью; т. е. для точки К-1 (шины НО кВ).
Для расчетной схемы рис. 3-11 такая схема показана на рис. 3-37, а.
Дополнительные данные к расчетной схеме: линии электропередачи:
Л1 —двухцепная линия без тросов худ, 0 = 5,5худ, f,
Л2 и ЛЗ—одиночные линии без троса худ,0 = 3,5худ, t.
182
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Трансформаторы Т4 и Т5 трехобмоточные, но в схеме нулевой последовательности участвуют лишь обмотки ВН и НН. Отсюда индуктивное сопротивление трансформаторов будет вычисляться по значению ик в.н = 10,5%.
Определим сопротивления элементов схемы, приведенной на рис. 3-37, а. Нумерацию сопротивлений продолжим по примеру 3-1 (расчет в относительных единицах):
Рис, 3-37. К примеру 3-5. Схема замещения нулевой последовательности.
.vs = Л'о = 2,625 — сопротивления трансформаторов ТЭЦ Т1 и Т2, нейтрали которых заземлены;
сопротивления линий:
Л1
х28= 5,5д-в = 5,5 • 0,76 = 4,18;
Л2
хг1 = 3,5.гя = 3,5 -0,97 = 3,395;
лз
хг8 = 3,5x10 = 3,5 • 0,7 = 2,45;
сопротивление трехобмоточного трансформатора подстанции
Нк,в-н^б 10,5-1000
*20- 100SI1OM ~ 100-40
2,625.
Свернем схему к точке К-1.
Преобразуем треугольник сопротивлений х20, х27, х28 в звезду х30, х31, х32:
_ *20*27__________4,18 - 3,395____1 до •
30 ~*2о +*27+ *28 “ 4,18+ 3,395+ 2,45 *’* ’
„ ___ *27*28 __ 3,395 - 2,45_______..
31 “Че+ *27+ *28 “ 4,18 + 3,395 + 2,45 ’ ’
.. __ *2о*2я__________4,18 2,45 __ . pg
2 *20+ *27+ *28 4,18 + 3,395 + 2,45 ’ '
Приведем схему к виду, приведенному на рис. 3-37, б:
*зз = *6II *в = 2,625/2 = 1,31;
*34 = *32 + *30ll (*2О + *31)- 1.02 + 114422122°625++о883 = 2-03'
§ 3-4]
Несимметричные к. з.
183
В итоге получим результирующее сопротивление схемы замещения нулевой последовательности (рис. 3-37, в):
,, 1,31-2,03
*35 ” Я~ 1,31 + 2,U3 ~ Л
Б. Определение токов несимметричных к. з.:
Короткое замыкание в точке К-/
Двухфазное к. з.
Начальное значение периодической составляющей тока к. з. для каждой ветви схемы определится из выражения
,<s> Кзд; ,
/п’ о = 7---------'б.
Л*1» рсз"Г л*2- рез
Так как x„f. рсз = *ф2. поз (сопротивления обратной и прямой последовательностей равны между собой), то
Таким образом (значения токов /п,'о берутся из примера 3-1):
ток от генераторов Г1 и Г2
о =^2,2= 1,9 кА;
ток от генератора ГЗ
/л,’в = У 2,31 =2 кА;
ток от энергосистемы
/п.о = ^у 9,67 = 8,36 кА.
Суммарный ток
/£’о, К,1 = 1,9 +2,0 + 8,36= 12,26 кА
пли
1/Т
/п.'о./<-1=~ 14,18 = 12,26 кА.
Однофазное к. з.
Начальное значение периодической составляющей тока к з. в месте к. з. (рис. 3-38) определится из выражения
г _________,
"’° А’1*+Х0*
где + х()1. — результирующее сопротивление прямой, обратной и нуле-
вой последовательностей.
Результирующее сопротивление прямой последовательности определяется с использованием данных расчета трехфазного к. з. в примере 3-1:
„ , . ,__________2,29 • 2,39 • 0,52_______ ,
~Х12 Л’и Л» —2,29 • 2,39 + 2,29 • 0,52 + 2,39 0,52 ’ ’
Сопротивление обратной последовательности x2« = = 0,36.
184 Короткие замыкания в электрических установках (Гл. 3
Сопротивление нулевой последовательности было найдено выше: х0* = х36 = = 0,8.
Суммарное значение тока однофазного к. з. в точке К-1
3*10
/п.о. ^-^о,36 + 0,36 + 0,8 5,03=9,93 кА‘
При необходимости расчета токов с учетом распределения их в ветвях схемы __ необходимо определять сопротивления всех последовательно-
(l\Flr стей для каждой ветви и с их учетом определять токи (см. W * §3-4).
| Короткое замыкание в точке К-2
ГС Точка к. з. располагается в сети с незаземленной нейтра-
I I '* лыо, поэтому рассматривается лишь двухфазное к. з.
По аналогии с расчетом двухфазного к. з. для точки К-1 оп-А ределяем токи по ветвям схемы с использованием данных при-
I х2* мераЗ-1:
-----------
~1К~1 Рис. 3-38. К примеру 3-5. Результирующая схема замещения для определения токов однофазного к. з. в точке К-1.
ветвь генератора Г2
О = ~/п,’о = -£- -28,2 = 24,39 кА;
ветвь секционного реактора
/|?,’0 = ^ 14,99= 12,97 кА;
ветвь трансформатора связи
т/5
/п,’о = ^17,37 =15,03 кА.
Суммарное значение тока двухфазного к. з. в точке К-2
1п\ о, К-2 = 24,39+12,97 +15,03 = 52,39 кА
пли сразу через начальное значение периодической составляющей тока трехфазного к. з.
/п.’о. К-2 =^/п,’о, к-2 =^60,56 = 52,39 кА.
Короткое замыкание в точке К-3
Рассматривается только двухфазное к. з.
Токи по ветвям схемы (/п.’о взято, как и в предыдущем случае, из примера 3-1):
ветвь генератора ГЗ
In.'о = In. о = 39,03 = 33,76 кА;
ветвь энергосистемы
/п,’0 =-^43,65 = 37,76 кА.
§ 3-5] Особенности расчета токов к. з. в системе с. н. 185
Суммарный ток
/л’о. к., =33,76 + 37,76 = 71,52 кА или
/п.’о. Д-з =^/п.’о, К-з = ^82,68 = 71,52 кА.
ж) Таблица результатов расчета токов к. з.
Полученные данные токов к. з. заносят в специальные таблицы. Возможный вариант представлен в табл. 3-9, где записаны результаты расчетов токов к. з. для схемы ТЭЦ (рис. 3-11).
Таблица 3-9
Сводная таблица результатов расчета токов к. з. (по данным примеров 3-1, 3-3, 3-5)
Точка к. з. Источник 'и, О' кА 'у.О» кА кА 'п.’о-кА
К-1 Генераторы Г/, Г2 2,2 6,04 1,9 .
(шипы НО кВ) Г енератор ГЗ 2,31 6,44 2,0 —
Энергосистема 9,67 22,08 8,36 —-
Суммарное значение 14,18 34,56 12,26 9,92
К-2 Генератор Г2 28,2 78,69 24,39 —
(шины 10 кВ) Ветвь секционного реак- 14,99 41,63 12,97 —
Ветвь трансформатора связи 17,37 45,63 15,03 —
Суммарное значение 60,56 165,95 52,39 —
к-з Генератор ГЗ 39,03 109,74 33,76 —
Энергосистема 43,65 117,77 37,76 —
Суммарное значение 82,68 227,51 71,52 ——
Итоговая таблица существенно облегчает использование результатов расчетов токов к. з. и позволяет обнаружить грубые ошибки в расчетах путем анализа полученных результатов.
Так, например, ударный ток должен превышать соответствующее значение 7П, 0 в 2—3 раза, а соотношение токов при разных видах к. з. не должно выходить за пределы, указанные в § 3-4.
3-5. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В СИСТЕМЕ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
При к. з. в системе собственных нужд существенное влияние на характер процесса и ток оказывают группы электродвигателей, включенных вблизи места повреждения. Наиболее сильно это влияние проявляется в сетях 3—6 кВ собственных нужд крупных тепловых и атомных станций.
186 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
Рис. 3-39. Особенности процесса к. з. в системе собственных нужд.
Для привода механизмов собственных нужд применяют в основном асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. При близком к. з. напряжение па выводах двигателей оказывается меньше их э. д. с. Двигатели переходят в режим генератора, посылающего ток в место повреждения. Синхронные двигатели при их наличии также подпитывают место к. з.
Составляющую тока к. з. от двигателей необходимо учитывать при проверке аппаратов и проводников распределительных устройств собственных нужд, а также при расчете уставок релейной защиты оборудования 3—6 кВ. Для указанных целей достаточно обычно знать начальное значение периодической составляющей, ударный ток, значения периоди
ческой и апериодической составляющих тока к. з. в моментт размыкания контактов выключателей.
Влияние тока подпитки от двигателей проявляется и учитывается в зависимости от места к. з.
При к. з. в точке К-1 (рис. 3-39) ток подпитки будет иметь определяющее значение при выборе оборудования лишь в том случае, если его действие будет превышать действие тока от внешних источников (генераторов системы).
При к. з. в точке К-2 или К-3 действует суммарный ток — от внешней сети и от двигателей.
Начальное значение периодической составляющей тока к. з. от двигателя определяется по аналогии с синхронными генераторами по выражению
1 п, 0, д — 13ф/Хд, где — сверхпереходная э. д. с.; Хд — сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.
Величины £ф и Хд не задаются в каталогах, однако в них указывается кратность пускового тока двигателя I* пуск, равная отношению пускового тока электродвигателя /пуск к его номинальному току /,,ом. Прямое включение двигателя в сеть рассматривается в теории электрических машин как к. з. за сопротивлением Лд. На этом основании в практических расчетах принимают
Л1. О, Д = 1 пуск ~ ^*пускЛ|ом' (3-G4)
В отличие от генераторов запас электромагнитной и кинетической энергии двигателей мал, и периодическая составляющая тока к. з.,
§ 3-5] Особенности расчета токов к. з. в системе с. н. 187
создаваемая ими, быстро затухает:
/ , = / п е-'/гд, (3-65)
1 П, t, Д 1 П* О, ДУ a V '
где Тд — постоянная времени затухания тока к. з. (периодической составляющей) от двигателей.
Апериодическая составляющая тока к. з. от двигателя описывается обычным выражением:
1а,Лд = Г27п,0, де-//га.д,
где Та, д — постоянная времени затухания апериодического тока для цепи электродвигателя.
Ударный ток от двигателя
гу, д = 1^2 /п, 0. д^у. д»
где Лу, д — ударный коэффициент, определяемый обычным путем по известному Та, д.
В общем случае к секциям собственных нужд электрических станций подключается большое количество двигателей разных типов и мощностей. При оценке результирующего влияния всех двигателей на ток к. з. в месте повреждения целесообразно все двигатели заменить одним эквивалентным двигателем. Как показывает опыт, такая замена возможна и не приводит к существенным погрешностям. Действующие нормативы 13-7] рекомендуют следующие значения параметров эквивалентного двигателя:
Коэффициент полезного действия гц ..............................0,94
Коэффициент мощности cos <рд....................................0,87
Постоянная времени периодической составляющей тока Т'д...........0,07 с
Постоянная времени апериодической составляющей тока Га, д........0,04 с
Ударный коэффициент Ку, д.......................................1,65
С учетом изложенного расчет токов к. з. в системе собственных нужд электростанции целесообразно проводить в следующем порядке [3-7]:
1. Составить расчетную схему (см., например, рис. 3-39), принимая при этом во внимание лишь те двигатели, которые имеют с местом к. з. прямую электрическую связь.
2. Составить схему замещения для определения тока к. з. от внешних источников (системы) и обычным способом (см. § 3-3) рассчитать начальное значение периодической составляющей /п, 0, с-Считаем 0. с незатухающим (удаленная точка).
3. Определить суммарную поминальную мощность всех двигателей собственных нужд, электрически связанных с местом к. з., 2Р,|ОМ и начальное значение периодической составляющей тока от двигателей:
/ _ ...S P||QM___ — 4,0 (3-66)
0, Д * * пуск _ i/q/7 П '
cos (рд У 3 (7НОМ с'ном
188 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
где /п. о. д, 2Л,ом имеют размерности соответственно кА и МВт; ^ном — номинальное междуфазное напряжение двигателей, кВ.
4. Найти начальное значение периодической составляющей суммарного тока к. з.
Ль 0 = Ль о, с + Iп, 0. д- (3-67)
5. Вычислить периодическую составляющую тока к. з. к моменту т:
Ль Г = /п, о, С + Л, о, Ле~ х,т* = 7П, 0, с + /п, 0, Ле~т/0'07» (3-68)
где при определении е~т/в-07 можно использовать кривые на рис. 3-26, подставляя вместо Та значение Т'Л.
6. Определить апериодическую составляющую тока к. з. к моменту т:
Л. Г = Г2 /д. о. се- х/т- с + V21„, о. де- т/гз. « =
= /2 /п, 0, се~т/гд.с + ]Л21п, 0, ле~т/0'04, (3-69)
где Та, с можно определить по кривым на рис. 3-40 в зависимости от мощности питающей обмотки трансформатора собственных нужд 51ЮМ. В расчете также целесообразно использовать кривые на рис. 3-26.
7. Найти ударный ток к. з. :
'у ~ г'у. с + *у, д — ]Л2 /п, Ои с^у, с +1^2 / ,ь 0, д^у, д, (3-70)
Рис. 3-40. Кривые для определения ударных коэффициентов и постоянных времени затухания апериодической составляющей тока к. з. для ветви системы.
где /гу, с определяется по кривым на рис. 3-40; Ау, я = 1,65 (см. выше).
При расчете токов к. з. на секции, питаемой через резервный трансформатор, должны учитываться двигатели, присоединенные непосредственно к шинам данной секции и к другим секциям, связанным с расчетной через магистрали резервного питания(например, в режиме замены рабочего трансформатора одного блока с одновременным
пуском или остановом другого блока).
Если точный состав двигателей собственных нужд неизвестен, то для приближенных оценок тока к. з. принимают при питании от рабочего трансформатора
i ^нои 1 •О’^ном. ТСН>
§ 3-5]
Особенности расчета токов к. з. в системе с. н.
189
а при питании от резервного трансформатора Zj ^„ом 1 >25S1!OM, пртсн >
где 5„ои, тсн — номинальная мощность рабочего трансформатора собственных нужд; SH0Hf пртсн — номинальная мощность пуско-
резервного трансформатора собственных нужд. Если трансформаторы имеют расщепленную обмотку низшего напряжения, то мощности, полученные из предыдущих выражений, необходимо уменьшить в 2 раза, т. е. учитывать двигатели, подключенные к данной обмотке НН.
Рис. 3-41. К примеру 3-6.
а — расчетная схема; б, в — схемы замещения; параметры расчетной схемы: Т — ТДЦ-250000/220, ик = 11%; Г — ТВВ-200-2.
235 МВ-А. ^.,|ом =0.181; ТСН —
ТРДН-25000/15,75, ик — 9,5%.
Пример 3-6. Задание. Определить токи к. з. в системе собственных нужд блока 200 МВт с учетом подпитки от двигателей. Расчетная схема и ее параметры представлены на рис. 3-41. Питание секций осуществляется от рабочего трансформатора, состав электродвигателей и распределение их по
секциям представлены в табл. 3-10. Для дальнейшего расчета принимаем 2Рцом~ 13 680 кВт (секция 5). Синхронных электродвигателей нет.
Примем Sr, = 25 MB-А и сопротивления схемы замещения (рис. 3-41, б, в) приведем к базовым условиям:
у Л'т% 5 б
1 100 SI10M
. __^б
_LL2L=0 on
100 250 ’ ’
0,181 JJ-=0,019; zoo
. хг% Srt 2-9,5 25
3 100 S1IOM ~ 100 25 ’ 9‘
Так как сопротивление х2 <^х3, то можно утверждать, что генератор находится на большой электрической удаленности от места к. з. и его целесообразно для упрощения расчетов включить в состав энергосистемы. Результирующее сопротивление от энергосистемы до места к. з. с учетом этого обстоятельства определится следующим образом:
-v4=(xi ||Х2)-|-х3 = Q 0U -[-0,019 +^,19 = 0’1952-
При /д= —---------=2,3 кА начальное значение периодической составляю-
V 3 6,3
щей тока от внешней сети будет равно:
, 1/б_ 1-2,3
я,о, С Xl 0,1952 “
11,8
кА.
190
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Таблица 3-10
Распределение электродвигателей по секциям РУСН 6 кВ блока
Приводимый механизм Номинальная мощность, кВт Номинальный ток, Л Количество присоединенных двигателей и номинальная мощность по секциям
Л Б
шт. кВт шт. кВт
Питательный насос 5000 545 1 5000 1 5000
Конденсатный насос 250 29 2 500 1 250
Циркуляционный насос 520 74 1 520 1 520
Пусковой маслонасос 200 24 1 200 —— —
Мельница шаровая 2460 274 1 2460 1 2460
Мельничный вентилятор 630 75 1 630 1 630
Вентилятор горячего дутья 320 42 1 320 1 320
Дутьевой вентилятор 1000 123 1 1000 1 1000
Дымосос 1250 154 1 1250 1 1250
Дробилка 1000 135 1 1000 1 1000
Насос кислотной промывки 320 37 1 320 •— —
Резервный возбудитель 1250 149 — — 1 1250
Итого 13 200 13 680
Значение ударного коэффициента и постоянной времени Та для заданной мощности трансформатора определим из кривых на'рис. 3-40: ky = 1,82; Тл = 0,05 с.
Начальное значение периодической составляющей тока к. з, от эквивалентного двигателя секции Б
7п.о.д = 4-^*=4-^=9,2 кА. vhom °
Суммарное начальное значение периодической составляющей тока к. з.
7п, о = 7„, о, с+7п,о. д= 11,8+ 9,2 =21 кА.
Ударный ток к. з.
‘у = 'у. С + ‘у, д = ^2 Йу, с7п, 0. С + ^2 Ау, д7!!, О, Д = ^2 1 •82 • 11 •8 + + К2.1,65-9,2 = 52,0 кА.
Периодическая составляющая тока к. з. к моменту t = т = 0,1 с (выключатель ВМПЭ-10-31,5)
_ т _ 0.1
7п.т = 7п.о.с+7п.о.де б;°'=11.8 + 9,2с °'07= 11,8+2,2= 14,0 кА.
Апериодическая составляющая тока к. з. к моменту t — т— 0,1 с
'В,Т = 7а,Т,с+(;,т,д=Г27п,О,Се Га'С+/2'/11,0,д® °’°4 =
0.1 _0.1
= 1/2-11,8е °’05+/2-9,2e °-04 = 3,4 кА.
Пример 3-7. Определить токи к. з. в системе с. н. блока 200 МВт с учетом влияния двигателей при питании от резервного трансформатора ТРДН-32000/220,
§ 3-5]
Особенности расчета токов к. з. в системе с. н.
191
"к. в-н схема
= 1296. Расчетная схема и ее параметры представлены на рнс. 30-42, а, замещения — на рис. 3-42, б.
Рис. 3-42. К примеру 3-7. Расчет токов к. а. при питании от резервного трансформатора.
При S,i = 32 МВ-Л определим начальное значение периодической составляющей тока к. з. от системы:
х — Хг°'/о ______ % ' _0 24'
1 100 $110М 100 32
хя = л-j -ф .v2 = 0,245;
кЛ'
39 гда
Значение ударного коэффициента и постоянной времени Та для заданной мощности трансформатора определим из рис. 3-40:
Лу= 1,83; Та=0,053 с;
значение периодической составляющей тока к. з. от эквивалент-
_ 4-1,255„ом 1,25-32 _
/и.о.д- 26/ном 2 й -13,3 КА.
начальное значение периодической составляющей тока к. з,
/ =/ +/ = 11,92 + 13,3 = 25,22 кА.
п. 0 п, 0, 1 п» 0, д ’ ‘ ’
Ударный ток к. з.
/ = /у с + д = ]<2 • 11,92 • 1,83 + ]Л2 • 13,3 • 1,05 = 61,69 кА.
Начальное ного двигателя
Суммарное
Периодическая составляющая тока к.з. к моменту Z= т= 0,1 с т 0.1
/ = / „ г + / „ е-°757 = 11,92+13,Зе °-07 = 15,1 кА.
П, т II, О, с 1 п, 0, д 1
Апериодическая составляющая тока к.з. к моменту t—i— 0,1 с _ол_____________________________________ _ 0,1
«агТ=;а,т>с + «,а,т.д = /2-11,92е °'U5J +/2- 13,Зе °'04 =4,1 кА.
192
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
3-6. ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКОЕ ДЕЙСТВИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Из курса «Теоретические основы электротехники» известно, что системы проводников при протекании по ним токов испытывают электродинамические взаимодействия между собой, сопровождающиеся значительными механическими напряжениями.
При одинаковом направлении тока проводники притягиваются, а если токи направлены в противоположные стороны, то отталкиваются (рис. 3-43).
Рис. 3-43. Электродинамическое взаимодействие между двумя токоведущими частями при согласном (а) и при встречном (б) направлениях токов,
Сила взаимодействия определяется по формулам, вытекающим из закона Био—Савара. Для двух параллельных проводников длиной I, расположенных на расстоянии а друг от друга, она может быть найдена из выражения
Если токи выражены в амперах, а сила F — в ньютонах, то коэффициент /г равен 2 -10 ’7; коэффициент /гф учитывает форму проводника и может быть принят равным единице для проводников круглого сечения независимо от расстояния между ними и для проводников любой формы, если расстояние в свету между ними будет больше периметра поперечного сечения токоведущей части. В противном случае коэффициент отличен от единицы и при вычислении усилий должен быть предварительно определен по специальным графикам (см., например, гл. 4).
Сила F распределена равномерно по длине параллельных проводников. Удельное усилие на единицу длины проводника для условий рис. 3-43 равно:
/ = 2-10-7Лф-^. (3-72)
Электродинамические взаимодействия в трехфазных установках переменного тока имеют ряд особенностей. На рис. 3-44 изображены
§ 3-6]
Электродинамическое действие токов к. з.
193
векторы усилий между проводниками отдельных фаз, расположенных в одной плоскости, в различные моменты времени на протяжении одного периода переменного тока. Усилия изменяются во времени по значению и направлению и имеют колебательный характер.
Сила, действующая на проводник с током, определяется как результат взаимодействия его с токами в проводниках двух других фаз, при этом в наиболее тяжелых условиях оказывается проводник средней фазы. Наибольшее удельное усилие на проводник средней фазы может быть определено из выражения, Н/м:
/ = ]Л3.10-^фА, (3-73)
где — амплитуда тока в фазе, А; а — расстояние между соседними фазами, м.
Коэффициент /3 учитывает фазовые смещения токов в проводниках.
Взаимодействие проводников существенно возрастает в режиме к. з., когда полный ток к. з. достигает своего наибольшего значения — ударного.
При оценке взаимодействия между фазами необходимо рассматривать двухфазное и трехфазное короткие замыкания.
7 Л. д. Рожкова, В. С. Козулин
194 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
Для определения удельного усилия при трехфазном к. з. в сис-. теме проводников, показанной на рис. 3-44, пользуются выражением (3-73) при условии = iy’, тогда
__ рЗ)2
Л3, = Гз
(3-74)
где /у’’ — ударный ток трехфазного к. з., А.
В случае двухфазного к. з. влияние третьей (неповрежденной)
фазы ничтожно мало, поэтому для определения удельного усилия
Рис. 3-45. Эпюры электрических взаимодействий в пре-делах одной фазы масляного выключателя.
гибаются под углом. На
используют выражение (3-72), принимая во внимание, что | | = | i21 = /у’. Сле-
довательно,
/(2) = 2-10-^ф-^-, (3-75)
где iy’ — ударный ток двухфазного к. з., А.
Учитывая, что iy'/iy' = 0,87, нетрудно показать, что междуфазное усилие при трехфазном к. з. больше, чем при двухфазном. Поэтому расчетным видом к. з. при оценке электродинамических сил считают трехфазное.
Выше рассматривались междуфаз-ные усилия. Однако в реальных аппаратах и шинных конструкциях могут возникать довольно большие силы от
взаимодействия токов в пределах одной фазы. Это происходит при расщеплении фазы на ряд параллельных проводов, а также тогда, когда проводники не прямолинейны, а образуют петли, из-рис. 3-45 в качестве примера показана
эпюра усилий, возникающих в пределах токоведущего контура фазы масляного выключателя. Такие силы могут привести к самопроиз-
вольному отключению выключателя, если не принять соответствующих мер. Так, например, при токе iy = 50 кА на траверсу подвижных контактов выключателя МКП-35 действует сила, равная примерно 2000 Н. Подобные силы имеют место в разъединителях, реак-
торах и других аппаратах.
Для предотвращения механических повреждений под действием усилий, возникающих в проводниках при протекании по ним токов к. з., все элементы токоведущей конструкции должны обладать достаточной электродинамической стойкостью.
Под электродинамической стойкостью понимают- обычно способность аппаратов или проводников выдерживать механические уси-
§ 3-7]
Термическое действие токов к. з.
195
лия, возникающие при протекании токов к. з., без деформаций, препятствующих их дальнейшей нормальной работе.
Для электрических аппаратов завод-изготовитель указывает Гарантийный ток к. з., при Котором обеспечивается электродинамическая стойкоегь. Чаще всего в каталогах на оборудование задается мгновенное значение тока электродинамической стойкости /л1111 (или i,„nx, или i„p,екг)- При выборе аппаратов гарантированный заводом-изготовителем ток сравнивается с расчетным ударным током к. з. Должно быть Выполнено условие
1 f(Я’
•дии (П1ДАГ, пр, скЬ) *у •
Электродинамическая стойкость жестких шин, за исключением комплектных токопроводов и шин КРУ, определяется расчетом механических напряжений в материале проводника при к. з. Критерием стойкости служит выполнение условия
^дон *7расч*
где <т1О„ и (Тр,г„ — соответственно допустимое и расчетное значение механических напряжений в материале проводника.
Методы и примеры проведения расчетов по определению электродинамической стойкости шип и аппаратов приведены в гл. 4.
Согласно ПУЭ на электродинамическую стойкость не проверяют аппараты и проводники, защищенные предохранителями с плавкими вставками на ток до 60 А, а также аппараты и шины цепей трансформаторов напряжения при условии их расположения в отдельной камере.
Не рассчитывают механические напряжения от сил электродинамического взаимодействия в гибких проводах. Однако при ударных токах более 50 кА такие провода требуется проверять на схлестывание.
В ПУЭ оговорены также другие частные случаи, когда допустимо не проверять аппараты и проводники на электродинамическую стойкость при к. з.
3-7. ТЕРМИЧЕСКОЕ ДЕЙСТВИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
При протекании тока к. з. проводник дополнительно нагревается сверх нормальной рабочей температуры. Длительность процесса короткого замыкания обычно мала (в пределах нескольких секунд), поэтому~тспло, выделяющееся в проводнике, не успевает передаться в окружающую среду и практически целиком идет на нагрев проводника.
"Поскольку ток к. з. значительно превышает ток рабочего режима, нагрев проводника может достигать опасных значений, приводя к плавлению или обугливанию изоляции, к деформации и плавлению токоведущих частей и т. п.
7”
196
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Критерием термической стойкости проводника является допустимая температура его нагрева токами к. з. Поэтому проводник или аппарат следует считать термически стойким, если его температура в процессе к. з. не превышает допустимых величин.
Таблица 3-11
Допустимые температуры нагрева
Проводник ^К, доп» °C
Шипы медные 300
Шины алюминиевые 200
Шины стальные, не имеющие непосредственного соединения 400
с аппаратами 300
То же с непосредственным присоединением к аппаратам
Кабели с бумажной пропитанной изоляцией напряжением до 200
10 кВ с медными и алюминиевыми жилами
То же на напряжения 20—220 кВ 125
Кабели и изолированные провода с поливинилхлоридной или 150
резиновой изоляцией с медными или алюминиевыми жилами
'о же с полиэтиленовой изоляцией 120
Медные голые провода при тяжениях менее 20 Н/мм2 250
То же при тяжениях Оолее 20 Н/МИ* 200
Алюминиевые голые провода при тяжениях менее 10 Н/мм* 200
То же при тяжениях более 10 Н/мм* 100
Алюминиевая часть сталеалюминисвых проводов 200
В табл. 3-11 приведены значения допустимых температур нагрева проводников разных типов. Они определены из соображений сохранения механической прочности металла для голых проводников и устойчивости изоляции к нагреву для изолированных.
Определить температуру нагрева проводников в процессе к. з. можно следующим путем.
При к. з. за время dt в проводнике выделяется определенное количество тепла
dQ — dt, (3-76)
где /к. t—действующее значение полного тока к. з. в момент t к. з.; г,т — активное сопротивление проводника при дайной его температуре fl
Л) =ри(1 4-ай) lif ;
здесь р0 — удельное активное сопротивление проводника при й — 0° С; о—температурный коэффициент сопротивления; I — длина проводника; q — его сечение.
Практически все тепло идет на нагрев проводника
r/Q = GcaJO, (3-77)
§ 3-7]
Термическое действие токов к. з.
197
где G — масса проводника; — удельная теплоемкость материала проводника при температуре
Известно, что
G = ylq,
где у — плотность материала проводника, и
с# = с0(1-|-₽й),
где с0 — теплоемкость проводника при Ф = 0° С; 0 — температурный коэффициент теплоемкости.
Таким образом, процесс нагрева при к. з. определится уравнением
l^,ir(tdt = GcQd'&. (3-78)
После подстановки в уравнение развернутых значений Гц, G, ед. и перегруппировки членов получим:
(1 + аО)
Проинтегрируем уравнение соответственно переменным: левую часть уравнения от 0 до /отк (время отключения), а правую — от Д ДО 'О'к (начальное и конечное значения температур при к. з.):
*отк °к
—- ( 7s dt = С v -° -о <►,.
*отк
Обозначим Вк — $ lu.idt—тепловой импульс короткого за-fl
мыкания, пропорциональный количеству тепловой энергии, выделенной током к. з. в проводнике. Метод вычисления Вк изложен ниже. Значение правой части уравнения (3-79) обозначим как fjk при б’,, и fjk при где k — коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника (см. табл. 3-12).
(3-79)
Значение коэффициента k
Таблица 3-12
Проводник
Значение коэффициента k, мм< • °С/(Аа с) 10 -2
Ллюмиписзые шипы, голые алюминиевые провода, кабели с алюминиевыми жилами и пластмассовой изоляцией, кабели с алюминиевыми сплошными жилами и бумажной пропитанной изоляцией
То же с медными жилами
Кабели с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной пропитанной изоляцией
То же с медными жилами
1,054
0,4570 0,9350
0,4186
198 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
Величина f является, как это видно из уравнения (3-79), сложной функцией температуры проводника, и наоборот, если f принять за
Рис. 3-46. Кривые для определения температур нагрева проводников при К. 3.
независимую переменную, то можно записать О — ф (/). Зависимость О [° С] — ф (/) приводится в справочной литературе (см., например, [3-7]) и представлена, в частности, на рис. 3-46.
С учетом принятых обозначений интегральное выражение (3-79) примет вид:
или
(3-80)
Уравнение (3-80) является исходным
для определения температуры проводки-ка к концу короткого замыкания й|(. Вели чину Дп характеризующую тепловое состояние проводника к моменту начала к. з., можно определить по известной темпера-
туре проводника в предшествующем режиме работы 9\, по кривой рис. 3-46.
Определение i?u проводят с использованием выражения
-- ^0 Т (^доп, дл
_ О’ ) (Iai2S.\2 VO, НОМ/ I / / »
\ 7доп /
где О'о — температура окружающей среды; Фдоп. дл — длительно допускаемая температура проводника; i>0. )Ю„ — номинальная температура окружающей среды (согласно ПУЭ f>o, ном — 25°С для воздуха, 15'С—для земли и воды); 1п,ах— максимальный ток нагрузки; /Я011 — длительно допустимый ток проводника.
Если к/,, добавить величину/гТ1.-, определяемую по известным
значениям токов к. з. (Лк), коэффициента k (табл. 3-12) и сечения q исследуемого проводника, то по уравнению (3-80) получим значение
Но кривым на рис. 3-46, используя /к, определяем конечное значение температуры проводника в режиме к. з. f}K.
Если 'й’к -л0|1, то проводник термически стоек.
Определение Вк для оценки термической стойкости производится приближенным способом из-за сложной зависимости тока к. з. от времени. При этом полный тепловой импульс разбивается на две составляющие с учетом структуры полного тока к. з. по выражению
§ 3-7]
Термическое действие токов к. з.
199
(3-13):
^отк ^ож
вк= J IsK,tdi = \ (Pn,t + il.t)dt^ д о
= )j /fi.tdt-j- t'a, t dt = BK, n + BK, (3-81)
6 о
здесь B„ „ — тепловой импульс периодической составляющей, а В|(. л — тепловой импульс апериодической составляющей тока к. з.
Тепловой импульс определяется по-разному в зависимости от местонахождения точки к. з. Можно выделить три характерных случая (по аналогии с расчетом тока к. з.): удаленное к. з., к. з. вблизи генераторов или синхронных компенсаторов, к. з. вблизи группы мощных электродвигателей.
В первом случае периодическая составляющая тока к. з. является незатухающей во времени, г. е.
Вк,п= Г^ = /".о/огк> (3’82)
о
где 0 — начальное значение периодической составляющей тока к. з., суммарное от всех источников.
Изменение апериодической составляющей тока к. з. описывается выражением
*а. / = /2 7п, ое г».
Тепловой импульс апериодической составляющей тока можно определить как
^OTIt ^01 К _ --
Вк,а = \ il.tdt^ V 27?,. ое T*dt, о о
а после преобразований
/ _ ^1!
Вк,, = /п, оГ., \1 — е 7 а
Если время равно или превышает Та, что обычно имеет место, то можно .принять
Вк.а = /?,.оЛ (3-84)
и полный тепловой импульс к. з. определится из выражения
8к = /1.,о(/01к + Л)- (3-85)
Данный способ рекомендуется при вычислении теплового импульса в цепях понизительных подстанций (исключение составляют к. з. па шинах 3—10 кВ подстанций, к которым подключены крупные
(3-83)
200
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
электродвигатели или синхронные компенсаторы), в цепях высшего напряжения электрических станций, в цепях генераторного напряжения электростанций, если место к. з. находится за реактором.
Наиболее сложным является случай определения теплового импульса при к. з. вблизи генераторов или синхронных компенсаторов, а также в цепях генераторного напряжения электростанций типа ТЭЦ. Решение производится различно в зависимости от мощности генераторов и их типа. Подробно методы оценки Вк для этого случая описаны в [3-4, 3-7].
Для ориентировочных расчетов можно воспользоваться уравнением (3-85). При этом вычисленное значение теплового импульса будет несколько завышено, так как в действительности ток затухает. Но уточнять значение Вк, как правило, не требуется, поскольку проводники и аппараты, выбранные в мощных присоединениях (генератор, трансформатор связи и др.), по условиям длительного режима и динамической стойкости (см. § 4-2, 4-6) имеют значительные запасы по термической стойкости.
Известную трудность при расчетах Вк представляет собой определение значения постоянной 71,,. Для ориентировочных расчетов можно принять значения Т„ по табл. 3-7, 3-8, а при оценке Вк в случае к. з. на шинах электростанций по суммарному току к. з. приближенно можно считать Та равной:
Шины электростанции 6—10 кВ с генераторами 30—60 МВт............ 0,185 с
Шины повышенного напряжения электростанции с трансформаторами 32.0 МВ • А и выше.............................................. 0,115 с
Шины повышенного напряжения электростанции с трансформаторами 100 МВ А и выше................................................ 0,14 с
При к. з. вблизи группы двигателей, например в системе собственных нужд ТЭС,' необходимо учитывать их влияние па тепловой импульс. Для определения суммарного теплового импульса тока к. з. с учетом двигателей рекомендуется [3-7] пользоваться формулой
вк — 1п, О, С (^отк + Т а. сх) + А. 0, д (0,5Тд-[- Та, сх) -|-
+ 2/п, о, д/п. о. с (Тд-ф 7\, сх), (3-86)
где
В этих выражениях /„, 0, с, /п. о. д, Та, с, Л. л. 7д являются параметрами режима к. з., определяемыми, как это указано в § 3-5.
Для пользования формулами при нахождении Вк необходимо достаточно точно определять /отк.
Согласно ПУЭ время отключения (время действия тока к. з.) /отк складывается из времени действия основной релейной защиты
§ 3-7]
Термическое действие токов к. з.
201
данной цепи tp, 3 (см. § 3-9) и полного времени отключения выключателя t0, в:
^О1К — ^р, з + ^о. в> (3-88)
(см. также § 3-9).
Действующие нормативы [3-7] рекомендуют для цепей генераторов 60 МВт и выше, учитывая их особую ответственность, принимать время /отк = 4 с, т. е. по времени резервной защиты.
Для упрощения анализа термической стойкости проводников часто используется понятие минимального сечения проводника qmin.
Минимальное сечение проводника, отвечающее требованию его термической стойкости при коротком замыкании, т. е. такое сечение, которое при заданном токе к. з. обусловливает нагрев проводника до кратковременно допустимой температуры, можно определить по формуле
q.nin = 1/"т--Вк . • (3-89)
г /К. ДОП /11
Значения /к, д0„ и /„ следует определять по кривым рис. 3-46 для соответствующих температур Д(>доп и
При приближенных расчетах минимальное сечение проводника, отвечающее требованию его термической стойкости при к. з., можно определять по формуле
Га"
Qniin = , (3-90)
где С — функция, значения которой приведены в табл. 3-13 [3-7].
Таблица 3-13 Значения функции С '
Кабель Значение функции С, А • с2/мм2, при номинальном напряжении кабеля, кВ
6 10
С алюминиевыми сплошными жилами и бумажной изоляцией 92 94
С алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией 98 100
С медными сплошными жилами и бумажной изоляцией 149 143
С медными многопроволочными жилами и бумажной изоляцией 147 150
С алюминиевыми жилами и поливинилхлоридной изоляцией 73 78
С медными жилами и поливинилхлоридной изоляцией 114 118
С алюминиевыми жилами и полиэтиленовой изоляцией 62 65
С медными жилами и полиэтиленовой изоляцией 94 98
202 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
Очевидно, что проводник сечением q будет термически стойким, если выполняется условие q q.ni„.
При выборе электрических аппаратов обычно не требуется определять температуру токоведущих частей, поскольку завод-изготовитель по данным специальных испытаний и расчетов гарантирует время и ток термической стойкости. Другими словами, в каталогах приводится значение гарантированного теплового импульса, который выдерживается аппаратом без повреждений, препятствующих дальнейшей нормальной работе. Условие проверки термической стойкости в этом случае следующее:
где В|( — расчетный тепловой импульс к. з., определяемый по изложенной методике; /, и /г — соответственно ток и время (поминальные значения) термической стойкости.
В ПУЭ и руководящих указаниях 13-7] оговорен ряд случаев, когда допустимо не проверять проводники и аппараты на термическую стойкость при коротких замыканиях. Это касается проводов воздушных линий и распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше, проводников цепей, защищенных плавкими предохранителями, проводников цепей трансформаторов напряжения и некоторых других случаев. При рассмотрении особых случаев к. з., не отраженных выше, а также при необходимости проведения особо точных расчетов следует обращаться к специальным руководят,им указаниям 13-71.
Пример 3-8. Задание. Определить расчетные значения тепловых импульсов тока к. з. в цепях ТЭЦ по данным примера 3-1.
Решение. Тепловой импульс для оценки термической стойкости оборудования и токоведущих частей в цепи генератора Г2 (Г1).
Из примера 3-1 известно значение /п.д — 28,2 кА — начальное значение периодической составляющей тока к. з. от генератора Г2 и /н.о — 14,99 + 17,37 = — 32,36 кА — начальное значение периодической составляющей тока от генератора Г1 и системы при к. з. в точке К-2.
Время отключения к. з. /О1К = 4 с (генератор 60 МВт).
Тепловой импульс со стороны генератора Г2
вк = I Г,, О (/0, к + Та) = 28,22 (4 + 0,245) = 3375 кА2 • с,
где Тл = 0,245 с по табл. 3-7.
Тепловой импульс от внешних источников
Вк= /п, 0(/„тк + 7’а) = 32,362 (4 + 0,185)-4382 кА2 • с,
где ТЛ = 0,185 с по данным § 3-7.
Суммарный тепловой импульс на шинах 10 кВ ТЭЦ ориентировочно можно определить следующим способом.
Из примера 3-1 известно суммарное начальное значение периодической составляющей тока при к. з. в точке К-2 / (| = 60,56 кА, по данным §3-7 имеем
Тд — 0,185 с. Полное время к. з. примем 4 с.
Тепловой импульс
Вк = /п, о (/о™ -I- Тя) = 60,562 (4 + 0,185) - 15 348 кА2 с.
§ з 8]
Методы ограничения токов к. э.
203
Тепловой импульс тока к. з. на типах 110 кВ ТЭЦ (точка К-1 на рис. 3-11). По данным примера 3-1 имеем /ц =- 14,18 кА. Время отключения /Отк = -~ я 4“ А>- и ~ 0J h 0,08 0,18 с (выключатель У-110 с t„ „ --- 0,08 с). По-
стоянную времени Тя определим по данным § 3-7: Тя — 0,14 с. Отсюда Вк — = 14,182 (0,18 + 0,14) = 64,34 кА--с.
3-8. МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
а) Координация токов к. з. в современных энергосистемах
Рост генераторных мощностей современных энергосистем, создание мощных эпергообъедпнений, рост мощностей нагрузок приводят с одной стороны к росту электровооруженности и производительности труда, к повышению надежности и устойчивости электроснабжения, а с другой стороны — к существенному повышению уровней токов к. з. 13-111.
Максимальный уровень токов к. з. для сетей 35 кВ и выше ограничивается параметрами выключателей, трансформаторов, проводников и другого электрооборудования, условиями обеспечения устойчивости энергосистемы, а в сетях генераторного напряжения, в сетях собственных нужд и в распределительных сетях 3—20 кВ — параметрами J электрических аппаратов и токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки.
Таким образом, уровень тока к. з., повышающийся в процессе развития современной электроэнергетики, имеет в своем росте ряд ограничений, которые необходимо учитывать. Конечно, аппаратуру и электрические сети можно усилить в соответствии с новым уровнем токов к. з., перевести на более высокое напряжение, однако это в ряде случаев приводит к таким экономическим и техническим трудностям, что себя не оправдывает.
В настоящее время разработан комплекс мер, который позволяет регулировать уровни токов к. з., ограничивать их при развитии электроустановок. Однако применение таких средств не является самоцелью и оправданно только после специального технико-экономического обоснования 13-111.
Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов к. з. являются: секционирование электрических сетей; установка токоограпичивающих реакторов, широкое использование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения.
Первый способ является эффективным средством, которое позволяет уменьшить уровни токов к. з. в реальных электрических сетях в 1,5—2 раза. Пример секционирования электроустановки с целью ограничения токов к. з. показан на рис. 3-47.
Когда выключатель В включен, ток к. з. от генераторов Г1 и Г2 проходит непосредственно к месту повреждения и ограничен лишь
204
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
чается сопротивление линии. 1ок к. з. от
Рис. 3-47. Распределение токов к. з.
а — секционный выключатель включен; б — секционный выключатель отключен.
сопротивлением генераторов и трансформаторов соответствующих блоков.
Если выключатель В отключен, в цепь к. з. дополнительно вклю-геператоров Г1 и Г2 при этом резко снижается по сравнению с предыдущим случаем.
В месте секционирования образуется так называемая точка деления сети. В мощной энергосистеме с большими токами к. з. таких точек может быть несколько.
Секционпрованиеэле-ктрической сети обычно влечет за собой увеличение потерь электроэнергии в линиях электропередачи и тран
сформаторах в нормальном режиме работы, так как распределение потоков мощности при этом может быть неоптимальным. По этой причине решение о секционировании должно приниматься после
специального техпико-экопо-мического обоснования.
В распределительных электрических сетях 10 кВ и ниже широко применяется раздельная работа секций шин, питающихся от различных трансформаторов подстанции (рис. 3-48). Основной причиной, определяющей такой режим работы, является требование снижения токов к. з., хотя
Рис. 3-48. Совместная и раздельная работа трансформаторов на подстанциях.
и в этом случае отказ от непосредственной параллельной работы трансформаторов имеет свои отрицательные последствия: разные
уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка трансформаторов и т. п. При мощности понижающего трансформатора 25 МВ -А и выше применяют расщепление обмотки низшего напряжения на две (см. также гл. 2 и § 3-3), что позволяет увеличить сопротивление такого трансформатора в режиме к. з. примерно в 2 раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки.
К специальным техническим средствам ограничения токов к. з.
в первую очередь относятся токоограничивающие реакторы.
§ 3-8]
Методы ограничения токов к. з.
205
б) Реакторы
Линия
в)
Потребители с.н.
Реакторы служат для ограничения токов к. з. в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами.
Основная область применения реакторов — электрические сети напряжением 6—10 кВ. Иногда токоограничивающие реакторы используются в установках 35 кВ и выше, а также при напряжении ниже 1000 В.
Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала ."Благодаря этому он обладает’ постоянным индуктивным сопротивлением, независящим от протекающего тока.
.Возможные схемы вклю" чения реакторов представлены на рис. 3-49.
Для мощных и ответственных линий может применяться индивидуальное реактирование (рис. 3-49, а). Когда через реактор питается группа линий (например, в системе собственных нужд), его называют групповым (рис.
3-49, б). Реактор, включаемый между секциями распределительных устройств, называют секционным реактором (рис. 3-49, в).
Основным параметром реактора является его индуктивное сопротивление хр = ojL, Ом. В некоторых каталогах приводится
Рис. 3-49. Схемы включения реакторов.
а — индивидуальное реактироваиие; б — групповой реактор; в — секционный реактор.
хр°/о
Хп "г 3 /цом
-Цт—— юо,
^иом
(3-91)
где 7]10Н — номинальный ток реактора, A; £7110и — номинальное напряжение реактора, В.
Эффект ограничения тока и поддержания остаточного напряжения'на шипах при к. з. за реактором иллюстрируетсяр не. 3-50.
Поддержание более высокого уровня остаточного напряжения благоприятно сказывается на потребителях электроэнергии, питающихся от того же источника, что и поврежденная цепь. С учетом этого в режиме к. з. целесообразно иметь возможно большее значение Индуктивного сопротивлешВГх^.
Однако по’условиям раб'отьГэлектроустановки в нормальном режиме чрезмерно увеличивать сопротивление реактора нельзя из-за одновременного увеличения потери напряжения в реакторе при про-
206 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
текании рабочего тока. Особенно это заметно при использовании реакторов в качестве групповых и индивидуальных.
Рис. 3-50. Ограничение тока короткого замыкания и поддержание напряжения на шинах при помощи реакторов.
а — напряжение на шинах при отсутствии реактора; б — напряжение на шинах при на-личин реактора.
Рис. 3-51. Нормальный режим работы цепи с реактором.
а — схема цепи; б — диаграмма напряжений; в — векторная диаграмма.
Схемы реактированной линии и диаграммы, характеризующие распределения напряжений в нормальном режиме работы, приведены на рис. 3-51.
На векторной диаграмме изображены: £/х — фазное напряжение перед реактором, t7p — фазное напряжение после реактора и 7 —ток, проходящий по цепи.
Угол <р соответствует сдвигу фаз между напряжением после реактора и током. Угол ф между векторами и 67 р представляет собой дополнительный сдвиг фаз, вызванный индуктивным сопротивлением реактора. Если не учитывать активное сопротивление реактора, отрезок АС представляет собой падение напряжения в индуктивном сопротивлении реактора.
Алгебраическая разность напряжений до реактора и после пего, т. е. отрезок АВ, соответствует потере напряжения в реакторе. Опустив
из точки С перпендикуляр на вектор ОВ и пренебрегая незначительным отрезком ВВ1г можно считать потерей напряжения
§ з 81
Методы ограничения токов к. з.
207
отрезок /1/?,. Из треугольника АСВ, нетрудно вывести приближенное выражение для определения потери напряжения в реакторе. Потеря напряжения в реакторе при протекании тока I и заданном значении cos ср определяется Подвыражения
l\U^х„ юо, (3-92)
‘ 1 <Люм
Рис. 3-52. Вариант схемы безынерционного токоограничивающего устройства.
1 2
Рис. 3-53. Фаза реактора серии РБ.
/ — обмотка реактора; 2 — бетонные колонны; 3 — опорные изоляторы.
где Um„ — номинальное напряжение установки, где используется реактор.
Допустимая потеря напряжения в реакторе обьшнбЛ|ё~прёвышает J ,5—2 %.
Значительная потеря напряжения в нормальном режиме работы цепи не позволяет устанавливать индивидуальные
и групповые реакторы большого сопротивления. Поэтому^для случаев, когда требуются значительные ограничения тока к. з., разрабатывают специальные более сложные устройства', так называемые БТУ — безынерционные токоограничивающие устройства. На рис. 3-52 приведена схема простейшего БТУ, в состав которого входят: реактор с большим индуктивным сопротивлением, емкость, настроенная в резонанс с реактором так, чтобы результирующее сопротивление БТУ в нормальном режиме приближалось к минимально возможному. Параллельно емкости включена индуктивность с ферромагнитным сердечником, в нормальном режиме ненасыщенным. Индуктивность в нормальном режиме имеет большое сопротивление, и ток через нее мал. При к. з. ток через емкость возрастает, возрастает падение напряжения на ней, а следовательно, и напряжение на индуктивности. Последняя переходит в режим насыщения сердечника, резко уменьшает свое сопротивление и закорачивает емкость. Ток к. з. ограничивается нескомпенсированпым в данном случае реактором. В стадии разработки находятся БТУ различных типов.
Ограничений по потере напряжения
боты нет в случае секционного реактора,
В
нормальном режиме ра-поэтому его сопротивле-
208 Короткие замыкания а электрических установках [Гл. 3
ние может быть взято существенно большим, чем в случае индивидуального или группового реактора. На случай режимов, отличных от нормального, может быть применено временное шунтирование реактора (см. гл. 5).
В настоящее время наибольшее распространение получили безо: 1пыё~ реакторы с алюминиевой обмоткой марки РБ.
Рис. 3-54. Способы монтажа реакторов.
а — вертикальный монтаж; б — ступенчатый; в — горизонтальная установка фаз.
Алюминиевые проводники обмотки реактора покрываются несколькими слоями кабельной бумаги и хлопчатобумажной оплеткой. Обмотка наматывается на специальный каркас, а затем в определенных местах заливается бетоном. Бетон образует колонны, которые закрепляют витки обмотки, предотвращая их смещение под действием собственной массы и под действием электродинамических усилий при протекании токов к. з. Изоляция реактора от заземленных конструкций, а при вертикальной установке и от соседних фаз
§ 3-8]
Методы ограничения токов к. з.
209
осуществляется при помощи опорных фарфоровых изоляторов (рис. 3-53).
Бетонные реакторы выпускаются отечественной промышленностью на номинальные токи до 4000 А и изготовляются для вертикальной, горизонтальной и ступенчатой установки (рис. 3-54).
В обмотках реактора при протекании по ним тока имеют место потери активной мощности, составляющие обычно 0,1—0,2% проходной мощности. При номинальном токе более 1000 А эти потери настолько значительны, что требуется выполнять искусственное охлаждение реактора (вентиляция камер).
в) Сдвоенные реакторы
Наряду с рассмотренными выше реакторами обычной конструкции в электроустановках находят применение сдвоенные реакторы. Конструктивно они подобны обычным реакторам, но от средней точки обмотки имеется дополнительный вывод. В случае применения сдвоенных реакторов источник может быть присоединен к средней точке, а потребители — к крайним, или наоборот (рис. 3-55).
Рис. 3-55. Сдвоенный реактор.
а, б — схемы включения; а — электрическая схема.
Преимуществом сдвоенного реактора является то, что в зависимости от схемы включешТя^и направления токов в обмотках индук-Т'ивнбёТбпротнвление его-может увеличиваться или уменьшаться. Это свойство"сдвоенного реактора обычно используётся для уменъ-шения падения напряжения в нормальном режиме и ограничения токов при к. з.
Ветви реактора выполняют па одинаковый номинальный ток 7„ом, а средний вывод — на удвоенный номинальный ток ветви 2/„ом. За номинальное сопротивление сдвоенного реактора принимают относительное сопротивление ветви обмотки при отсутствии тока в другой ветви по аналогии с (3-91):
xp = xB = wL
или
*в Уз I[10м ' 100
(3-93)
*р% — *^п% —
210 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
Рис. 3-5G. Работа сдвоенного реактора в режиме к. з.
а __ при одном генераторе; 6 — при двух iоператорах.
где L — индуктивность ветви реактора (индуктивности ветвей в реакторе обычно равны между собой).
Особенности сдвоенного реактора определяются наличием магнитной связи между ветвями каждой фазы (взаимной индуктивности Л4). С учетом взаимной индуктивности потеря напряжения в ветви реактора при подключении источника к средней точке (рис. 3-55) определится как
Д(/р = /jtoL sin <р — — (о Л4 sin <р. (3-94)
Отсюда видно, что за счет взаимной индуктивности потеря напряжения в
сдвоенном реакторе меньше, чем в случае обычного реактора с таким же индуктивным сопротивлением. Эю обстоятельство позволяет эффективно использовать сдвоенный реактор в качестве группового.
В процессе эксплуатации целесообразно стремиться к равномерной загрузке ветвей (/; /2 = /). Тогда для каждой из них будут
созданы одинаковые условия
Д(/р = (JuL — I(»M) sin гр = /соЛ (1 — /есв) sin ср, (3-95) где k\.n~M!L — коэффициент связи обмоток реактора. Обычно выполняют реактор с А\.„ ----- 0,4 4- 0,6.
Если а;, — coL, го в соответствии с (3-95) можно записать соотношение
л-'==л-„(1-/гС11), (3-96)
где л',, — индуктивное сопротивление ветви реактора с учетом взаимной индукции. При k..„ = 0,5 и соответственно сопротивлении х'а = = 0,5 .г,, следует, что потеря напряжения в сдвоенном реакторе при указанных выше условиях получается вдвое меньше по сравнению с обычным реактором.
При к. з. за одной из ветвей реактора (рис. 3-56) ток в ней значительно превышает ток в неповрежденной ветви. Согласно (3-94) относительное влияние взаимной индуктивности уменьшается и потеря напряжения в реакторе, а также эффект токоограничепия определяются в основном лишь собственным индуктивным сопротивлением ветви .г, = (oL. Таким образом, сопротивление реактора в режиме к. з. возрастает ври /есп — 0,5 примерно в 2 раза по сравнению с нормальным режимом.
При использовании сдвоенного реактора по схеме рис. 3-56, б выявляется дополнительное его свойство. При к. з. на выводах
§ 3-8]
Методы ограничения токов к. з.
211
генератора Г2 ток от генератора Г1 протекает по ветвям в одном направлении. Взаимная индуктивность ветвей действует здесь согласно с собственной индук
тивностью обмоток и сквозное сопротивление реактора будет равно:
хСкв — 2соЬ -|- 2соМ — 2(оL (1 -|-+ /гсп) = 2л-в(1-|-/?сп). (3-97)
При kcn ~ 0,5 величина Хскп будет равна Зхп, обеспечивая значительный токоог-
Рис. 3-57. Схема замещения сдвоенного реактора для расчета токов к. з.
ранпчивающий эффект.
При расчете токов к. з. сдвоенный реактор представляют трехлучевой схемой замещения, показанной на рис. 3-57.
В электроустановках находят широкое применение сдвоенные бетонные реакторы с алюминиевой обмоткой для внутренней и наружной установки типа РБС.
г) Выбор реакторов
Реакторы выбирают по поминальному напряжению, поминальному току и поминальному индуктивному сопротивлению.
Номинальное напряжение выбирают в соответствии с номинальным напряжением установки. При этом предполагается, что реакторы должны длительно выдерживать максимальные рабочие напряжения, которые могут иметь место в процессе эксплуатации. Допускается использование реакторов в электроустановках с поминальным напряжением, мспыпнм номинального напряжения реакторов.
Помп пал ьпый то к реактора (ветви сдвоенного реактора) не должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включен:
Iном 2s Ima.v
Для шинных (секционных) реакторов номинальный ток подбирается в зависимости от схемы их включения. Например, для случая, показанного на рис. 3-11, номинальный ток реактора определится из соотношения
Дом Дои. г>
где До»,, г — номинальный ток генератора.
И н д у к т и в н о е со и р о т и в л е н и е реактора определяют, исходя из условий ограничения тока к. з. до заданного уровня. В большинстве случаев уровень ограничения тока к. з.
212 Короткие замыкания в электрических установках [Гл. 3
определяется по коммутационной способности выключателей, намечаемых к установке или установленных в данной точке сети.
Как правило, первоначально известно начальное значение периодического тока к. з. 7„. о, которое с помощью реактора необходимо уменьшить до требуемого уровня.
Рассмотрим порядок определения сопротивления индивидуального реактора. Требуется ограничить ток к. з. так, чтобы можно было в данной цепи установить выключатель с номинальным током отключения /]|см. О1К (действующее значение периодической составляющей тока отключения).
По значению /ном,отк определяется начальное значение периодической составляющей тока к. з., при котором обеспечивается коммутационная способность выключателя. Для упрощения обычно принимают /„.о.тргб =• /11ОМ,ОТК.
Результирующее сопротивление, Ом, цепи к. з. до установки реактора можно определить по выражению
U„>
<3-98’
Требуемое сопротивление цепи к. з. для обеспечения 0, треб
' <3-")
» ° ' и. о, треб
Разность полученных значений сопротивлений даст требуемое сопротивление реактора
лтррсб = х^с-хрез. (3-100)
Далее по каталожным и справочным материалам (см., например [3-8]) выбирают тип реактора с ближайшим большим индуктивным сопротивлением.
Фактическое значение тока при к. з. за реактором определяется следующим образом.
Вычисляется значение результирующего сопротивления цепи к. з. с учетом реактора:
*рез=*рез + ХР> (3-10!)
а затем определяется начальное значение периодической составляющей тока к. з.:
г _ "•°“кз4ез'
(3-102)
Аналогично выбирается сопротивление групповых и сдвоенных реакторов. В последнем случае определяют сопротивление ветви сдвоенного реактора хр = х„.
Выбранный реактор следует проверить на электродинамическую и термическую стойкость при протекании через него тока к. з.
§ 3-8]
Методы ограничения токов к. з.
213
Электродинамическая стойкость реактора гарантируется при соблюдении следующего условия:
*тах *у ,
(3-103)
где iy’ — ударный ток при трехфазном к. з. за реактором; imax — ток электродинамической стойкости реактора, т. е. максимальный ток (амплитудное значение), при котором не наблюдается остаточной деформации обмоток.
Термическая стойкость реактора характеризуется заводом-изготовителем величиной Z, — временем термической стойкости и током термической стойкости /т — «стяя/2,54. Поэтому условие термической стойкости реактора имеет вид:
ВГ=#т>Вк,р1СЧ, (3-104) где Вк, рпсч — расчетный тепловой импульс тока при к. з. за реактором.
При соблюдении указанного условия нагрев обмотки реактора при к. з. не будет превышать допускаемого значения.
В ряде случаев необходимо определить уровень остаточного напряжения на шипах при к. з. непосредственно за реактором. Для этой цели можно воспользоваться выражением (3-92) с учетом того, что в режиме к. з. sin <р|( « 1. Тогда выражение
для определения остаточного напряжения па шинах примет вид:
L/OCT%=xp^^100. (3-105)
Л7 ном
Значение (/ост по условиям работы потребителей должно быть не менее 65—70%.
Пример 3-9. Задание. Выбрать групповой реактор для ограничения тока к. з. в цепях шести линий, питающих потребителей от шип 10 кВ генераторного распределительного устройства ТЭЦ, (рис. 3-58). Максимальный ток продолжительного режима работы для каждой липин Imnx — 310 А. Суммарное начальное значение периодической составляющей тока к. з. на шинах 10 кВ 1 п 0 к_2 — 00, 56 кА (точка К-2 в примере 3-1). К установке на линиях принимается выключатель ВМ11-10К с /,10м. отк ~ 20 кА. Основная релейная защита — максимальная токовая с выдержкой времени, полное время отключения к. з. /отк = 1,2 с.
Решение. Намечаем к установке сдвоенный реактор серии РБСГ (с горизонтальным расположением фаз) па номинальное напряжение 10 кВ и с номинальным током ветви /|10м — 1000 Л. При этом учитываем, что линии распределены по три на каждую ветвь реактора, т. е.
/ном = 1000 Л > /тах = 3 • 310 = 930 А.
214
Короткие замыкания о электрических установках
[Гл. 3
Определим результирующее сопротивление цепи к. з. при отсутствии реактора по выражению (3-98):
л'псз——----------= 0,100 Ом.
Р 1'3-00,50
Требуемое сопротивление цепи к. з. из условия обеспечения номинальной отключающей способности выключателя определяе!ся по (3-99):
х;рсб = !2А = 0,303 Ом. рез | 3-20
Требуемое
Выбираем С'„оч -= 10 кВ,
сопротивление реактора для ограничения тока ^p|,c6 = 0,303 — 0,100 = 0,203 Ом.
окончательно реактор РБСГ-10-2 X 1000-0,22 - - 1000 Л и л,, = 0,22 Ом, i„,„v - 55 кА.
К. 3.
с параметрами:
Результирующее сопротивление цепи к. з. с учетом реактора л'с, = 0,100 + 0,22 = 0,32 Ом.
Фактическое значение периодической составляющей тока к. з. за
/„,(,= ,10,5 = 18,85 кА. [/ 3 • 0,32 '
Проверка стойкости реактора в ре ж и м с к.
Электродинамическая стойкость. Ударный ток к. з.
i;i,= |/27l,.11A’y = /2. 18,85- 1,950 = 52,35 кА, где /,’у — 1,950 (определено по табл. 3-8), Условие электродинамической стойкости
'ш«л- = 55 кА >г‘я’=52,35 кА
реактором
з.
выполняется.
Термическая стойкость. Завод гарантирует время термической t, 8 с н ток термической стойкости /т ~ А.с'< ?.,С
Условие термической стойкости
fi,?n-21,G52 • 8 > Вк расч= У2 0 (/01К + Га) = 18.852 (1,2+0,23) = 508,1 кА2 • с
выполняется (Та = 0,23 с по табл. 3-8).
Остаточное напряжение на шинах генераторного распределительного устройства при к. з. за реактором
U о- х I'S/n.o-lOO ГЗ.18,85.100
О'пом ю
Потеря напряжения при протекании максимального тока в нормальном режиме работ определяется по (3-92), но с учетом уменьшения сопротивления в нормальном режиме по (3-9G):
... , 1 стойкости
-*-- “ 55/2,54 = 21,Об кА.
... п, /< , 3/,„„.v. 100 .
А(/р,о —-Vp (1 А’св) ——-------— sin <р =
V ном
= 0,22(1 -0,53) 1- • 100 0,53 = 0,88%,
§ 3-9J Расчетные условия для проверки аппаратуры 215
где /?сП 0,53 (из каталога для данного реактора); коэффициент мощности нагрузки cos <р приняв равным 0,85, т. е. sin <р =- 0,53.
Выбранный реактор удовлетворяет всем предъявляемым требованиям.
3-9. РАСЧЕТНЫЕ УСЛОВИЯ ДЛЯ ПРОВЕРКИ АППАРАТУРЫ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ ПО РЕЖИМУ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Расчетные условия (ток к. з., длительность его протекания) должны быть определены с достаточной точностью и с учетом реальных условий, в которых работает данная цепь.
Рис. 3-59. Расчетные зоны по токам к. з. станций типа ТЭЦ.
Даже приближенный анализ работы различных присоединений, подключаемых к шипам одного и того же напряжения, показывает, что расчетные условия по токам к. з. для них могут быть существенно отличными. В качестве примера рассмотрим случай определения расчетного тока к. з для цепей генератора Г1 и трансформатора собственных нужд ТСН1, присоединенных к одним и тем же шинам ТЭЦ (рис. 3-59). При повреждении на выводах ТСН1 от сборных шин
21G Короткие замыкания о электрических установках [Гл. 3
к, Гт- при к. з. на соорных
Рис. 3-G0. Расчетные токи в не-пи генератора.
ковки может осложнить их
генераторного распределительного устройства через его выключатель протекает ток к. з. от всех генераторов системы х. При повреждении на сборных шинах генераторного напряжения через выключатель не будет проходить большой ток, так как двигатели собственных нужд, которые могут явиться его источником, отделены от места к. з. большим сопротивлением трансформатора.
В иных условиях находится присоединение генератора Г1. При к. з. на выводах (рис. 3-60, а) по его цепи протекает ток от всех источников системы /к, х, за вычетом собственного тока генератора шипах генераторного напряжения по цепи потечет только ток генератора /к,п (рис. 3-60, б).
Расчетные условия могут меняться и в пределах одного присоединения в зависимости от положения точки к. з. Особенно это заметно в случае реакти-роваиной линии (см., например, рис. 3-59). Токи к. з. будут значительно отличаться в зависимости от того, произошло повреждение до реактора или после пего.
Такое различие расчетных условий в пределах одной электроуста-определенпе, выбор и проверку обо
рудования. Для сокращения объема вычислительной работы обычно используют тот факт, что в электроустановках существуют группы цепей, которые в отношении режима к. з. находятся примерно в одинаковых условиях. Это обстоятельство позволяет разбить всю схему электроустановки на зоны, в которых устанавливаются те или иные общие расчетные условия.
Рассмотрим, как образуются расчетные зопы для схемы ТЭЦ, приведенной на рис. 3-59. Генераторы Г1 и Г2 включены па шины генераторного распределительного устройства, а генератор ГЗ включен по схеме блока па шины ВН (35—220 кВ).
Зона I включает все цепи установки повышенного напряжения, т. е. сборные шины, цепи трансформаторов, начиная от их выводов до сборных шин 35—220 кВ, цепи линий электропередачи 35—220 кВ, а также шиносоединительный выключатель, обходную систему шин с обходным выключателем (ОВ), если они имеются.
Все без исключения цепи этой зопы рассчитываются по суммарным токам к. з., определенным для точки К-1 на сборных шинах 35—220 кВ.
Для некоторых цепей определенные таким образом расчетные условия могут быть несколько завышенными, например для линий связи с системой и присоединения трансформатора. Точное определение расчетных условий для этих цепей зоны I обычно не приво
§ 3-9] Расчетные условия для проверки аппаратуры 217
дит к изменению типа устанавливаемого оборудования. Необходимость уточнения расчетных условий возникает обычно лишь тогда, когда ставится вопрос об очередности замены выключателей в распределительном устройстве.
Время отключения к. з., требуемое для оценки термической стойкости аппаратов, определяется по времени действия основных релейных защит и полному времени отключения выключателей:
^01К = 3 Н” ^О, В"
При этом можно принять ^Р1Я = 0,1 с. С учетом действительных характеристик выключателей получим, что время отключения к. з. находится в пределах
/огк = 0,16-4-0,2 с.
Несколько зон можно выделить в распредустройстве генераторного напряжения.
В зону II входит большое количество цепей: сборные шины генераторного напряжения, цепь шиносоединительного выключателя, цепи трансформатора связи и трансформаторов собственных нужд, а также цепь ответвления от блока генератор—трансформатор до трансформатора собственных нужд.
Если от шин генераторного напряжения 6—10 кВ отходят нере-актированные линии к потребителям или на собственные нужды, то такие линии, естественно, также относятся к зоне //. В этой зоне все токоведущие части и аппараты рассчитываются по токам, определенным при к. з. на сборных шинах6—Ю кВ ТЭЦ, т. е. по точке К-2.
Для ответвления от блока генератор — трансформатор к трансформатору собственных нужд, которое также относится к зоне II, расчетные токи к. з. берутся по точке К-З, находящейся на этом ответвлении.
Для цепей трансформаторов связи данные расчетные условия будут несколько завышены, но уточнение их обычно не делается.
Величина /оТК для всех цепей этой зоны определяется временем действия дифференциальной защиты шин 6—10 кВ или для ответвления от блоков к трансформатору собственных нужд дифференциальной защиты блока, для которых можно принять /р, 3 — 0,1 с. С учетом полного времени отключения выключателей генераторного напряжения /оТК = 0,3 с.
Зона III включает в себя одну цепь генератора, будь то генератор, присоединенный па ТЭЦ к шинам 6—10 кВ, или генератор, работающий в блоке с повышающим трансформатором.
Для этой зоны расчетные условия по токам к. з. определяются каждый раз, исходя из двух крайних случаев возможных коротких замыканий (рис. 3-60).
218
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
Первый случай — к. з. произошло па сборных шинах (рпс. 3-60, о); через выключатель генератора пойдет только ток, посылаемый данным генератором Г1 в место повреждения.
Следовательно, для этого случая
4, расч = Iк, Г1 •
Второй случай — к. з. на выводах генератора (рис. 3-60, б).
В этом случае через выключатель генератора к месту к. з. пойдут токи от всех других источников, кроме данного генератора, и, следовательно,
4. раеч = 4, 2 4, Г1 •
Установив расчетные токи к. з., выбирают паихудший случай.
Аналогичный подход существует и к определению расчетных условий для цепи генератора, работающего по блочной схеме. Суммарный ток к. з. определяется для точки К-3, и в зависимости
Рис. 3-G1. Участок ошиновки реактора, проверяемый на полный ток к. з.
от положения места повреждения в цепи генератора по пей будет протекать ток 4, Гл или 4. s — /к, г,;.
Время отключения для зоны III определяется с учетом действия дифференциальной защиты генератора или блока, т. е.
U = 0,3c, .
а при мощности генератора 60 Л1Вт и более tmK — 4 с — по времени действия резервной защиты (см. § 3-7).
Зона IV включает в себя также только одну цепь, а именно рсактпровапную отходящую линию 6—10 кВ. Согласно ПУЭ токоведущие части и аппаратура такой линии рассчитываются по точке к. з. /(-4, находящейся за реактором. Это делают, считая, что к. з. на участке между сборными
шинами и реактором маловероятны, между тем выбор ошиновки и аппаратов по токам к. з. до реактора, т. е. по точке К-2, привел бы к необходимости выбора усиленной оши-
новки и мощных выключателей, что резко повысило бы капитальные затраты на оборудование ячеек линий 6—10 кВ. Вместе с тем по ПУЭ
требуется, чтобы небольшой участок ошиновки от сборных шин до первых проходных изоляторов (рис. 3-61) выбирался с учетом токов к. з. в точке К-2, т. е. до реактора.
Так как линии 6—10 кВ защищаются максимальной токовой
защитой, то величина /Р з берется в зависимости от действительной выдержки времени. С учетом времени отключения выключателя время отключения к. з. обычно равно 1,2—2,2 с.
§ 3-9] Расчетные условия для проверки аппаратуры 219
В зону V входит секционная связь, т. е. секционный выключатель и реактор, трансформаторы тока и соответствующая ошиновка. Точное определение расчетных условий для этой цепи довольно затруднительно. Так как условия работы цепи при к. з. на одной из секций примерно такие же, как и для зоны генератора, токоведу-
Рис. 3-62. Расчетные зоны но токам к. з. для блочной электростанции.
щие части и аппараты этой ь.спи рекомендуется рассчитывать по тем же наибольшим значениям токов, которые были определены для зоны ///. Время /О1К принимается равным 0,3 с.
Зоны VI и VII охватывают цепи собственных нужд. При этом оборудование, относящееся к зоне VII, подвергается действию
220
Короткие замыкания в электрических установках
[Гл. 3
суммарного тока к. з., определенного в точке К-5, включая подпитку от двигателей собственных нужд.
Цепи зоны VI аналогичны по своим свойствам цепям генераторов (зона 111). В зависимости от положения цепей относительно точки к. з. по ним протекает только ток от двигателей или ток от генераторов станции и системы, проходящий через трансформатор соб-
Рис. 3-63. Расчетные
зоны по токам к. з. для понизительной подстанции.
ственных нужд ТСН2. При этом ток подпитки от двигателей собственных нужд, как правило, может иметь решающее значение лишь для начального момента к. з., например для оценки электродинамической стойкости оборудования. Термическая стойкость определяется, как правило, по токам, поступающим от генераторов.
Время /огк для зоны VI определяется с учетом основной защиты ТСН (дифференциальная или токовая отсечка) и ориентировочно может быть принято равным 0,2—0,3 с.
Для зоны VII указанное время определяется с учетом времени действия максимальной токовой защиты и может быть ориентировочно принято равным 0,6—1,2 с.
§ 4-1] Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов
221
На рис. 3-62 показана характерная расчетная схема для блочной электростанции с выделенными на ней зонами I, 11, 111, VI и VII. Зоны IV и V в этом случае отсутствуют.
Все, что было изложено выше в отношении определения расчетных токов к. з. и времени отключения для каждой зоны, может быть отнесено и к данному случаю. Однако для зоны I электростанций с блоками большой мощности следует определить уточненные зна чения токов к. з. для каждой цепи с выключателем.
Для зон VI и VII ток от электродвигателей собственных нужд рассчитывается с учетом особенностей использования резервного трансформатора, который может одновременно питать несколько секций разных блоков. Обычно токи к. з. при питании от резервного трансформатора значительно больше, чем при питании от рабочего трансформатора, вследствие чего именно они и принимаются в качестве расчетных при выборе оборудования в зоне VII. Однако, учитывая сравнительно малую вероятность возникновения к. з. во время работы собственных нужд от резервного трансформатора, директивные указания [3-10] рекомендуют проверку кабельных линий на термическую стойкость проводить по току при к. з. за рабочим трансформатором собственных нужд.
На рис. 3-63 приведена схема подстанции с двумя автотрансформаторами. Здесь по существу имеются лишь две расчетные зоны 1 и VI. Правда, первых зон две — для цепей ВН и СН. Если на стороне пониженного напряжения подстанции применяются групповые или линейные реакторы, то в схеме подстанции могут появиться расчетные зоны IV.
После выполнения всех подготовительных расчетов значения токов заносятся в таблицы выбора аппаратуры и токоведущих частей (см. гл. 4).
Глава четвертая
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АППАРАТЫ И ТОКОВЕДУЩИЕ ЧАСТИ
4-1. РАСЧЕТНЫЕ УСЛОВИЯ ДЛЯ ВЫБОРА ПРОВОДНИКОВ
И АППАРАТОВ ИО ПРОДОЛЖИТЕЛЬНЫМ РЕЖИМАМ РАБОТЫ
Продолжительный режим работы электротехнического устройства — это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды.
Продолжительный режим работы электротехнического устройства имеет место, когда энергосистема или электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальный, ремонтный, послеаварийный.
222
Электрические аппараты и токоведущие чисти
[Гл. 4
Нормальный режим — это такой режим работы электротехнического устройства, при котором значения его параметров не выходят за пределы, допустимые при заданных условиях эксплуатации.
В нормальном режиме функционируют все элементы данной электроустановки, без вынужденных отключений и без перегрузок. Ток нагрузки в этом режиме может меняться в зависимости от графика нагрузки. Для выбора аппаратов и токоведущих частей следует принимать наибольший ток нормального режима.
Ремонтный режим — это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов. В ремонтном режиме часть элементов электроустановки отключена, поэтому на оставшиеся в работе элементы ложится повышенная нагрузка. При выборе аппаратов и токоведущих частей необходимо учитывать это повышение нагрузки до /ргч. ,„nv.
П о с л е а в а р и й п ы й р е ж им — это режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного (непланового) отключения. При этом режиме возможна перегрузка оставшихся в работе элементов электроустановки ТОКОМ /па„, „ах-
Из двух последних режимов выбирают наиболее тяжелый, когда в рассматриваемом элементе электроустановки проходит наибольший TOK ImnX.
Таким образом, расчетными токами продолжительного режима являются: /1|Орм — наибольший ток нормального режима; Imnx — наибольший ток ремонтного или послеаварийиого режима.
Рассмотрим некоторые конкретные случаи определения расчетных токов.
Цепь генератора. Наибольший ток нормального режима принимается при загрузке генератора до номинальной мощности Р110М, при номинальном напряжении и cos <pH0M:
р
I —I =-------------||ОМ----. м.п
Л норм 1 НОМ, Г !/«,, • 1/
I 3 £7)1пм cos <Рпом
Наибольший ток послеаварийиого или ремонтного режима определяется при условии работы генератора при снижении напряжения па 5%:
/ . — _ "и™_______, /4_9\
т<7Л КЗ (/110н • 0,95 cos <р11он
В конкретных условиях /„,ov может быть определен при работе генератора с повышенной токовой нагрузкой за счет улучшения системы охлаждения (повышение давления водорода и др.).
§ 4-1] Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов
223
Цепь двухобмоточного трансформатора. Со стороны ВН и НН принимают:
Люрм = Люм, т <4'3)
где S„OM — номинальная мощность трансформатора.
Наибольший ток ремонтного или послеаварийиого режима принимается при условии отключения параллельно работающего трансформатора, когда оставшийся в работе трансформатор может быть перегружен по правилам аварийных длительных или систематических перегрузок. Как было показано в § 2-2, е, согласно ГОСТ 14209-69 для трансформаторов допускается длительная аварийная перегрузка на 40% и систематическая перегрузка в зависимости от условий охлаждения, типа трансформатора и графика нагрузки в пределах до 50%. Если неизвестны действительные возможные перегрузки, то в учебном проектировании можно принять:
Л;:Пл--1,5Л,0М.т. ' (4-4)
Цепь трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора па п о дс т а иц и и. На стороне ВН расчетные токи определяются так же, как в цепи двухобмоточного трансформатора.
На стороне СН и НН при двух работающих трансформаторах (автотрансформаторах):
где SHnip — наибольшая перспективная нагрузка на стороне СН или НН.
При отключении одного трансформатора
1,„ах = = 2/по„м. (4-6)
nlw.V . . 1I vz 11M \ /
’ ’Л1ОМ
Цепь трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора на электростан-ц и и. Трехобмоточные трансформаторы широко применяются на ТЭЦ в качестве трансформаторов связи. В этом случае они работают как повышающие, передавая избыток мощности генераторов в сеть ВН и СН. Загрузка цепей ВН, СН и НН зависит от конкретных условий: графика нагрузки на НН, СН и схемы соединений электроустановки па НН. При блочном соединении генератора с трансформатором па стороне НН (рис. 5-18) /иорм, Imax определяются так же, как в цепи генератора.
При поперечных связях между генераторами расчетные условия на стороне НН и ВН определяются по мощности трансформатора
224
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
с учетом его перегрузки, т. е.:
7 норм ~ 7 ном, т» I ma х ~ 1 »о7цом, т*
На стороне СН, если отсутствует связь с энергосистемой, расчетные условия принимаются так же, как на подстанции. Если к шинам СН присоединена энергосистема и возможны перетоки между ВН и СН, то
7норм = 71)ОМ, Т> 7нюх — 1 >57|1ОМ1 т.
Автотрансформаторы применяются на электростанциях для связи установок ВН и СН. В этом случае расчетные условия на стороне ВН и СН определяются по мощности автотрансформатора с учетом допустимой перегрузки.
Цепь лини и. Если линия одиночная, радиальная, то 7НОрм ~ 1 max определяется по наибольшей нагрузке линии.
Для двух параллельно работающих линий
S11Я гр
‘норм— > 1 max — норм»
Z ► о (У ном
где S„iirp — наибольшая мощность потребителей, присоединенных к линиям.
Для п параллельных линий г __________________________ Siiarp
‘ норм — ./ ;
П К 3 Uном / — п I
1 max — п_। 7 норм*
(4-7)
(4-8)
Цепи секционных шиносоединительных выключателей, сборные шины. Ток нормального режима определяется с учетом токораспределения по шинам при наиболее неблагоприятном эксплуатационном режиме. Такими режимами являются отключение части генераторов, перевод отходящих линий на одну систему шин, а источников питания — на другую. Обычно ток, проходящий по сборным шинам, секционному и шиносоединительному выключателю, не превышает 1тах самого мощного генератора или трансформатора, присоединенного к этим шинам.
Цепь группового сдвоенного реактора. В нормальном режиме ветви реактора загружены равномерно. Наибольший ток нормального режима определяется по нагрузке присоединенных к ветви потребителей:
• ^нагр
7 норм =
> ° С'НОМ
В послеаварийном или ремонтном режиме при отключении одной из потребительских линий, присоединенных к ветви реактора, на
(4-9)
§ 4-2) Шины распределительных устройств и силовые кабели 225
грузка другой ветви может соответственно возрасти, поэтому
(4-Ю)
где /г —число линий, присоединенных к одной ветви реактора.
При правильно выбранном реакторе 1тах не превышает номинального тока ветви реактора.
В заключение напомним, что условия для выбора аппаратов и токоведущпх частей по аварийному режиму (короткому замыканию) рассмотрены в § 3-9.
4-2. ШИНЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ И СИЛОВЫЕ КАБЕЛИ
а) Типы проводников, применяемых в основных электрических цепях
Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) п аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.
Рассмотрим типы проводников, применяемых на электростанциях и подстанциях. На рис. 4-1 упрощенно, без разъединителей, показаны элементы схем ТЭЦ, КЭС и подстанции.
.Цепь генератора па ТЭЦ (рис. 4-1, а). В пределах турбинного отделения от выводов генератора до фасадной стены (участок А Б) токоведущие части выполняются в виде шинного моста нз жестких голых алюминиевых шин или комплектным по-фазно-экранированным токопроводом (в- цепях генераторов мощностью 60 МВт и выше). На участке БВ между турбинным отделением и главным распределительным устройством (ГРУ) соединение выполняется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом. Конструкции этих соединений рассмотрены в § 6-6 (см. рис. 6-29 — 6-31). Все соединения внутри закрытого РУ 6—10 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Соединение от ГРУ до выводов трансформатора связи (участок ИК) осуществляется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом.
Токоведущие части в РУ 35 кВ и выше обычно выполняются сталеалюминиевыми проводами АС пли АСО. В некоторых конструкциях ОРУ часть или вся ошиновка может выполняться алюминиевыми трубами.
Цепь трансформатора собственных нужд (рис. 4-1, а). От стены ГРУ до выводов ТСН, установленного вблизи ГРУ, соединение выполняется жесткими алюминиевыми шинами. Если трансформатор собственных нужд устанавливается у фасад-
8 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
226
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Рис. 4-1. К выбору типа проводников в основных электрических цепях. а — элемент схемы ТЭЦ: б — элемент схемы КЭС; в — элемент схемы подстанция.
§ 4-2] Шины распределительных устройств и силовые кабели
227
поп стены главного корпуса, то участок ГД выполняется гибким токопроводом. От трансформатора до распределительного устройства собственных нужд (участок ЕЖ) применяется кабельное соединение.
В цепях линий 6—10 кВ вся ошиновка до реактора и за ним, а также в шкафах КРУ выполнена прямоугольными алюминиевыми шинами. Непосредственно к потребителю отходят кабельные липни.
В блоке генератор — трансформатор на КЭС участок А Б и отпайка к трансформатору собственных нужд ВГ (рис. 4-1, б) выполняются комплектным пофазно-экранириванным токопроводом (рис 6-31).
Для участка ЕД от ТСН до распределительного устройства собственных нужд применяется закрытый токопровод 6 кВ.
В цепи резервного трансформатора собственных нужд участок ЖЗ может быть выполнен кабелем или гибким проводом. Выбор того или другого способа соединения зависит от взаимного расположения ОРУ, главного корпуса и резервного ТСН. Т ак же как на ТЭЦ, вся ошиновка в РУ 35 кВ и выше выполняется проводами АС или АСО.
На подстанциях, в открытой части, могут применяться провода АС пли жесткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6—10 кВ или с КРУ G—10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. В РУ 6--10 кВ применяется жесткая ошиновка.
6) Выбор жестких шин
Как сказано выше, в закрытых РУ 6—10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шипами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000 А применяются одно-и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают мсныпие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения. Например, при токе 2650 А необходимы алюминиевые шины трех полосные размером 60 X 10 мм или коробчатые 2 X 695 мм2 с допустимым током 2670 А. В первом случае общее сечение шин составляет 1800 мм2, во втором 1390 мм?. Как видно, допустимая плотность тока в коробчатых шинах значительно больше (1,92 вместо 1,47 А/мм2).
Сборные шипы и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6—10 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шино-держатели, с помощью которых шины закреплены на изоляторах, 8*
228 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
допускают продольное смещение шип при их удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала, что и шины (рис. 4-2). Концы
Рис. 4-2. Компенсатор для однополосных шин.
/ — шипа; 2 — компенсатор; 3 — опорный изолятор; 4 — пружинящая шайба; 5 — болт.
шин на изоляторе имеют скользящее крепление через продольные овальные отверстия и шли-льку с пружинящей шайбой. В местах присоединения к аппаратам изгибают шины или устанавливают компенсаторы, чтобы усилие, возникающее при температурных удлинениях шин, не передавалось на аппарат. Эскизы различных способов расположения шин на изоляторах показаны на рис. 4-3. Соединение шин по длине обычно осуществляется сваркой. Присоеди
нение алюминиевых шин к медным (латунным) зажимам аппаратов производится с помощью переходных зажимов, предотвращающих образование электролитической пары медь — алюминий.
Для лучшей теплоотдачи в удобства эксплуатации выполняется окраска шин: при переменном токе фаза А —желтый, фаза В — зеленый и фаза С — красный цвет; при постоянном токе положительная шина — красный, отрицательная — синий цвет.
Выбор сечения ошиновки производится по экономической плот
ности тока
‘ норм
(7э ; »
/э
(4-И)
где /|10р„ — ток нормального режима (без перегрузок); /э — нормированная экономическая плотность тока, А/мм2 (табл. 4-1). Экономическим называется такое сечение проводников, при котором обеспечиваются наименьшие расчетные приведенные затраты [2-15].
Сечение, найденное по (4-11), округляется. При этом принимается ближайшее меньшее стандартное сечение, если оно не отличается от экономического значения больше чем на 15%. В противном случае принимается ближайшее большее стандартное сечение.
Следует учесть, что по экономической плотности тока не выбираются:
сборные шины всех напряжений, так как нагрузка по длине шин неравномерна и па многих ее участках меньше рабочего тока;
ошиновка и кабели резервных линий и резервных трансформаторов с. и., так как они включаются эпизодически;
токоведущие части всех временных устройств;
§ 4-2] Шины распределительных устройств и силовые кабели
229
Рис. 4-3. Эскизы расположения шин.
а — горизонтальное; 6 — вертикальное; 6 — по вершинам треугольника: г — крепление шин в узлах /, / /, ///; I — опорный изолятор; 2 — стальная планка; 3 шина, 4 — стальная распорная трубка; 5 — алюминиевая планка; 6 — шпилька.
230
Электрические аппараты и токопедущие части [Гл. 4
ошиновка и кабели в установках до 1000 В, если Tmax<Z 4500 ч, поскольку потери энергии при этом невелики.
Таблица 4-1
Экономическая плотность тока, А/мм2
Проводник При Г ,ч -max
1000—3000 3000-5000 Спыше 5000
Неизолированные провода и шины: медные 2,5 2,1 1,1 (1,4) 1,8
алюминиевые 1,3 (1,5) 1,0 (1,3)
Кабели с бумажной и провода с резиновой изоляцией с жилами: медными 3,0 2,5 2,0
алюминиевыми 1,6 (1,8) 1,4 (1,6) 1,2 (1,5)
Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами: медными 3,5 3,1 2,7
алюминиевыми 1,9 (2,2) 1,7 (2,0) 1,6 (1,9)
Примечание- Для алюминиевых проводов, шин и кабелей с алюминиевыми жилами числа без скобок - для европейской части Союза, Закавказья, Забайкалья и Дальнего Востока, а в скобках — для Центральной Сибири, Казахстана и Средней Азии.
Указанные выше токоведущие части выбираются только по условиям (4-12).
Выбранные по экономической плотности тока шины проверяются: по допустимому току из условий нагрева;
на термическую стойкость при воздействии токов к. з.;
на динамическую стойкость прн к. з. (механический расчет).
Проверка по допустимому току. Выбранные по (4-11) шины должны удовлетворять условиям нагрева при максимальных нагрузках ремонтного или послеаварийного режима:
J max =^=/доп> (4*12)
где /доп — допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом
поправки при расположении шин плашмя или температуре охлаждающей среды, отличной от принятой в таблицах (i}0> ном — 25 °C). В последнем случае .
доп
Фдл» доп Оо Фдл> доп ^0, пом
(4-13)
Для шин ОДЛ.ДО11 = 70 °C; Фо,Ном = 25 °с» Т0ГДа
; = / -1
1 доп — 1 ДОП, ПОМ I/ 45 »
где Лоп, пом — допустимый ток по таблицам при температуре охлаждающей среды б0, „ом — 25 °C; <)0 — действительная температура охлаждающей среды.
§ 4-2] Шины распределительных устройств и силовые кабели
231
Проверка на термическую стойкость при к.з. производится по условию
^<<>к,до„. (4-14)
где Ок — температура шин при нагреве током к. з. (см. § 3-7); ек, доп — допустимая температура нагрева шин при к. з. (см. табл. 3-11).
Проверка шин на электродинамическую стойкость. Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействием электродинамических сил. В такой системе возникают колебания, частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы, возникающие при к. з., имеют составляющие, которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебательной системы шины — изоляторы совпадут с этими значениями, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает. В большинстве практически применяемых конструкций шин эти условия соблюдаются, поэтому ПУЭ не требуют проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний. В частных случаях, например при проектировании новых конструкций РУ с жесткими шинами, производится определение частоты собственных колебаний для алюминиевых шин 11-14):
для медных шин
.125,2-.77
/о--р— у (4-16)
где I — длина пролета между изоляторами, м; J — момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см4; q — поперечное сечение шины, см2.
Изменяя длину пролета и форму сечения шин, добиваются того, чтобы механический резонанс был исключен, т. е. /0 >200 Гц. В этом случае проверка шин на электродинамическую стойкость производится в предположении, что шины и изоляторы являются статической системой с нагрузкой, равной максимальной электродинамической силе, возникающей при к. з. (см. § 3-6). Если fn<z < 200 Гц, то производится специальный расчет шин с учетом дополнительных динамических усилий, возникающих при механических колебаниях шинной конструкции [3-7], [4-17].
Механический расчет однополосных шин. Наибольшее удельное усилие при трехфазном к. з., Н/м, определяется по (3-74).
232
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Моменты сопротивления и инерции
Таблица 4-2
Расположение шин Момент инерции Момент сопротивления
I rl a.
I i; ь i 1 ! i L t • ф 1 1 . /1 -Ь S I -*4 1 t 2b VZL EC 1 - J 1 1 I I 1 -hh*- T о 1 J^3j£z_ SB .T^ 'S 1 П Я Й к h-&y<_ xsx । b№ 12 hb3 12 bhd *6~ hb3 6 0,72 b3h nd* 64 bjfl 6 hb3 6 bh3 3 hb3 3 1,44 b3h nd3 32"
d Ш та n(D*-d*) 64 л(Р->-Л) 320
§ 4-2] Шины распределительных устройств и силовые кабели
233
Так как расстояние между фазами значительно больше периметра шин а^> 2 (Ь -|- /;), то коэффициент формы — 1.
Как было показано в § 3-6, наибольшие электродинамические усилия возникают при трехфазном повреждении, поэтому в дальнейших расчетах учитывается ударный ток трехфазного к. з. Индексы (3) для упрощения опускаются.
Равномерно распределенная сила f создает изгибающий момент, Н -м (шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах)
где I —длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м.
Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа, м fp г_ рр
СТрасч = цу = ЮЦ7 = 1^3 • 10 8 , (4-17)
где 117 — момент сопротивления шины относительно осн, перпендикулярной действию усилия, см3 (табл. 4-2).
Шины механически прочны, если
Орлсч ‘ фцоп> где одоп — допустимое механическое напряжение в материале шин (табл. 4-3).
Таблица 4-3
Допустимое механическое напряжение в материале шин
Материал Марка °лоп- МГ1а Модуль упругости £, 10*° Па
Алюминий АО, А1 82,3 7
АДО 41,2—48 —
Алюминиевый сплав АД31Т 89,2
АД31Т1 137,2 —
Медь мгм 171,5—178,4 10
мгт 171,5—205,8 10
Сталь Сг. 3 260,7—322,4 20
Механический расчет двухполосных шин. Если каждая фаза выполняется из двух полос (рис. 4-4), то возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того чтобы уменьшить это усилие, в пролете между полосами устанавливаются прокладки. Пролет между прокладками /„ выбирается таким образом, чтобы элект
234
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
родинамические силы, возникающие при к. з., не вызывали сопри косновения полос [3-7]:
/„ < 0,216
(4-18)
Механическая система: две полосы — изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц, чтобы не произошло
Рис. 4-5. Кривые для определения коэффициента для двухполосных шин при аа = 2 Ь.
Рис. 4-4. Эскиз расположения двухполосных шин.
резкого увеличения усилия в результате механического резонанса. Исходя из этого величина /„ выбирается еще по одному условию
1п <0,133 • IO-2)/ (4-19)
где ап — расстояние между осями полос, см; J — hb3/\2 — момент инерции полосы, см4; /?ф — коэффициент формы (рис. 4-5); тП — масса полосы на единицу длины, кг/м; Е — модуль упругости материала шин (табл. 4-2).
В расчет принимается меньшая из двух величин, определенных по (4-18) и (4-19).
Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух полос можно определить по (3-72), подставив
В = 4 = а~ап =
г — 9. 10‘7< V -____•1у 10-7
hl ~ \ 2) 2b 4 b ’
(4-20)
§ 4-2J 111ины-распрейелительиых устройств и силовые кабели 235
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос (шины рассматриваются как балки с равномерно распределенной нагрузкой и защемленными концами), МПа,
. -Ук
п 121Г,,’
(4-21)
где 1Г„ — момент сопротивления одной полосы, см3; /п — расстояние между прокладками, м.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз по (4-17)
стф = ]/3-
где /ф—длина пролета между изоляторами; — момент сопротивления пакета шин (табл. 4-2).
Шины механически прочны, если
^расч — *^<|> Ч' ^доп-
Механический расчет шин коробчатого сечения (рис. 4-6). Шипы коробчатого сечения имеют значительно больший момент инерции, чем шины прямоугольного сечения. Например, шина (100 X 10) мм2 при расположении «на ребро» имеет:
, ЛЬ1 10- Р n Qo .
/= Т2 ==—]2~ = 0,83 СМ ’ а одна шина швеллерного профиля сечением 1010 мм2 имеет Jy.y = 18,5 см1; соответственно при расположении прямоугольной шины «плашмя»
Рис. 4-6. К механическому расчету шин коробчатого сечения.
а — горизонтальное расположение; б — вертикальное расположение, в — сечение коробчатой шины.
, WP КП-1 0Q ,
12 12 “83 СЫ ’
а для швеллерной шипы Jx.x — 135 см1.
Следовательно, в шинах коробчатого сечения частота собственных колебаний f0 [см. (4-15), (4-16)] значительно больше, чем для шин прямоугольного сечения. Это позволяет производить расчет без учета механических колебаний.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз определяется по (4-17) с учетом расположения шин. Если шины расположены в горизонтальной плоскости (рис. 4-6, а) и швеллеры соеди-
23G Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
йены жестко между собой, то
W^-Ww.y0.
При отсутствии жесткого соединения
W =
Если шины расположены в вертикальной плоскости (рис. 4-6, б), то
W = 2WX.X.
Сила взаимодействия между швеллерами, составляющими шину коробчатого профиля, определяется по (3-72) при условии £ф =1; а =- Л; q = i2 — iy/2:
fn^0,5-|10-7. (4-22)
Напряжение в материале шин от действия силы /п определяется по (4-21):
f /2 ГТ — —— Qn— 12^п’ где 1ГП = \Vy.y.
Шины механически прочны, если
°расч = ~Ь ®доп-
Если это условие не соблюдается, то следует уменьшить сгф или оп, а это можно сделать, уменьшив /ф или /п. Пролет /ф определяется конструкцией распределительного устройства, а величину /„ можно изменить, увеличив число прокладок в пролете, если швеллеры не соединены жестко по всей длине.
Максимально допустимое расстояние между прокладками
. |/_12(<7дОП <Тф)й^п (4-23)
*п, max = У '
Механический расчет шин, расположенных по вершинам равностороннего треугольника (рис. 4-7). Шины всех фаз находятся в одинаковых условиях. На шину фазы А действуют силы fac и fab, которые определяются по (3-72), но в отличие от горизонтального расположения векторы сил сдвинуты в пространстве на угол 60°. Результирующая сила fa меняется не только по величине с частотой 2<ot, но и по направлению, создавая растягивающие Ер, изгибающие и сжимающие Fc усилия на изоляторы (конец вектора fa скользит по окружности).
Не приводя здесь вывода, следует сказать, что максимальная сила взаимодействия оказывается равной силе, действующей на
§ 4-2] Шины, распределительных устройств и силовые кабели
237
фазу В при горизонтальном расположении шип, П/м:
/ф=Гз- ю-’-|.
Рис. 4-7. К расчету шин, расположенных в вершинах треугольника.
Если шины расположены по вершинам прямоугольного треугольника, то определение возникающих усилий усложняется, так как фазы находятся в различных условиях. В табл. 4-4 приведены расчетные формулы для определения Оф. шах " СИЛ, Действующих на изоляторы для трубчатых и коробчатых шин, расположенных в вершинах треугольника.
Определение ст„ или в коробчатых шинах производится так же, как при горизонтальном пли вертикальном расположении шин.
Выбор изоляторов. В распределительных устройствах шины крепятся на опорных,проходных и под
весных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:
по номинальному напряжению t/yCT П110и;
по допускаемой нагрузке Ррьеч^РД0п, где Ерлс,, — сила, действующая на изолятор; Гдоп—допустимая нагрузка на головку изолятора.
р =0
1 доп разр»
где Еразр — разрушающая нагрузка на изгиб.
При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила, Н,
/ЛЛ.10-’=/ф/Лй,
где kh — поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена «на ребро» (рис. 4-8):
= H = Hu3 + b+h2,
где Htl3 — высота изолятора.
При расположении шин в вершинах треугольника Fp2C4 = ki,Fu (см. табл. 4-4).
238
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Таблица 4-4
Формулы для механического расчета шин, расположенных в вершинах треугольника
Эскиз расположения ниш
Напряжение в материале шин от взаимодействия между фазами, МПа
Силы, действующие на изоляторы, 11
%„1ОЛ =/з-^.10 »
г-ТР=/3-^.1О-
аф, max - 2>5 aWy 10 8 УчУо
/2/2
аф, .пах = >-С4 Ю 8
аф. max ~ 2>2 ац/У ' 10 8 Уч-У о
1=/ f -1,5-?--. Ю-7 р а
i*l Г.^1,02 у--10 7 " ' а
'У
Ft=l,62-y 10 7
а
Примечай и е.
IV — в кубических сантиметрах.
В расчетных формулах iy — в амперах, I и а—в метрах,
Проходные изоляторы выбираются:
по напряжению (7усг^{7иом;
по номинальному току 1тах 711ом;
ПО допустимой нагрузке ^расч^^дои-
Для проходных изоляторов расчетная сила, Н,
^"расч = ®
Г„=1,62^-10-’
§ 4-2] Шины распределительных устройств и силовые кабели
239
Пример 4-1. Задание. Выбрать сборные шины 10,5 кВ ГРУ, токоведущие части от сборных шин до выводов генератора Г2 и изоляторы к ним электростанции, схема и параметры которой приведены в примерах 3-1, 3-3. Результаты расчета токов к. з. даны в табл. 3-9. Припять Т,„Пv = 6000 ч, среднемесячную температуру наиболее жаркого месяца -|-30°С.
Решение. Выбор с б о р и ы х ш и п. Предполагаем, что сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника на рис. 4-3, в с расстояниями между фазами ах = аи = 0,8 м и пролетом I = 2 м.
Так как распределение нагрузки по шинам неизвестно, выбор производим по току самого мощного присоединения—генератора ТВФ-60 2. Ток нормального режима (см. § 4-1)
Рис. 4-8. К определению расчетной нагрузки на изолятор.
Рном
норм—
V 3(/110и cos <р
GO 1Q3
УЗI-10,5 0,8
= 4129 А.
Наибольший ток послеаварийиого или ремонтного режима (см. § 4-1)
______ Р пом____________ max k^t/nnH-o.gScoscp
60 1Q3
КЗ-0,95- 10,5-0,8
= 4350 Л.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому сечение выбираем по допус-тимомутоку. Принимаем шипы коробчатого сечения, алюминиевые 2 (125 X X 55 X 6,5) мм, высота h = 125 мм; ширина полки b = 55 мм; толщина шины с = 6,5 мм; сечение (2 X 1370) мм3; W!/a.f/n = 100 смя; U7 = 9,5 см3; /д01 = = 4640 Л [1-9], табл. 7-5; 1тпх = 4350 А < /доп = 4640 А • 0,94, где 0,91 — поправочный коэффициент на температуру [1-9].
Проверка шин на термическую стойкость. По данным примера 3-8 на шинах 10 кВ тепловой импульс при трехфазном к. з. Вк = = 15348-10° А3-с.
Определяем температуру шин до к. з.:
/ / \2
+ (Одо., - Оо. „ом) -7^ = 30 + (70 - 25) \ * доп /
По кривой на рис. 3-46 находим = 57° С:
/к = У + = 57 + 1,054 - IO-3 15|^J-08 = 78,54°,
где k = 1,054-10"2 (по табл. 3-12).
По кривой на рис. 3-46 находим = 108° С, что значительно меньше допустимой температуры для алюминиевых шин 200° С.
Проверка на механическую прочность. Определим частоту собственных колебаний конструкции по (4-15) при взаимодействии шинной конструкции в горизонтальной плоскости:
173,2 1 Г 173,2 . Г 625
У —~ 2“ У 2- 13,7 = 206,5
где — момент инерции шины по табл. 7-5 [1-9].
240
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Так как > 200 Гц, то расчет можно вести без учета колебательного процесса в шинной конструкции.
Расчетную <|юрмулу для определения а,() принимаем по табл. 4-4, ударный ток па шинах 10,5 кВ (ючка К-2) определяем ио табл. 3-9 (расчетная зона //, § 3-9)
1 = 78,69 + 41,63 + 45,63 = 165,95 кА.
Момент сопротивления сечения двух сращенных шин Й7^о.!/о = 100 см3, тогда
ЦР IG59502 • 22 • 10 а
'° *~2'2 0.8- IW ~Ю'293 МПа’
Сила взаимодействия между швеллерами по (4-22)
/» 165 950-
/„=0,5 ,у 10 7 = 0,5——Ю ’=11015 Н/м. /I 0,125
Принимая Й7П = W = 9,5 см3 и одоп = 82,3 МПа, по табл. 4-Зопределяем максимальное расстояние между местами сварки швеллеров:
12(аДоп— mi. шах— у
12(82,3 — 30,295)9,5 1Т015
м.
Принимаем /и = 0,67 м, т. е. швеллеры коробчатых шин должны быть сварены в местах крепления па изоляторах и через 0,67 м в пролете.
Выбор изоляторов. Выбираем опорные изоляторы ОФ-10-2000 кВ [1-9, табл. 5-7]. Проверяем их по допустимой нагрузке. Максимальная сила, действующая на изгиб, по табл. 4-4
ill
1,62 у- 10 а
1,62 (165 950)2 -2
678
10 ’ = 11 153 Н.
Поправка на высоту коробчатых шин
„ Hm + c+h- 235 + 6,5 +^5
kh = = = 235 =1,29;
Грасч =йлги=1,29-11 153=14 387 И.
По табл. 5-7 [1-9] Лра3п = 20 000 Н, таким образом, 5расч = 14 387 > > 0,6 7-разр = 12 000 Н.
Изолятор ОФ-10-2000 не проходит по механической прочности. Выбираем изолятор ОФ-Ю-ЗООО, fDa3p = 30 000 Н, тогда Fpac.i = 14 387 < 0,6-30 000 Н.
Выбираем проходной изолятор П-10/5000-4250:
t/„0M= 10 кВ; /|1ПМ = 5000 Л = 4350 A; Fpa3p = 42500 Н.
Проверяем изолятор по механической прочности
Fpac4 = 0,5F„ = 0,5 - 11 153 = 5576,5 < 0,6Гр£|3р.
Выбор токоведущих частей в цепи генератора. Ошиновка от сборных шин до разъединителей, от разъединителей до выключателя и от выключателя до стены ГРУ выполняется жесткими шинами (§ 4-2). Принимаем шины коробчатого сечения, фазы расположены горизонтально (рис. 4-6, а), расстояние между ними а — 0,8 м, пролег I — 2 м.
§ 4-2] Шины распределительных устройств и силовые кабели
241
Выбираем сечение по экономической плотности тока, принимая по табл. 4-1
/э=1 Л/мм2(7'тяк=6000 ч),
Люрм /'»
4129
- — 4129 мм2.
Принимаем шипы коробчатого сечения 2 (150 X 65 X 7) мм сечением 2 X X 1785 мм2. Общее сечение 2 X 1785 = 3570 мм2 меньше расчетного на
4125^3570 ]nn ,„гп/
------------100= Н,5%, что допустимо.
По табл. 7 5 [1-9] /до„ = 5G50 А; 1,пах = 4350 А < 5450 А 0,94
Дальнейший расчет производится аналогично вышеприведенному. Выбранные шипы проверены на механическую прочность по ударному току 87, 26 кА от системы и Г1, ГЗ (см. пример 3-3). Вез установки прокладок в пролете
iTp.,C4 = <Tl|)+a|| = 01,44 /ЛПа<адоп=-82,3 МПа.
Выбор комплектного т о к о п р о в о д а. От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным токопроводом. Выбираем по табл. 7-8 [1-9] ТЭК В 20/7800 на номинальное напряжение 20 кВ, номинальный ток главной цепи 6800 А, электродинамическую стой кость I лавкой цепи 250 кА.
Проверяем токопровод:
4350 Л <6800 Л;
ty < 1ДН|,, 87,26 кА < 250 кА.
Пример 4-2. Задание. Выбрать шины в цепи трансформатора 1РДН-32000 со стороны 6,3 кВ. Трансформатор установлен на подстанции 110/6,3 кВ. Расчетные токи к. з.. /п. 0 = 11,5 кА; iy = 30 кА; /?к — 26-10“ А“-с. Допустимая перегрузка трансформатора 35%; 0т> = 25° С.
Решение. Определяем расчетные токи продолжительных режимов (см, § 4-1);
, _ ^ном.т ____ 32 000
но₽н_ “ОМТ_'2ГЗГ'„ОМ“2И,3.0,3
1465 А;
/тлЛ.= 1,35/„орн= 1,35 - 1465=1980 А-
Выбираем сечение алюминиевых шин по экономической плотности тока
/норм И65
<7Э — -= —г-т- = 1330 мм2,
/э 1Л
Принимаем двухполосчые шины 2 (60 X 10): /ло„ = 2010 А [1-9] табл. 7-3.
Принятое сечение 1200 мм3 меньше расчетного на
1330- 1200
1330
• 100 = 9,8%, что допустимо.
По условию нагрева в продолжительном режиме работы шины проходят: 7m<lje = 1980 А</доп = 2010 А.
Проверяем шины по термической стойкости:
^боЧД^оп.дл-Яо.но,)! ~ =25 + (70-25)| ^)2 = 68,1 °C;
212
Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
по кривой на рис. 3-46 определяем Д, = 60 °C. Тогда п 2G 101
/к = А, + k = 60+1,054 10 = 61,28°.
По кривой на рис. 3 46 определяем = 75° < 0-к доп = 200° С.
Определяем пролет / из выражения (4-lt) при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:
откуда
Если шины расположены на «ребро*, а полосы жестко связаны между собой, то по табл. 4-2
У =0,7261Л=0,72 • I3 • 6 = 4,32 см1, тогда
Р < “7 ТГ 1=0,73 м«; I /6773 = 0,85 м.
При расположении шин на изоляторах «плашмя»
, WP 1,6’ .
J = = —р— = 36 см4;
G 6
р<^2]/"?=2,12 м’: l^yr^ = 1’iG м-
Второй вариант расположения шин на изоляторах позволяет увеличить длину пролета до 1,46 м, т. е. дает значительную экономию изоляторов. Принимаем расположение пакета шин «плашмя», пролет 1,4 м; расстояние между фазами а = = 0,8 м.
Определяем расстояние между прокладками по (4-18), (4 19):
•‘°-216 /> / ^-«.216 / м:
4/'Т~Г 4 Г7 10’’’
/п-=50,133 Г —' 10 2=0,1331/ —7 Ю ’ = 0,51 м,
Г т„ у 1,62
ПО1 и • I3
гдр Е = 7- 101п Па по табл. 4-3; У = ^"= “[jj-= 0’^ см41 ^Ф = 0,55 по рис. 4-5;
ап = 2Ь = 2 см; тп = 1,62 кг/м ([1-9], табл. 7-2).
Массу полосы на 1 м /Пп можно определить, зная сечение q, плотность материала шин (для алюминия 2,7-10‘3 кг/см3), приняв длину 100 см:
т„ = 2,7 • IO 3 • 6 • 1 • 100 = 1,62 кг/м.
Принимаем меньшее значение /п = 0,51 м, тогда число прокладок з пролете [ф 1-4 «=^ = ^=2,74^3, (п 0,о1
При трех прокладках в пролете расчетный пролет
/П = 1 = М = 0,47 м. II о
§ 4-2J Шины распределительных устройств и силовые кабели
243
Определяем силу взаимодействия мслтду полосами по (4-20): 30 0002
—j— 10 7 = 12,35 Н/м.
М Ю
4 b ~ \
Напряжение ь
материале полос
b'-h
где ^4 = ^-
по (4-21):
) /= 12,35 0,472
Л"Л_ _____________=0,22 МПа,
12117 п га ’
Р-6 , ,
—-—=1 СМ3. 0
оп
12-1
Напряжение в
0,3 12
материале шин от взаимодействия фаз по (4-17)
г_ /Д г- 1,42-30 0002
0ф = Гз. 10 8-^-^2 = /з. 10-. -пя 1G =3,18 МПа,
1 G3
= 12 см3;
IV/ bh' где »'ф=-?
ар1СЧ = аф + стп = 3,18+0,22 = 3,40 <одОП = 82,3 МПа, Таким образом, шины механически прочны.
в) Выбор гибких ШИН И ТиКО11рОВОД|Ш
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ б—10 кВ (рис. б 20) выполняются пучком проводов, закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка — сталеалюминневые — несут в основном меха нпческую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода — алюминиевые — являются только токоведущими. Сечение отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500, 600 мм2), так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Сечение гибких шин и токопроводов выбирается;
по экономической плотности тока
Дорм
= —;
по
длительно допустимому току
max == 1 доп)
по термическому действию тока к. з.
к, доп ИЛИ pmin
по электродинамическому действию тока к. з.
Гибкие шины и токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фа
244
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
зами. Так, для сборных шин приняты расстояния: при 35 кВ — 1,5 м; 110 кВ — 3 м; 220 кВ —4 м; 330 кВ — 4,5 м; 500 кВ — 6 м; 750 кВ — 10 м; для токопроводов генераторного напряжения — 3 м. При таких расстояниях силы взаимодействия между фазами невелики, а поэтому расчета на электродинамическое действие для гибких шин обычно не производят. Однако при больших токах к. з. провода в фазах могут настолько сблизиться друг с другом, что произойдет их схлестывание. Согласно ПУЭ на электродинамическое действие тока к. з. должны проверяться гибкие шины РУ при мощности к. з., равной или большей следующих значений:
Номинальное напряжение, кВ............ ПО 150 220 330 500
Мощность к. з., МВ -Л .............. 4000 6000 8000 12 000 18 000
Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном к. з. между соседними фазами, когда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны, а затем после отключения тока к. з. движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше, чем меньше расстояние между фазами, чем больше стрела провеса и чем больше длительность протекания и ток к. з. Сближение гибких токопроводов при протекании токов к. з. может быть определено по методу, предложенному в 14-6] в следующем порядке:
Определяется усилие от длительного протекания тока двухфазного к. з. (по 3-72):
.(SI9
/ = 2- 1СН —, ' а
где а — расстояние между фазами, м (для ОРУ расстояние между фазами принято обозначать буквой D); — периодическая со-
ставляющая тока при двухфазном к. з., А:
Г «2> Г<3)
‘ п, 0 — ’ 1 п, О-
Подставляя эти величины, получаем усилие, Н/м,
1 КГ(3’ 2
Определяется сила тяжести 1 м токопровода, Н; g = 9,8 tn, где tn — масса 1 м токопровода.
Задаваясь стрелой провеса h, определяют параметр V где t3K — эквивалентное по импульсу время действия быстродействующей защиты, с. Для цепей генераторов и трансформаторов
^эк = ^3 + 0»05,
где /3 — действительная выдержка времени защиты от токов к. з.; 0,05 — учитывает влияние апериодической составляющей.
§ 4-2] Шины распределительных устройств и силовые кабели 245
Максимальная стрела провеса h зависит от пролета, натяжения проводов, минимально допустимого расстояния до земли, условий монтажа и других факторов. Для ОРУ h обычно не более 2—2,5 м.
Рис. 4-9. Диаграмма для определения отклонения гибкого подвесного токопровода с горизонтальным расположением фаз под действием токов к. з. (разработана Н. Г. Гейниным).
По диаграмме (рис. 4-9) в зависимости от f/g и h/teK определяют отклонение провода Ь, м, и угол о.
Найденное значение b сравнивают с максимально допустимым: D d йдоп ^доп= 2 ’
где d — диаметр токопровода; адоп — наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения. Для токопроводов генераторного напряжения адо„ = = 0,2 м, для ОРУ согласно ПУЭ при НО кВ — 0,45 м; 150 кВ — 0,6 м; 220 кВ — 0,95 м; 330 кВ — 1,4 м; 500 кВ — 2 м.
246 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
Если окажется, что b >ЬДОП, то необходимо уменьшить стрелу провеса или увеличить расстояние между фазами. В гибких подвесных токопроводах уменьшение стрелы провеса может привести к значительному увеличению механических напряжений в проводе, а увеличение расстояния между фазами ведет к увеличению размеров ОРУ. Поэтому в некоторых случаях устанавливают поперечные распорки, присоединяемые к фазам через изоляторы, что позволяет не увеличивать расстояние между фазами и не уменьшать стрелу провеса. Когда все же необходимо уменьшение стрелы провеса, устанавливаются дополнительные опоры, т. е. фактически уменьшается пролет, чтобы сохранить механическое напряжение в проводах в допустимых пределах (механический расчет проводов рассматривается в курсе «Электрические сети»).
Проверка по условиям корон ировани я необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше. 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, вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение действия короны до допустимых значений. Подробно явления коронного разряда изучаются в курсе «Техника высоких напряжений». Рассмотрим порядок расчета для выбора сечения проводов по условиям короны.
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см:
£0 = 30,3m (4-24)
где tn — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82); г0 — радиус провода, см.
Напряженность электрического поля около поверхности нерас-щепленного провода определяется по выражению
Е = 0.354U , (4-25)
г0
где U — линейное напряжение, кВ; Dcp — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.
При горизонтальном расположении фаз
Оср = 1,260,
где D — расстояние между соседними фазами, см.
§ 4-2] Шины распределительных устройств и силовые кабели
247
В распределительных устройствах 330 кВ и выше каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется двумя, тремя или четырьмя проводами, т. е. применяются расщепленные провода (рис. 4-10). В отдельных случаях расщепленные провода применяются также на линиях 220 кВ. Напряженность электрического поля (максимальное значение) вокруг расщепленных проводов, кВ/см,
E = k — ’354^— , (4-26)
nrolg^ г эк
где k — коэффициент, учитывающий число проводов п в фазе; г9К — эквивалентный радиус расщепленных проводов (табл. 4-5).
Расстояние между проводами в расщепленной фазе а принимается в уста- Ф Ф новках 220 кВ — 20—30 см, в установках 330—750 кВ— [«—
40 см.
При горизонтальном рис 4.10. Расположение расщепленных про-расположении проводов на- водов. пряженность на среднем проводе примерно на 7% больше величин, определенных по (4-24), (4-25).
Провода не будут коропировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9 Ео. Таким образом, условие проверки на корону можно записать в виде
1,07£ <О,9£о. (4-27)
Таблица 4-5
Значения k и г9К
Число проводов в фазе 2 3 4
Коэффициент k Эквивалентный радиус гэк, см 1+2-°-а 1+2|/У^-/7^ ) 1+3/*2 Z V Ъ г'р'
Пример 4-3. Задание. Выбрать сборные шины ПО кВ и токоведущие части в блоке ГЗ от сборных шин до выводов трансформатора по условиям примера 3-1. Генератор ГЗ типа ТВФ-100-2, трансформатор ТДЦ-125000/110, Ттах = 6000 ч. Значения токов к. з. принять по табл. 3-9.
Решение. Выбор сборных шин ПО кВ. Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощ-
248
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
ного присоединения, в данном случае блока генератор—трансформатор: S„nM.r _ 118 000
/ = 620 Л.
Р ['3 (7)10м [ 3 110
Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью большей, чем мощность генератора 118 МВ-Л, поэтому
hnax — Люрм = 620 А.
По табл. 7-2 [1-9) принимаем АС-300/48, q — 300 мм2, d = 24,4 мм, /я,,„ = = G90 Л. Радиус провода 12,2 мм — 1,22 см. Расстояние между фазами D — = 300 см, фазы расположены горизонтально.
Проверка шин на схлестывание не производится, так как S,„ п = 2821 МВ-Л < 4000 МВ-А.
Проверка на термическое действие. Согласно [3-7] шипы, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.
Проверка по условиям коропировапия п данном случае могла бы не производиться, так как согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ — ЛС-70. Учитывая, что на ОРУ-110 расстояние между проводами меньше, чем на воздушных линиях, а также для пояснения методики расчета проведем поверочный расчет.
По (4-24) начальная критическая напряженность
0,299 '
/Т22",
£0 = 30,3m ( 1-+
= 31,6 кВ/см.
По (4-25) напряженность вокруг провода
_ 0,3547/ 0,354-121 ...
Е~ Dc„ = 1,26-300“ 4,1 кВ/см-
'<•’*77 1’221б~йГ-
Здесь принято U = 121 кВ, так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 1,1 7/пом.
Условие проверки по (4-26):
1,07£^О,9£о;
1,07. 14,1 = 15,1 < 0,9 31,6 = 28,4.
Таким образом, провод АС-300/48 по условиям коронирования проходит.
Токоведущие части от выводов НО кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока / = 1 А/мм2 (табл. 4-1):
/>ЮРМ 620
<;, = —т— = --т- = 620 мм2, /э 1
Принимаем два провода в фазе АС-300/48, наружный диаметр 24,4 мм, допустимый ток 2-690 = 1380 А.
Проверяем провода по допустимому току
/тал-= 620 А</ДОП=1380 А.
Проверку на термическое действие тока согласно [3-7] не производим.
Проверку на коронирование также не производим, так как выше было показано, что провод АС-300/48 не коронирует.
Пример 4-4. Задание. Выбрать число и марки проводов в гибком токопроводе для соединения генератора ТВФ-60 с распределительным устройством 10 кВ,
§ 4-2] Шины распределительных устройств и силовые кабели
249
если Ттах — 6000 ч, п — 50 кА, допустимая стрела провеса по габаритно-монтажным условиям Л -- 2,5 м. Проверить токонровод по условиям схлестывания при коротком замыкании.
Решение. Выбираем сечение по экономической плотности тока j, = 1 Л/мм2 (табл. 4-1):
7„опм 4129
? _2^ = — = 4129 мм2.
1» I
Принимаем два несущих провода ЛС-500/64, тогда сечение алюминиевых проводов должно быть
<7о = 9з — (?ЛС=х4129 —2 • 503 = 3129 мм2.
Число проводов Л-500
Принимаем токопровод 2 х ЛС-500/644-6 X А-500 диаметром d = 160 мм, расстояние между фазами D — 3 м.
Проверяем по допустимому току
/до>. = 2- 9454-6 -980 = 7770 А >/тад- = 4350 А.
Пучок гибких голых проводов имеет большую поверхность охлаждения, поэтому проверка на термическую стойкость не производится [3-7].
Проверяем токопровод по условиям схлестывания, Сила взаимодействия между фазами
/ = ?.^^10 7^5.501)00*. iq.^ 125 Н/м,
U о
Сила тяжести 1 м токопровода с учетом массы колец 1,6 кг, массы 1 м провода АС-500/64 1,85 кг, провода Л-500 1,38 кг по табл. 7-29, 7-30 в [1-9]:
£ = 9,8(2-1,8 5 4-6- 1,384-1,6)= 133 Н/м.
Принимая время действия релейной защиты (дифференциальная) /, = 0,1 с, находим:
/8К = 0,1 4-0,05 = 0,15 с;
Vh = К2~,5
/дк 0,15
= 10,5.
По диаграмме (рис. 4-9) для значения j/g= 125/133 — 0,94 находим b/f = = 0,24, откуда b — 0,24-2,5 = 0)6 м,
Допустимое отклонение фаз
D — d — a„on 3-0,16-0,2 *доп =----=-----------о-----= 1.32 м.
2
Схлестывания не произойдет, так как b < ixon.
г) Выбор кабелей
Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 6—10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распре
250 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
делительном устройстве, а затем в траншеях, в земле. Для присоединения потребителей собственных нужд электростанций и подстанций к соответствующим шипам также используются кабели 6 и 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укрепленных на стенах и конструкциях здания или открытого распределительного устройства. Чтобы обеспечить пожарную безопасность в производственных помещениях ТЭС и АЭС, рекомендуется применять кабели, у которых изоляция, оболочка и покровы выполнены из невоспламеняющихся материалов, например из самозатухающего полиэтилена или поливинилхлоридного пластиката.
В зависимости от места прокладки, свойств среды, механических усилий, воздействующих на кабель, рекомендуются различные марки кабелей [4-13]. Некоторые выдержки из этих рекомендаций приведены в табл. 4-6.
Таблица 4-6
Марки кабелей, рекомендуемые для прокладки в земле и воздухе
Область применения С бумажной пропитанной изоляцией С пластмассовой и резиновой изоляцией
В земле (траншеях) ео средней коррозионной активностью: без блуждающих токов ААШв, ААШп, ААПл АПвБбШв, АВБбШв
с наличием блуждающих ААШп, ААБ2л, АПАШв, АПАШп, АВАШв
ТОКОВ ААП2л
Прокладка в туннелях, каналах, кабельных полуэтажах, производственных помещениях: сухих ААГ, ААШв. ААБлГ АВВГ, АВРГ,
сырых ААШв, ААБлГ. ААБв АВВБГ, АВРБГ,
сырых с высокой корро- ААШв, ААБвГ, ААБ2лШв ААГ, ААШв, ААБвГ АВБбШв, АПАшв
знойной активностью Прокладка в пожароопасных АВВГ, АВРГ, АПсВГ,
помещениях АВВБГ, АВВБбГ, АВБбШв
Примечание. Марки кабелей приведены по ГОСТ 7006-72.
Допустимые токи кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 6, 10 и 35 кВ принимаются такими же, как и кабелей с бумажной изоляцией. Нагрузки кабелей 0,5 и 1 кВ соответствуют допустимым нагрузкам кабелей с резиновой изоляцией.
Кабели выбираются:
по напряжению установки
^уст ном*
по конструкции (см. табл. 4-6);
§ 4-2] Шины распределительных устройств и силовые кабели
251
по экономической плотности тока
7 нор м
<7э = -г- ;
/ э
по допустимому току
'max === 7ЛОП,
где 7ДПП — длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей kt и па температуру окружающей среды k2\
1ДОП ~ доп, ном-
Поправочные коэффициенты kY и k2, допустимый ток находятся по справочникам или ПУЭ.
Выбранные по нормальному режиму кабели проверяют па термическую стойкость по условию
Ок =С ок, доп или qmln < q.
При этом кабели небольшой длины проверяют по току при к. з. в начале кабеля; одиночные кабели со ступенчатым сечением по длине проверяют по току при к. з. в начале каждого участка. Два параллельных кабеля и более проверяют по токам при к. з. непосредственно за пучком кабелей, т. е. с учетом разветвления тока к. з.
Пример 4-5. Задание. Выбрать кабель к электродвигателю собственных нужд мощностью 520 кВт, (7ППМ — 6,0 кВ, /„„„ = 74 А. Ток к. э. принять по результатам расчета примера 3-7. Кабель прокладывается внутри сырого помещения в канале, Оо = 35° С, Ттпх = 3500 ч.
Решение. Выбираем кабель марки АВВБГ, 77ИОН = 6 кВ, трехжильный. Определяем экономическое сечение:
Люрм 74
= —=43 мм2.
/э 1,1
Принимаем трехжильный кабель 3 X 50 мм2, Доп. пом = НО А, поправочный коэффициент на температуру воздуха k2 = 0,87, тогда
/доп = ДДоп, пом = 0,87 110 = 97,5 А>74 А.
Для проверки термической стойкости кабеля определяем тепловой импульс тока к. з.:
вк — 1п, 0, С (/отк + Д1, сх) + 7п, о. д (О.бТд + Т'а, Сх) +
+ 2/п. о, Л. о. с ,сх) = 11,82 (°-12 + 0,046) +
+ 9,22 (0,5 • 0,07 + 0,046) + 2 • 9,2 • 11,8 (0,07+0,046) =
= 55,13 кА2 • с = 55,13 • 10е А2 • с,
где /отк = t3 + /в = 0,1 + 0,12 == 0,22 с; 7д =0,07 с [3-7]; /П,О.С= И-8 кА;
Льо.д = 9,2 кА (пример 3-5);
Та. „ =
п, С^П, О.с+Т'д д 1 П|0 Д
Л1, 0. с + 7о, д
0,05- 11,8 + 0,04 • 9,2 11,^ + 9,2
= 0,046 с,
где Та,с = 0,05 с; Т’д.д = 0,04 с (см. пример 3-5).
252
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Минимальное сечение по термической стойкости по (3-90)
Г55.13-10«_
Qmin— q — 75 —мм »
где С == 75 по табл. 3-13 для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией и алюминиевыми жилами.
Так как qmtn > q, принятое сечение не проходит по термической стойкости, поэтому выбираем кабель АВВБГЗ X 95, но проверяем его температуру при к. з. с учетом недогрузки в нормальном режиме:
/ г \2 / 74 \2
«н = й0 + («доп-#0,ном)(^ =35+ (65-25)^-^ =45 °C.
По кривой на рис. 3-46 находим fa = 40°, тогда
/к=/и+Л =40+ 1,054 • 10-^55,13 ;^6= 104,4°,
q jo
чему соответствует по кривой рис. 3-46 = 131° < •&к. доп = 150°. Таким обра-
зом, кабель 3 X 95 мм2 проходит по термической стойкости.
Примечание. Кабель меньшего сечения 3 X 70 мм2 при к, з. нагревается до недопустимой температуры 250°С.
4-3. ГАШЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ДУГИ
а) Условия возникновения и горения дуги
Прежде чем рассматривать конструкцию коммутационных аппа
ратов, необходимо ознакомиться с основными процессами, происхо-
Рис. 4-11. Распределение напряжения U (а) и напряженности Е (б) в стационарной дуге постоянного тока.
дящими в электрической дуге. Подробно явление разряда в газах, в том числе дуговой разряд, изучается в курсе «Техника высоких напряжений».
При размыкании контактов в цепи высокого напряжения возникает электрический разряд в виде дуги. В дуге различают околокатодное пространство, ствол, дуги и около-анодное пространство (рис. 4-11). Все напряжение распределяется между этими областями UK, Uc, д, Ua. Катодное падение напряжения в дуге постоянного тока 10—20 В, а длина этого участка составляет 10”*—10'5 см, таким об-
§ 4-3]
Гашение электрической дуги
253
^u,i
Рис. 4-12. Изменение тока и напряжения при гашении дуги переменного тока в цепи с индуктивной нагрузкой,
разом, около катода наблюдается высокая напряженность электрического поля (10®—10п В/см). При таких высоких напряженностях происходит ударная ионизация. Суть ее заключается в том, что электроны, вырванные из катода силами электрического поля (автоэлектронная эмиссия) или за счет нагрева катода (термоэлектронная эмиссия), разгоняются в электрическом поле и при ударе в нейтральный атом отдают ему свою кинетическую энергию. Если этой энергии достаточно, чтобы оторвать один электрон с оболочки нейтрального атома, то произойдет ионизация. Образовавшиеся свободные электроны и ионы составляют плазму ствола дуги. Проводимость плазмы приближается к проводимости металлов [у = = 2500 1/(Ом-см)]. В стволе дуги проходит большой ток и создается высокая температура. Плотность тока может достигать 10 000 А/см2 и более, а температура от 6000 К при атмосферном давлении до 18 000 К и более при повышенных давлениях.
Высокие температуры в стволе дуги приводят к интенсивной термоионизации, которая поддерживает большую ^проводимость плазмы. Термоионизация — процесс образования ионов за счет соударения молекул и атомов,
энергией при высоких скоростях их движения. Чем больше ток в дуге, тем меньше ее сопротивление, а поэтому требуется меньшее напряжение для горения дуги, т. е. дугу с большим током погасить труднее.
При переменном токе напряжение источника питания ис меняется синусоидально, так же меняется ток в цепи i (рис. 4-12), причем ток отстает от напряжения примерно на 90°. Напряжение на дуге цл, горящей между контактами выключателя, непостоянно. При малых токах напряжение возрастает до величины и3 (напряжения зажигания), затем по мере увеличения тока в дуге и роста термической ионизации напряжение падает. В конце полупериода, когда ток приближается к нулю, дуга гаснет при напряжении гашения иГ. В следующий полупериод явление повторяется, если не приняты меры для деионизации промежутка.
Если дуга погашена теми или иными способами, то напряжение между контактами выключателя должно восстановиться до напряжения питающей сети. Однако, поскольку в цепи имеются индуктивные, активные и емкостные сопротивления, возникает переходный
обладающих большой кинетической
254 Электрические аппараты и токоаедущие части [Гл.. 4
процесс, появляются колебания напряжения (рис. 4-12), амплитуда которых и„, mn.v может значительно превышать нормальное напряжение. Для отключающей аппаратуры важно, с какой скоростью восстанавливается напряжение на участке АВ.
Подводя итог, можно отметить, что дуговой разряд начинается за счет ударной ионизации и эмиссии электронов с катода, а после зажигания дуга поддерживается термоионизацней в стволе дуги.
б) Гашение дуги
В отключающих аппаратах необходимо не только разомкнуть
ходит через нуль (рис. в эти
Ряс. 4-13. Условия погасания дуги переменного тока.
а — погасание дуги при естественном переходе тока через нуль; б — рост электрической прочности дугового промежутка при переходе тока че-
контакты, но и погасить возникшую между ними дугу.
В цепях переменного тока ток в дуге каждый полупериод про-нты дуга гаснет самопроизвольно, но в следующий полупериод она может возникнуть вновь. Как показывают осциллограммы, ток в дуге становится близким нулю несколько раньше естественного перехода через нуль (рис. 4-13, а). Это объясняется тем, что при снижении тока энергия, подводимая к дуге, уменьшается, следовательно, уменьшается температура дуги и прекращается
термоионизация. Длительность бестоковой паузы tn невелика (от десятков до нескольких сотен микросекунды), но играет важную роль в гашении дуги. Если разомкнуть контакты в бестоковую паузу и развести их с достаточной скоростью на такое расстояние, чтобы не произошел электрический пробой, то цепь будет отключена очень быстро.
Во время бестоковой паузы интенсивность ионизации сильно падает, так как не происходит термоионизации. В коммутационных аппаратах, кроме того, принимаются искусственные меры, направленные к охлаждению дугового пространства и уменьшению числа заряженных частиц. Эти процессы деионизации приводят к постепенному увеличению электрической прочности промежутка »пр (рис. 4-13, б).
Резкое увеличение электрической прочности промежутка после перехода тока через нуль происходит главным образом за счет увеличения прочности околокатодного пространства (в цепях переменного тока 150—250 В). Одновременно растет восстанавливающееся напряжение и„. Если в любой момент »np >ыв промежуток
§ 4-3]
Гашение электрической дуги
255
не будет пробит, дуга не загорится вновь после перехода тока через пуль. Если в какой-то момент и'пр == иа, то происходит повторное зажигание дуги в промежутке.
Таким образом, задача гашепия дуги сводится к созданию таких условий, чтобы электрическая прочность промежутка между контактами z/np была больше напряжения между ними ив.
Процесс нарастания напряжения между контактами отключаемого аппарата может носить различный характер в зависимости от параметров коммутируемой цепи. Если отключается цепь с преобладанием активного сопротивления, то напряжение восстанавливается по апериодическому закону; если в цепи преобладает индуктивное сопротивление, то возникают колебания, частоты которых зависят от соотношения емкости и индуктивности цепи. Колебательный процесс приводит к значительным скоростям восстановления напряжения, а чем больше скорость dujdt, тем вероятнее пробой промежутка и повторное зажигание дуги. Для облегчения условий гашения дуги в цепь отключаемого тока вводятся активные сопротивления, тогда характер восстановления напряжения будет апериодическим (рис. 4-13, б).
В отключающих аппаратах до 1000 В широко используются следующие способы гашения дуги:
Удлинение дуги при быстром расхождении контактов: чем длиннее дуга, тем большее напряжение необходимо для ее существования. Если напряжение источника окажется меньше, то дуга гаснет.
Деление длинной дуги на ряд коротких (рис. 4-14, а). Как было показано на рис. 4-11, напряжение на дуге складывается из катодного UK и анодного падений напряжения и напряжения ствола дуги д:
^д=^к + ^ + ^.д=(/э + ^.Д.
Если длинную дугу, возникшую при размыкании контактов, затянуть в дугогасительную решетку из металлических пластин, то она разделится на п коротких дуг. Каждая короткая дуга будет иметь свое катодное и анодное падение напряжения U3. Дуга гаснет, если
здесь U — напряжение сети; U3 — сумма катодного и анодного падений напряжения (20—25 В в дуге постоянного тока).
Дугу переменного тока также можно разделить на и коротких дуг. В момент прохождения тока через нуль околокатодное пространство мгновенно приобретает электрическую прочность 150— 250 В. Дуга гаснет, если
U <(150-4-250) п.
256 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
Гашение дуги в узких ще л я Г Если дуга горит в узкой щели, образованной дугостойким материалом, то благодаря соприкосновению с холодными поверхностями происходит интенсивное охлаждение и диффузия заряженных частиц в окружающую среду. Это приводит к быстрой деионизации и гашению дуги.
Д в и ж е и и е д у г и в магнитном поле. Электрическая дуга может рассматриваться как проводник с током. Еслидуга находится в магнитном поле, то на нее действует сила, определяемая по правилу левой руки. Если создать магнитное поле, направленное перпендикулярно оси дуги, то опа получит поступательное движение и будет затянута внутрь щели дугогасителыюй камеры (рис. 4-14, б).
Рис. 4-14. Способы гашения дуги.
а — деление длинной дуги на короткие; б — затягивание дуги в узкую щель дугогасительной камеры; в — вращение дуги в магнитном поле; г — гашение дуги в масле; / — неподвижный контакт; 2 — ствол дуги; ,7 — водородная оболочка; 4 — зона газа; 5 зона паров масла; 6 — подвижный контакт.
В радиальном магнитном поле дуга получит вращательное движение (рис. 4-14, в). Магнитное поле может быть создано постоянными магнитами, специальными катушками или самим контуром токоведущих частей. Быстрое вращение и перемещение дуги способствуют ее охлаждению и деионизации.
Последние два способа гашения дуги (в узких щелях и в магнитном поле) применяются также в отключающих аппаратах напряжением выше 1000 В.
Основные способы гашения дуги в аппаратах выше 1000 В.
Гашение дуги в масле. Если контакты отключающего аппарата поместить в масло, то возникающая при размыкании дуга приводит к интенсивному газообразованию и испарению масла (рис. 4-14, г). Вокруг дуги образуется газовый пузырь, со-
§ 4-3]
Гашение электрической дуги
257
Рис. 4-15. Газовоздушное дутье.
а — продольное; б — поперечное.
стоящий в основном из водорода (70—80%); быстрое разложение масла приводит к повышению давления в пузыре, что способствует ее лучшему охлаждению и деионизации. Водород обладает высокими дугогасящими свойствами; соприкасаясь непосредственно со стволом дуги, он способствует ее деионизации. Внутри газового пузыря происходит непрерывное движение газа и паров масла.
Гашение дуги в масле широко применяется в выключателях.
Газовоздушное дутье. Охлаждение дуги улучшается, если создать направленное движение газов — дутье. Дутье вдоль или поперек дуги (рис. 4-15) способствует проникновению газовых частиц в ее ствол, интенсивной диффузии и охлаждению дуги. Газ создается при раз
ложении масла дугой (масляные выключатели) или твердых газогенерирующих материалов (автогазовое дутье). Более эффективно дутье холодным деионизированным воздухом, поступающим из специальных баллонов со сжатым воздухом (воздушные выключатели).
Рис. 4-16. Распределение напряжения по разрывам выключателя.
а — распределение напряжения по разрывам масляного выключателя; б — емкостные делители напряжения; в — активные делители напряжения.
Многократный разрыв цепи тока. Отключение большого тока при высоких напряжениях затруднительно. Это объясняется тем, что при больших значениях подводимой энергии и восстанавливающегося напряжения деионизация дугового промежутка усложняется. Поэтому в выключателях высокого напряжения применяют многократный разрыв дуги в каждой фазе (рис. 4-16). Такие выключатели имеют несколько гасительных устройств, рас-
9 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
258
Электрические аппараты и токооедущие части
[Гл. 4
считанных на часть номинального напряжения. Число разрывов на фазу зависит от типа выключателя и его напряжения. В выключателях 500—750 кВ может быть 12 разрывов и более. Чтобы облегчить гашение дуги, восстанавливающееся напряжение должно равномерно распределяться между разрывами. На рис. 4-16 схематически показан масляный выключатель с двумя разрывами на фазу. При отключении однофазного к. з. восстанавливающееся напряжение распределится между разрывами следующим образом:
Ui _ Ci -[-Сj
<7 a Cj ’
где Ur, U2 — напряжение, приложенное к первому и второму разрыву; Су — емкость между контактами этих разрывов; С2 — емкость контактной системы относительно земли.
Так как С2 значительно больше то напряжение > U2 и, следовательно, гасительные устройства будут работать в неодинаковых условиях. Для выравнивания напряжения параллельно главным контактам выключателя (ГК) включают емкости или активные сопротивления (рис. 4-16, б, в). Значения емкостей и активных шунтирующих сопротивлений подбирают так, чтобы напряжение на разрывах распределялось равномерно. В выключателях с шунтирующими сопротивлениями после гашения дуги между ГК сопровождающий ток, ограниченный по значению сопротивлениями, разрывается вспомогательными контактами В К.
Шунтирующие сопротивления уменьшают скорость нарастания восстанавливающегося напряжения, что облегчает гашение дуги.
Гашение дуги в вакууме. Высокоразрежеппый газ (1О-0—10 8 Н/см2) обладает электрической прочностью в десятки раз большей, чем газ при атмосферном давлении. Если контакты размыкаются в вакууме, то сразу же после первого прохождения тока в дуге через нуль прочность промежутка восстанавливается и дуга не загорается вновь. Эти свойства вакуума используются в некоторых типах выключателей.
Гашение дуги в газах высокого давления. Воздух при давлении 2 МПа и более также обладает высокой электрической прочностью. Это позволяет создавать достаточно компактные устройства для гашения дуги в атмосфере сжатого воздуха. Еще более эффективно применение высокопрочных газов, например шестифтористой серы SFe (элегаза). Элегаз обладает не только большей электрической прочностью, чем воздух и водород, но и лучшими дугогасящими свойствами даже при атмосферном давлении. Элегаз применяется в выключателях, отделителях, короткозамыкателях и другой аппаратуре высокого напряжения. ,
§ 4-4]
Аппараты до 1000 В
259
4-4. АППАРАТЫ ДО 1000 В
а) Рубильники и переключатели
Рубильником называется неавтоматический выключатель с ручным приводом на два положения (включено, отключено) (рис. 4-17, а). Рубильник, предназначенный для поочередного подключения к двум различным цепям, называется переключателем.
Рис. 4-17. Рубильники.
а — с цсн|ра ii.inii рукой 1кой (тина Р); б — с рычажным приводом (типа РПЦ); / — нож;
2 — шарнирные сгонки неподвижных контактов; 3 — контактная стойка; 4 — дугогасительная камера.
Рубильники и переключатели исполняются одно-, двух- и трехполюсными на номинальные напряжения до 500 В. Рубильники без дугогасительных устройств предназначены для отключения цепи без тока и создания видимого разрыва. Рубильники с дугогаситель-ными устройствами допускают отключение тока до /110м.
’ Рубильники и переключатели с центральной рукояткой тина Р п П (трехполюсные) или РО, ПО (однополюсные) изготовляются па токи 100—600 А. Все детали рубильника смонтированы на изоляционной плите. Проводники могут присоединяться с передней
9*
260
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
или задней стороны. Такими рубильниками и переключателями от-
ключать ток не разрешается, так как возникающая дуга может
Рис. 4-18. Типы контактов в рубильниках.
а — плоский; б — линейный;
/ — контактные губки; 2 — нож; 3 — стальная пружина.
вызвать короткое замыкание и привести к ожогам обслуживающего персонала.
Рубильники и переключатели с рычажным приводом (рис. 4-17, б) широко применяются в щитах двустороннего обслуживания. Такие рубильники имеют камеры с дугогасительной решеткой 4. Привод может быть центральным (РПЦ, ППЦ) или боковым (РПБ, ППБ). При больших номинальных токах рубильники имеют несколько параллельных ножей.
Важное значение имеет обеспечение
хорошего контакта между подвижным ножом и контактной стойкой рубильника (рис. 4-18, а). В настоящее время применяется линейный контакт (рис. 4-18, б), обеспечивающий малое переходное сопротивление. Нажатие в контакте
обеспечивается за счет пружинящих свойств самих деталей и специальными стальными пружинами 3. Рубильники могут быть снабжены дугогасительными контактами или моментными ножами. При отключении таких рубильников сначала разрываются главные контакты, но дуги между ними не возникает, так как ток проходит по дугогасительным контактам. Затем разрываются дугогасительные контакты или моментные ножи. Моментное отключение выполняется следующим образом: параллельно с главным ножом включается вто
рой, моментный нож, связанный с главным пружиной. При отключе- Рис. 4-19. Кулачковый переключении сначала из контактной стой- тель ПКУЗ.
ки выходит главный нож, он ра-
стягивает пружину, которая быстро отключает моментный нож.
Рубильники на 220 В постоянного тока и 380 В переменного тока, снабженные дугогасителыюй камерой, могут отключать токи до /,10М, без камеры — соответственно 0,2 и 0,3 /||ОМ.
Рубильники на 440 В постоянного тока и 500 В переменного тока с камерами могут отключать ток 0,5 /ном, без камеры отклю-
чение тока нагрузки не допускается.
§ 4-4] Аппараты до 1000 В 261
Пакетные и кулачковые переключатели предназначены для сложных переключений одновременно в нескольких электрических цепях, например в цепях управления, измерения и т. п. На рис. 4-19 показан кулачковый переключатель на 10 А, 500 В переменного и 220 В постоянного тока. Поворотом рукоятки на 45° осуществляется переключение цепей. Имеются исполнения с фиксацией одного или нескольких положений с самовозвратом в нулевое положение. Количество контактов в таком переключателе может быть от 2 до 32.
Выбор рубильников производится:
по напряжению установки
^уст ^ном»
по току нагрузки
* норм ном» Впах^= ^ном»
по конструктивному выполнению;
по электродинамической стойкости
Ср, с>
по термической стойкости
Номинальный ток /1|ОМ, ток предельный сквозной гпр, с, ток и время термической стойкости /т, tT приводятся в каталогах и справочниках. Определение /норм и 1тах рассмотрено в § 4-1.
б) Автоматические воздушные выключатели
Автоматический воздушный выключатель предназначен для автоматического размыкания электрических цепей при ненормальных режимах и для редких оперативных переключений при нормальных режимах работы.
В автоматических выключателях не применяется какой-либо специальной среды для гашения дуги, она гасится в воздухе, поэтому они называются воздушными.
По числу полюсов автоматы бывают одно-, двух- и трехполюсными.
По времени срабатывания /ср, т. е. времени от момента, когда контролируемый параметр (ток, напряжение, температура) превзошел установленное значение (уставка автомата), до момента расхождения контактов различают: нормальные автоматы с /ср = 0,02 4- 0,1 с; селективные автоматы с регулируемой выдержкой времени до 1 с; быстродействующие автоматы с /ср 0,005 с.
Селективные автоматы позволяют осуществить селективную защиту сетей путем установки автоматов с разной выдержкой времени Zj< /2< *з (рис.. 4-20).
262
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Быстродействующие автоматы обеспечивают ограничение токов в сети, так как они отключают цепь до того, как ток к. з. в ней достигнет значения t'y.
Автоматы изготовляют на токи до 6000 А при напряжении переменного тока до 660 В и постоянного тока до 440 В. Отключающая, способность автоматов достигает 200—300 кА.
Рис. 4-20. Схема селективной защиты автоматами.
выполнять с
Рис. 4-21. Схема контактной снсгемы автоматов.
В любом автомате можно различить следующие основные элементы: контакты с дугогасительной системой; привод; механизм свободного расцепления; расцепители; вспомогательные контакты.
Контакты автоматов должны без перегрева длительно пропускать номинальные токи и выдерживать воздействие дуги при отключении токов к. з. По первому условию необходимо контакты переходным сопротивлением из материала с малым удельным сопротивлением, а по второму условию — из дугостойких материалов. Ввиду того что выполнить эти требования одновременно трудно, применяют две пары контактов — главные 1 и дугогасптельные 2 (рис. 4-21). В нормальном режиме основная часть тока проходит по главным контактам, выполненным из меди, серебра или их сплавов. При отключении сначала размыкаются главные контакты, но разрыва цепи не происходит, так как весь ток переходит в цепь дугогасительных контактов; затем размыкаются дугогасптельные контакты, на которых и гасится электрическая дуга. При отключаемых токах не более 30 кА дугогасительные контакты могут выполняться из меди, при больших токах — из вольфрама, его сплавов или металлокерамики. Конструктивно эти контакты выполняются так, чтобы обеспечить их простую замену.
В автоматах на небольшие токи предусматривается одна пара контактов. Для уменьшения переходного сопротивления нажатие контактов обеспечивается пружинами. При протекании токов к. з. между контактами создается электродинамическое усилие, стремящееся разомкнуть контакты. Чтобы компенсировать эту силу,
§ 4-4]
Аппараты до 1000 В
263
Рис. 4-22. Основные узлы автомата.
1 — шинки; 2 — дугогасптельные контакты; 3 — главные контакты; 4 — гибкая связь; 5 — биметаллический расцепитель; 6 — добавочное сопротивление; 7 — нагреватель; 8 — максимальный расцепитель; 9 — минимальный расцепитель;
10 — независимый расцепитель; // — механическая связь с расцепителем; 12 — рукоятка ручного включения; !3 — электромагнитный привод; I4t 15 — рычаги механизма свободного расцепления; 16 — контактный рычаг; 17 — отключающая пружина; 18 — дугогасительная камера.
шинки 1 изогнуты петлей, поэтому токи в шинках имеют разное направление, что создает электродинамическую силу, увеличивающую нажатие в контактах 2 (рис. 4-22).
Дугогас и тельная система автомата предназначена для гашения дуги, возникающей при отключении автомата. Широко применяют дугогасптельные камеры со стальными пластинами (эффект деления длинной дуги на короткие). При больших отключаемых токах применяют продольно-щелевые и лабиринтно-щелевые камеры, где использован эффект гашения дуги в узкой щели. Втягивание дуги в камеру осуществляется магнитным дутьем (§ 4-3). Материал камеры должен обладать высокой дугостойкостью.
Приводы автоматов могут быть ручными и дистанционными. В первом случае включение производится поворотом рукоятки 12. Во втором случае воздействие осуществляется электромагнитом 13 или специальным электродвигателем. Возможно применение пневматического привода. Отключение автоматов происходит под действием отключающих пружин (17 на рис. 4-22) при срабатывании механизма свободного расцепления.
Механизм свободного расцепления (рис. 4-22) обеспечивает отключение автомата в любой момент времени, в том числе при необ
ходимости и в процессе включения. Он состоит из шарнирно связанных рычагов 14 и 15 и опоры. При включении движение от рукоятки 12 передается через рычаги 14 и 15 контактному рычагу 16, который замыкает сначала дугогасительные 2, а затем главные 3 контакты. Когда автомат включен, рычаги 14 и 15 встают в «мертвое» положение, опора не позволяет им переместиться вниз. Если производится включение на существующее к. з., то от действия расцепителя 8 механическая связь 11 «сломает» рычаги 14 и 15 по шарнирному соединению О4 и под действием отклю
264
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
чающей пружины 17 контактная система переместится влево, произойдет отключение, несмотря на то что рукояткой 12 будет передаваться усилие на включение.
Расцепители — это электромагнитные или термобиметаллические механизмы, которые контролируют заданный параметр цепи и вызывают отключение автомата при превышении параметра. Биметаллический (тепловой) расцепитель 5 получает тепло от нагревателя 7, присоединенного к сети через шунт 6. При нагревании биметаллическая пластина, состоящая из двух металлов с разными коэффициентами линейного расширения, изгибается и передает усилие тяге 11, ломающей рычаги механизма свободного расцепления. С помощью теплового расцепителя осуществляется защита от перегрузки. Время срабатывания зависит оттока перегрузки: чем больше ток, тем быстрее нагревается биметаллическая пластина и скорее происходит отключение. Благодаря значительной тепловой инерции тепловые расцепители не реагируют на пусковые токи электродвигателей.
Максимальный расцепитель 8 состоит из катушки и сердечника. Когда по катушке протекает ток к. з., сердечник создает усилие, ломающее рычаги 14, 15, что приводит к отключению автомата. Ток срабатывания максимального расцепителя можно регулировать.
Максимальный расцепитель может быть снабжен механизмом выдержки времени, зависящей или не зависящей от тока. Такие расцепители позволяют осуществить селективную защиту.
Возможно применение минимального расцепителя 9, отключающего автомат при недопустимом снижении напряжения, а также независимого расцепителя 10 для дистанционного отключения автомата кнопкой КУ.
Автомат может иметь один или несколько расцепителей.
Вспомогательные контакты (блок-контакты) механически связаны с главными контактами и используются в цепях управления, сигнализации и блокировки.
На электростанциях, подстанциях, в промышленных установках и быту применяются автоматы различных конструкций.
Ниже рассмотрены конструкции автоматов, которые нашли наиболее широкое применение на электростанциях и подстанциях.
Автоматы серии А3700 на токи 160—630 А и напряжение переменного тока до 660 В, постоянного — до 440 В выпускаются в пластмассовом корпусе взамен автоматов АЗ 100 и имеют лучшие защитные характеристики и больший отключаемый ток. Автоматы А3700 выпускаются в двух исполнениях — токоограничивающие с электромагнитными расцепителями максимального тока мгновенного действия (время срабатывания автомата 0,001—0,0015 с) и селективные с регулированием выдержки времени.
§ 4-4]
Аппараты до 1000 В
265
Характеристика таких автоматов (рис. 4-23) / = /(/) имеет зависимую и независимую часть. При перегрузках больше 1,25 /ном автомат срабатывает на отключение, причем время срабатывания уменьшается при увеличении тока перегрузки. Время /ср, п можно регулировать. При токах, больших 5—6 ZII0M, т. е. при к. з., автомат срабатывает с выдержкой /ср, к = 0,001 4- 0,004 с, не зависящей от тока. Эта часть характеристики называется отсечкой.
Хорошие защитные характеристики автомата обеспечиваются
измерительного органа.
Рис. 4-23. Время-токовая характеристика автомата А3700 (ориентировочно),
применением специального блока управления на полупроводниковых приборах, получающего сигнал от Импульс на отключение подается от блока независимому расцепителю.
Автомат А3710 (рис. 4-24) имеет одну пару контактов на полюс (5, 4) с металлокерамическими накладками. Включение можно произвести вручную, воздействуя на рукоятку 6, или с помощью электромеханического привода (на рисунке не показан). Отключение происходит автоматически при срабатывании независимого расцепителя 9 или расцепителя максимального тока 13, якоря которых воздействуют на отключающую рейку 11. Рейка освобождает за
щелку механизма свободного расцепления 7, и под действием пружин 8 контактный рычаг перемещается вправо, происходит размыкание контактов. Возникшая дуга гасится в камере 2. Горячие газы из дугогасительной камеры попадают в пламегасительную
решетку с металлическими пластинами, расположенную над дугогасительной камерой. При отключении к. з. выброса газов из автомата практически не происходит. Габариты автомата невелики (от 112 х 320 X 181 мм до 225 X 500 X 299 мм); это позволяет широко применять его в комплектных распределительных устройствах 0,4 кВ.
Полупроводниковый блок управления 10 съемный, размещен в пластмассовой оболочке, все полупроводниковые приборы и печатный монтаж защищены эпоксидной смолой. Шкала и ручка для регулирования уставок независимого расцепителя 14 закрыты прозрачной крышкой.
Автоматы серии АВМ выпускаются на номинальные токи 400— 2000 А и напряжение до 500 В переменного тока и 440 В постоянного тока. Автомат имеет три пары контактов на полюс — главные, предварительные и дугогасительные. Гашение дуги происходит в камере с дугогасительной решеткой.
Автоматы имеют максимальные расцепители с регулируемой выдержкой времени в зависимой части и при срабатывании отсечки,
266
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Рис. 4-24. Автомат типа Л3710 на 160 А.
/ _ зажимы главной цепи; 2 — дугогасительная камера; 3 — пластмассовая крышка; Г — подвижный контакт; 5 — неподвижный контакт; 6 — рукоятка управления; 7 — механизм свободного расцепления; 8 — пружины моментного включения и отключения, у — катушка независимого расцепителя; 10 — полупроводниковый блок управления, // _ отключающая рейка; /2 — якорь; 13 — магннтоиропод расцепителя Максималь-
ного тока мгновенного действия; 14 — шкала и ручка регулирования уставок; 15 трансформаторы тока.
$ 4-4]
Аппараты до 1000 В
267
что позволяет обеспечить селективную защиту. Привод автоматов может быть ручным, рычажным пли электродвигательным.
Автоматы АВМ изготовляются для стационарной установки, а для комплектных распределительных устройств — выдвижными на тележке с втычными контактами (рис. 4-25).
Автоматы серии AM выпускаются на номинальные токи 800, 1500, 3000 и 5000 А при напряжении 230—660 В постоянного тока
Рис. 4-25. Автомат АВМ-15 на 1500 А в выдвижном исполнении.
1 — тележка; 2 — скользящий контакт для заземления; 3 — упоры тележки в распределительном устройстве; 4 — штепсельные контакты на автомате; 5 — контактные ножи, смонтированные в распределительном устройстве; 6 — электродвигательный привод; 7 — дугогасительная камера; 8 — механизм свободного расцепления; 9 — съемная рукоятка для оперирования при ремонтах; 10 — съемная рукоятка вкатывающего устройства; 11 — фиксатор положения автомата.
и 400 В переменного тока. Для лучшего гашения дуги предусматривается камера с узкой зигзагообразной щелью. В автомат могут быть встроены: расцепители мгновенного действия или максимальные расцепители с выдержкой времени до 10 с в зоне перегрузки; селективная пристройка для создания выдержки времени в зоне к. з. до 0,6 с; отключающий или минимальный расцепитель. Привод автомата ручной или пружинно-моторный.
Автоматы серии «Электр*-с» (Э) выпускаются в двух- и трехполюсном исполнении на токи 630—4000 А при напряжении до 660 В переменного и 440 В постоянного тока. Расцепители макси
268 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
мального тока имеют полупроводниковый блок управления, обеспечивающий регулирование тока и времени срабатывания при перегрузках и к. з. Кроме того, имеются расцепители минимального напряжения или независимые. Автоматы типа Э могут иметь ручной, электромагнитный и электродвигательный привод. Изготовляются автоматы для стационарной установки или выдвижными с откидными рельсами с механической блокировкой и фиксацией автомата в рабочем, контрольном и ремонтном положении.
Рис. 4-26. Автомат гашения поля (АГП).
а — схема включения катушек магнитного дутья; б — разрез по дугогасительноЛ ре-шетке.
Кроме описанных выше конструкций могут применяться специальные типы автоматов на токи до 50 000 А с водяным охлаждением контактной системы (ВВШ), а также быстродействующие автоматы для защиты выпрямительных установок типов ВАБ, АБЭ и др.
Автоматы гашения поля (АГП) относятся к особой группе (рис. 4-26). Как было показано в §2-1, они предназначены для отключения тока в обмотке возбуждения генераторов. Автомат имеет главные контакты, расположенные открыто (на рисунке не показаны), и дугсгасительные контакты (5, 6) в камере гашения дуги. Во вклю-
§ 4-4]
Аппараты до 1000 В
269
ценном положении автомат удерживается защелкой. При отключении контакты 5 отходят вниз и возникают дуги между контактами 5 и 6, которые силой магнитного поля, созданного катушками 7, сердечниками <8 и стальными полюсами 9, выдуваются вверх. Образуется одна длинная дуга. Она загоняется в кольцевую дугогасительную камеру, где разбивается между медными пластинами 3 на короткие дуги. Одновременно в цепь включаются катушки 1, создающие радиальное магнитное поле, которое замыкается со стального сердечника 4 на стальной наружный кожух 2. В результате взаимодействия с магнитным полем короткие дуги получают круговое вращательное движение (рис. 4-26, б) с большой скоростью и поэтому не плавят пластины. Вся энергия, выделяющаяся в дуге, распределяется по поверхности пластин и поглощается ими. Температура пластин при этом не должна превышать 200 °C, исходя из чего и выбираются размеры пластин. Параллельно пластинам включены секции шунтирующих сопротивлений (на рис. 4-26 не показаны). В этом случае дуга на решетке гаснет не сразу, а по секциям, скачками, приближаясь к нулю. Первой гаснет дуга в секции, шунтированной меньшим сопротивлением. Постепенный спад тока уменьшает возникающие при разрыве цепи постоянного тока перенапряжения. Собственное время отключения АГП не более 0,15 с, а полное время гашения поля зависит от параметров генераторов.
Выбор автоматов производится: по напряжению установки
^уст ^ном*
по роду тока и его значению
Люрм Л1ОМ>
I max I пом*
по конструктивному выполнению;
по предельно отключаемому току. Селективные автоматы, действующие с выдержкой времени при к. з., проверяются по условию
^п. о Л>тк>
где /п,0 — действующее значение периодической составляющей тока трехфазного к. з. в начальный момент; /отк—действующее значение предельного тока отключения автоматического выключателя.
Токоограничивающие (быстродействующие) автоматы проверяются по условию
1 У 1 отк»
по электродинамической стойкости
ly IПр, С*
270
Электрические аппараты и токоведуир/е части
[Гл. 4
Быстродействующие автоматы благодаря токоограничивающему эффекту на электродинамическую стойкость не проверяются.
По термической стойкости проверяются 'только селективные автоматы
ВЛ ГЦр,
здесь inp, с— амплитудное значение предельного тока к.з.; /г — предельный ток термической стойкости; /г—длительность протекания тока термической стойкости.
в) Контакторы и магнитные пускатели
Контакторы — это аппараты дистанционного действия, предназначенные для частых включений и отключений электрических цепей при нормальных режимах работы. Они изготовляются на токи 3—4000 А, на напряжение 220, 440, 650, 750 В постоянного тока и 380, 500 и 660 В переменного тока и допускают 600—1500 включений в час. Некоторые специальные серии контакторов допускают до 14 000 включений в час.
• Наиболее широко применяются электромагнитные контакторы, в которых включение контактной системы осуществляется электромагнитом.
Контакторы состоят из системы главных контактов, дугогасительного устройства, электромагнитной системы и вспомогательных контактов. Принцип работы контактора рассмотрим по условной схеме (рис. 4-27). Как видно из электрической схемы (рис. 4-27, а), главные контакты контактора К включены в цепь двигателя Д, а катушка — в цепь управления последовательно с кнопками управления Пуск, Стоп и вспомогательными контактами БК.
На конструктивной схеме (рис. 4-27, б) контактор изображен в момент отключения, когда напряжение с катушки 75, установленной на сердечнике 14, снято и подвижная система под действием пружины 11 пришла в нормальное положение. Дуга, возник- ' шая между контактами 2 и 7, гасится в камере 5 с изоляционными перегородками 4. Втягивание дуги в камеру происходит за счет магнитного поля, созданного магнитной системой, состоящей из катушки 16, включенной последовательно в главную цепь, стального сердечника 1 и полюсных наконечников 17. На выходе из камеры установлена пламегасительная решетка 3, препятствующая выходу ионизированных газов за пределы камеры.
Для включения контактора подается напряжение на зажимы катушки 13 путем нажатия кнопки Пуск. В катушке создается магнитный поток Ф, притягивающий якорь 10 к сердечнику. На якоре укреплен подвижный контакт 7, который после соприкосновения с неподвижным контактом 2 скользит по его поверхности, разрушая пленку окислов на поверхности контактов. Нажатие
§ 4-4]
Аппараты до 1000 В
27)
в контактах создается пружиной 8. Контактные накладки 6 из серебра обеспечивают минимальное переходное сопротивление. В некоторых случаях накладки выполняются из дугостойкой металлокерамики. Контактор удерживается во включенном положении своей катушкой. После включения контактора замыкаются вспомогательные контакты 12 (БК), шунтирующие кнопку Пуск, поэтому размыкание пусковой кнопки не разрывает цепь катушки 15 (/<).
Рис. 4-27. Условная схема контактора.
а — электрическая схема однополюсного контактора; б — условная конструктивная схема.
На якоре 10 предусмотрена немагнитная прокладка из латуни 9, которая уменьшает силу притяжения, обусловленную остаточной индукцией в сердечнике. Таким образом, при снятии напряжения с катушки 15 якорь не «залипает». При значительном снижении напряжения в цеци управления, а также при его исчезновении контактор автоматически отключается.
В цепях постоянного тока применяются контакторы серии КПД-100 на токи до 300 А, КПВ-600 па токи до 630 Л и напряжение до 600 В, а также КМ-2000 па токи до 300 А и др.
В цепях переменного тока применяются контакторы серии КТВ па токи до 600 Л и напряжение 500 В, КТ-6000 для тяжелых режи
272
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
мов на токи 600 А и напряжение 380 В, допускающие до 1200 включений в час.
Современные контакторы выпускаются в закрытом пластмассовом корпусе (серия КТУ).
Контакторы не защищают установку от ненормальных режимов (перегрузка, токи к. з.), поэтому в схемах автоматического управления они сочетаются со специальными реле, которые реагируют на ненормальные режимы и размыкают цепь катушки электромагнита.
Рис. 4-28. Магнитный пускатель серии ПА.
а — электрическая схема; б — конструктивная схема.
Магнитный пускатель — это устройство, состоящее, как правило, из трехполюсного контактора, встроенных тепловых реле и вспомогательных контактов. Они предназначены для управления электродвигателями трехфазного тока мощностью до 75 кВт. Конструктивная и электрическая схемы пускателя ПА показаны на рис. 4-28. При нажатии кнопки Пуск подается питание в катушку контактора 7( (5) через размыкающиеся контакты тепловых реле ТРПЪ ТРП2 и кнопку Стоп. Якорь электромагнита 6 притягивается к сердечнику 4, вращаясь вокруг оси Ох. При этом неподвижные контакты 2 замыкаются подвижным контактным мостиком 8. Нажатие в контактах обеспечивается пружиной 9. Одновременно замыкаются вспомогательные контакты БК (рис. 4-28, а), которые шунтируют кнопку Пуск. При перегрузке электродвигателя сраба
§ 4-5]
Предохранители
273
тывают оба или одно тепловое реле 11, цепь катушки размыкается контактами ТРП1 и ТРПг. При этом якорь 6 больше не удерживается сердечником и под действием собственной массы и пружины 7 подвижная система переходит в отключенное положение, размыкая контакты. Двукратный разрыв в каждой фазе и закрытая камера 10 обеспечивают гашение дуги без специальных устройств. Точно так же происходит отключение пускателя при нажатии кнопки Ctnon.
Амортизирующая пружина 3 предохраняет подвижную часть от резких ударов при включении. Все детали пускателя крепятся на металлическом основании 1.
Для защиты двигателя от к. з. в цепь включены предохранители П.
Выбор контакторов и магнитных пускателей производится: по напряжению установки
^усг ном>
по роду и значению тока
^норм Люм> Ляах^==Д|ом>
по мощности подключаемых электродвигателей
подкл 1 доп*
4-5. ПРЕДОХРАНИТЕЛИ
а) Общие сведения
Предохранителем называется аппарат, предназначенный для автоматического однократного отключения электрической цепи при к. з. или перегрузке. Отключение цепи предохранителем осуществляется путем расплавления плавкой вставки, которая нагревается протекающим через нее током защищаемой цепи. После отключения цепи плавкая вставка должна быть заменена вручную.
Благодаря простоте конструкции и малой стоимости плавкие предохранители получили широкое применение в промышленных электроустановках, на электростанциях и подстанциях, в быту. Предохранители могут иметь разнообразную конструкцию и рассчитываются на токи от миллиампер до тысяч ампер. У всех предохранителей можно различить основные элементы: корпус, плавкую вставку, контактную часть, дугогасительное устройство или дугога-слтельную среду.
Предохранители характеризуются номинальным током плавкой вставки, т. е. током, на который рассчитана плавкая вставка для длительной работы. В один и тот же корпус предохранителя могут быть вставлены плавкие вставки на различные номинальные токи, поэтому сам предохранитель характери-
274
Электрические аппараты и токопедущие части
[Гл. 4
зуется номинальным током предохранителя, который равен наибольшему из номинальных токов плавких вставок, предназначенных для данной конструкции предохрайителя. В нормальном режиме тепло, выделяемое током нагрузки в плавкой вставке, передается в окружающую среду, и температура всех частей предохранителя не превышает допустимую. При перегруз-
ках и к. з. увеличивается температура вставки, что приводит к ее
расплавлению. Очевидно, что чем больше ток, тем меньше время плавления вставки. Зависимость времени плавления (срабатыва-
ния) от тока называется время-токовой характеристикой
предохранителя (рис. 4-29).
Минимальный ток, при котором срабатывает предохранитель,
называется п о г р а и
Рис. 4-29. Время-токовая характеристика предохранителя.
и ч н ы м током /погр. При испытаниях за пограничный принимается ток, при котором время плавления вставки предохранителя превышает 1 ч. Номинальный ток плавкой вставки выбирается так, чтобы в нормальном режиме и при кратковременных допустимых перегрузках отключения не происходило, а при длительных перегрузках и к. з. цепь отключалась возможно быстрее. Подробно этот вопрос рассматривается в курсе «Электрические сети».
Важно обеспечить селективность работы предохранителей. Принцип селективности был рассмотрен ранее (см. рис. 4-20). Если
вместо автоматов установлены предохра-
нители, то при повреждении в двигателе ток к. з. проходит последовательно через три предохранителя, но быстрее всех должна расплавиться вставка у предохранителя, ближайшего к месту повреждения. Время отключения tlt t3 определяется по характеристике предохранителя, аналогичной защитной характеристике автомата. Характеристика зависит от материала плавкой вставки, ее сечения, условий охлаждения и других факторов.
Плавкие вставки — основной элемент предохранителя — могут изготовляться из меди, цинка, свинца и серебра. Цинк и свинец имеют низкую температуру плавления (соответственно 419 и 327° С). Цинк устойчив к коррозии, поэтому сечение плав-
ких вставок не меняется во время эксплуатации, характеристика остается постоянной. Однако благодаря прочной пленке окисла вставка при плавлении не разрушается, жидкий металл сохраняется внутри пленки. Это приводит к тому, что /|;огр может изменяться в значительных пределах. Цинк и свинец имеют большие
удельные сопротивления, поэтому изготовленные из них плавкие вставки имеют большое сечение. .Такие вставки можно применять в посдохрапителях без наполнителей. Предохранители со встав-
§ 4-51 Предохранители 275
ками из цинка и свинца имеют большие выдержки времени при перегрузках.
ЛАедь и серебро имеют малое удельное сопротивление, сечение вставки невелико, что обеспечивает их быстрое срабатывание. Такие вставки применяются в предохранителях с наполнителем, где очень важно уменьшить объем плавящегося металла. Для уменьшения окисления в процессе эксплуатации обычно применяют луженые медные вставки. Серебряные вставки не окисляются и их характеристики стабильны, но ввиду большой стоимости такие вставки применяются лишь в особо ответственных случаях. Так как температура плавления меди 1080° С, при пограничных токах температура всех элементов предохранителя становится очень большой. Чтобы обеспечить быстрое срабатывание предохранителя, не допуская высоких температур, используют так называемый металлургический эффект. Это явление растворения тугоплавких металлов в жидких, менее тугоплавких. Если, например, на медную проволочку диаметром 0,25 мм напаять шарик из оловянно-свиннового сплава с температурой плавления 182° С, то при температуре проволоки 650° С она расплавится в течение 4 мин, а при 350° С — в течение 40 мин. Та же проволока без растворителя плавится при температуре не менее 1000° С. Обычно для создания металлургического эффекта па медных и серебряных вставках применяют чистое олово, обладающее более стабильными свойствами. В нормальном режиме работы оловянный шарик не влияет на работу предохранителя.
После плавления вставки возникает электрическая дуга, которую надо погасить как можно быстрее. В предохранителях для гашения дуги используют эффект узкой щели, высокое давление газов, дутье. Наибольший ток, который может быть отключен предохранителем без какого-либо повреждения или деформации, называется предельным током отключения.
Рассмотрим конструкцию предохранителей, получивших наиболее широкое применение в электрических установках.
б) Предохранители до 1000 В
Предохранители с закрытыми разборными патронами без наполнителя типа ПР-2 (рис. 4-30) изготовляются на 220 и 500 В и токи патронов 15— 1000 А. Предельный ток отключения зависит от номинального тока и лежит в пределах 1200—2000 А.
Патрон предохранителя ПР-2 (рис. 4-30, а) на токи 100 А и выше состоит из толстостенной фибровой трубки /, на которую плотно насажены латунные втулки 3, предотвращающие разрыв трубки. На втулки навинчиваются колпачки 4, которые закрепляют плавкую вставку 2, привинченную к ножам 6, до установки ее в патрон.
276
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Для предотвращения поворота ножей предусмотрена шайба 5, имеющая паз для ножа.
Патрон вставляется в неподвижные контактные стойки, укрепленные на изоляционной плите. Необходимое контактное нажатие обеспечивается кольцевой или пластинчатой пружиной.
а — патрон на номинальные токи 100 — 1000 А; б— формы плавких вставок.
Плавкие вставки изготовляются из цинка в виде пластины с вырезами. На суженных участках выделяется больше тепла, чем на широких. При номинальном токе избыточное тепло благодаря теплопроводности цинка
Рис. 4-31. Токоограничивающий эффект плавких предохранителей.
а — при постоянном токе; б — при переменном токе.
передается
широким частям, поэтому вся вставка имеет примерно одинаковую температуру. При перегрузках нагрев узких участков происходит быстрее, так как только часть тепла отводится к широким участкам. Вставка плавится в самом горячем месте (сечение А-А, рис. 4-30, б). При токах к. з. узкие участки нагреваются настолько быстро, что отвода тепла почти не происходит. Вставка перегорает одновременно во всех или нескольких су-
женных местах (сечения В-В, рис. 4-30, б). После перегорания вставки возникает дуга, которая вызывает образование газов (50% СО2, 40% Н2, 10/6 паров Н2О). Давление в зависимости от отключаемого тока может достигать 10 МПа и более. Высокое давление способствует охлаждению, деионизации и гашению дуги.
При коротких замыканиях суженный участок вставки начинает плавиться прежде, чем ток к. з. достигнет своего установившегося
§ 4-5]
Предохранители
277
значения в цепи постоянного тока или ударного тока в цепи переменного тока (рис. 4-31). Ток к. з. в цепи при этом ограничивается до значения /отк. Такне предохранители называют токоограничивающими. Цепи, защищенные токоограничивающими предохранителями, пе проверяются па термическое и динамическое действие токов к. з. В момент перегорания вставки возникает перенапряжение, обусловленное наличием в цепи индуктивного сопротивления. Большие амплитуды перенапряжений могут привести к перекрытию изоляции, поэтому в плавкой вставке предусматривается несколько суженных мест. При их поочередном плавлении полная длина дугового промежутка вводится в цепь не сразу, а ступенями. Когда суженные участки перегорают, широкие части вставки
Рис. 4-32. Предохранитель типа ПН-2.
падают вниз, не плавясь и не засоряя объем трубки парами металла. Это улучшает условие гашения дуги. Отключающая способность определяется допустимым давлением в патроне, т. е. его механической прочностью.
Достоинством предохранителей ПР-2 является простота их перезарядки, недостатком — несколько большие размеры, чем у насыпных предохранителей.
Предохранители насыпные типа ПН-2 (рис. 4-32) применяются для защиты силовых цепей до 500 В переменного и 440 В постоянного тока и выполняются на номинальные токи 100—600 А. Фарфоровая, квадратная снаружи и круглая внутри трубка 1 имеет четыре резьбовых отверстия для винтов, с помощью которых крепится крышка 4 с уплотняющей прокладкой 5. Плавкая вставка 2 приварена электроконтактной точечной сваркой к шайбам врубных контактных ножей 3. Крышки с асбестовыми прокладками герметически закрывают трубку. Трубка заполнена сухим кварцевым песком 6. Плавкая вставка выполнена из одной или нескольких медных ленточек толщиной 0,15—0,35 мм и шириной
278 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4"
до 4 мм. На вставке сделаны прорези 7, уменьшающие сечение вставки в 2 раза. Для снижения температуры плавления вставки используется металлургический эффект — на полоски меди напаяны шарики олова 8. Температура плавления в этом случае не превышает 475° С. Дуга возникает в нескольких параллельных каналах (в соответствии с числом вставок), это обеспечивает наименьшее количество паров металла в канале между зернами кварца и наилучшие условия гашения дуги в узкой щели. Насыпные предохранители, так же как предохранители ПР, обладают токоограничивающим свойством.
Для уменьшения возникающих перенапряжений плавкая вставка имеет по длине прорези, причем их количество зависит от номинального напряжения предохранителя (из расчета 100—150 В на участок между прорезями). Так как вставка сгорает в узких местах, то длинная дуга оказывается разделенной на ряд коротких дуг, суммарное напряжение на которых не превышает суммы катодных и анодных падений напряжения (§ 4-3). Наполнителем в предохранителях ПН является чистый кварцевый песок (99% SiO.2). Вместо кварца может быть применен мел (СаСО3), иногда его смешивают с асбестовым волокном. При гашении дуги мел разлагается с выделением углекислого газа СО2 и СаО — тугоплавкого материала. Реакция происходит с поглощением энергии, что способствует гашению дуги. Иногда применяют для засыпки гипс (CaSOJ и борную кислоту.
В насыпных предохранителях вместо фарфоровых трубок могут применяться трубки из стеклоткани, пропитанной теплостойкими лаками, из стеатита либо литые из пластмасс или изоляционных смол.
Предохранители НПН подобны ПН, но имеют неразборный патрон без контактных ножей и рассчитываются на токи до 60 А. Предельный отключаемый ток в предохранителях ПН-2 достигает 50 кА. В промышленных установках и быту применяются и другие конструкции предохранителей.
в) Предохранители выше 1000 В
Предохранители высокого напряжения имеют то же самое назначение и тот же принцип работы, что и предохранители до 1000 В.
Предохранители серии ПК с мелкозернистым наполнителем выполняются на напряжения 3, 6, 10, 35 кВ и номинальные токи 400, 300, 200 и 40 А соответственно. Эти предохранители обладают токоограпичпвающим эффектом, полное время отключения при токах к. з. 0,005—0,007 с.
Патрон предохранителя (рис. 4-33) состоит из фарфоровой трубки, армированной латунными колпачками. Внутри патрона размещены медные или серебряные плавкие вставки. Для обеспечения нормальных условий гашения дуги плавкие вставки должны иметь
§ 4,5]
Предохранители
279
значительную длину и малое сечение. Это достигается применением нескольких параллельных вставок 5, намотанных на ребристый керамический сердечник (рис. 4-33, а), или, при больших токах, нескольких спиральных вставок (рис. 4-33, б). После того как трубка
заполнена кварцевым песком, торцевые отверстия закрываются крышками 1 и тщательно запаиваются. Нарушение герметичности, увлажнение песка могут привести к потере способности гасить дугу. Для уменьшения температуры плавления плавкой вставки использован металлургический эффект. Срабатывание предохранителя определяется по указателю 7, который выбрасывается пружиной из трубки после перегорания стальной вставки, нормально удерживающей пружину в подтянутом состоянии. Стальная вставка перегорает после рабочих вставок, когда по ней проходит весь ток. Быстрое гашение дуги в узких каналах между зернами кварца приводит к перенапряжениям, опасным для изоляции установки. Для снижения перенапряжений искусственно затягивают гашение дуги, применяя плав-
Рис. 4-33. Предохранитель типа ПК. а — на ток до 7,5 А; б — на ток более 7,5 А;
кие вставки разного сечения по длине или плавкие вставки с искровыми промежутками, вклю-
параллельно основным вставкам. В предохра-последней конструкции расплавляется рабочая
при возникшем перенапряжении пробивается искровой
ценные рабочим нителях сначала вставка,
/ — торцевая крышка; 2 — латунный колпачок; 3 — фарфоровая трубка; 4 — кварцевый песок; 5 — плавкая вставка; ь — шарики из олова; 7 — указатель срабатывания.
промежуток вспомогательной вставки, которая также перегорает. Суммарное время срабатывания предохранителя при больших кратностях токов не превышает 0,008 с.
Разновидностями предохранителей являются ПКУ (усиленный);
ПКИ (наружный); ПКЭ (для экскаваторов).
Патрон предохранителя ПК вставляется в контакты, укрепленные на опорных изоляторах. В зависимости от номинального тока ₽ предохранителе может быть один, два пли четыре патрона.
280 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
Предохранители серии ПКТ, применяемые для защиты трансформаторов напряжения, в отличие от ПК имеют константановую вставку, намотанную на керамический сердечник. Указатель срабатывания у них отсутствует, о перегорании судят по показаниям приборов, включенных во вторичную цепь трансформаторов напряжения.
Благодаря малому сечению плавкой вставки предохранители ПКТ создают значительный токоограничивающий эффект. Они могут быть установлены в сети, где мощность к. з. достигает 1000 МВ -А, а для некоторых типов (ПКТУ) отключаемая мощность не ограничивается.
Предохранители с автогазовым гашением дуги выполняются на напряжение 10 кВ и выше.
Для открытых распределительных устройств получили распространение стреляющие предохранители типа ПСН (рис. 4-34).
Основной частью предохранителя является газогенерирующая трубка 2 (рис. 4-34, б), внутри которой расположен гибкий проводник 3, соединенный с плавкой вставкой 4 и контактным наконечником 1. Параллельно медной плавкой вставке расположена стальная 5, воспринимающая усилие пружины, стремящейся вытащить гибкий проводник.
Головка патрона предохранителя 1 (рис. 4-34, а) зажата специальным держателем на изоляторе 2. На нижнем изоляторе на оси 4 укреплен контактный нож 5 со спиральной пружиной, которая стремится повернуть нож в положение 5'. Нож охватывает шейку контактного наконечника 6.
При к. з. сначала расплавляется медная, затем стальная вставка. Под действием пружины нож 5 поворачивается и выбрасывает гибкий проводник. Дуга, образовавшаяся после расплавления вставок, затягивается в трубку, где интенсивно выделяется газ. Давление в трубке достигает 10—20 МПа, создается интенсивное продольное автодутье, гасящее дугу. Гашение сопровождается выбросом раскаленных газов и мощным звуковым эффектом — выстрелом. В связи с этим предохранители ПСН устанавливаются в открытых РУ таким образом, чтобы в зоне выхлопа не было электрических аппаратов.
В процессе отключения длина дуги увеличивается по мере выброса гибкой связи, поэтому перенапряжений не возникает.
Плавкая вставка в нормальном режиме нагревается до высокой температуры. Чтобы не происходило газообразования, вставка размещена не в трубке, а в металлическом колпаке, закрывающем один конец трубки.
Предохранители ПСН применяются в комплектных трансформаторных подстанциях. Они защищают силовые трансформаторы от токов к. з., но не защищают от других видов повреждений.
В настоящее время разработаны управляемые пре
§ 4-5J
Предохранители
281
дохрани тел и У ПСН 35, У ПС Н 1 10 (Ульяновский политехнический институт). В этих предохранителях кроме плавкой вставки имеются контакты, которые можно отключить, воздействуя приводом на нож 5 (рис. 4-34, а). Импульс для работы при-
вода может быть дай релейной защитой или автоматикой. Отключение производится после перегорания плавкой вставки, поэтому требуется последующая перезарядка патрона.
Дальнейшее усовершенствование этих предохранителей привело к созданию автогазовых выключателей (см. § 4-7, е).
282
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
г) Ограничители ударного тока
Рис. 4-35. Ограничитель ударного тока.
а — конструктивная схема: / — изолятор: 2 — коммутационный элемент: 3 — токонесущий проводник с пиропатроном; 4 — предохранитель: б — структурная схема управления; в — схемы включения.
Ограничители ударного тока (ОУТ) — это сверхбыстродействующие коммутационные аппараты взрывного действия на большие номинальные токи для установок 6—30 кВ.
Ограничитель ударного тока (рис. 4-35, о) имеет коммутационное устройство 2 с проводником, рассчитанным па длительное протекание номинального тока (1000—4500 А). В токоведущий проводник встроен пиропатрон с капсюлем-детонатором. При возникновении к. з. электронное устройство (блок управления БУ) реагирует на скорость изменения тока dildt (piic. 4-35, б), затем разрядное устройство через разделительный трансформатор ИТ воздействует на капсюль-детонатор, происходит взрыв пиропатрона и основная цепь оказывается разомкнутой за 0,1 мс. После этого ток проходит по вспомогательной цепи через предохранитель 4, который обеспечивает окончательный разрыв цепи. Полное время работы ограничителя ударного тока не превышает 5 мс (V4 перио
да), поэтому ток к. з. в цепи не достигает значения гу. Таким образом, здесь используется тот же токоограничивающий эффект, что и в некоторых конструкциях предохранителей (см. рис. 4-31, б), ио в отличие от предохранителей ограничитель ударного тока устанавливается в цепях высокого напряжения с большими номинальными токами.
После срабатывания ОУТ необходима замена токоведущего проводника и предохранителя. Применение ОУТ позволяет ограничить токи к. з. и, следовательно, облегчить аппаратуру и токоведущие части электроустановок. На рис. 4-35, в показаны некоторые возможные схемы включения ОУТ.
Выбор предохранителей производится’. по напряжению установки
Опом*
§ 4-6] Разъединители, короткозамыкатели, отделители 283
по току
Д|орм Лтом’ Iniax Iном»
по конструкции и роду установки;
по току отключения
Дт. О "'~^= ^oik, п»
гДе Дли. п — предельно отключаемый ток (симметричная составляющая).
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя в установках до 1000 В выбирается по условиям защиты сети (подробно в курсе «Электрические сети»), а также по условиям селективности.
4-6. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ, КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛИ, ОТДЕЛИТЕЛИ
а) Общие сведения
Разъединитель — это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, и который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.
Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасптельпых устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга' которая может привести к междуфазному к. з. и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.
Однако для упрощения схем электроустановок допускается [1-13] использовать разъединители для производства следующих операций:
отключения и включения нейтралей трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания, на землю;
отключения и включения зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов);
отключения и включения нагрузочного тока до 15 А трехполюсными разъединителями наружной установки при 'напряжении 10 кВ и ниже;
разъединителем разрешается производить также операции, если он надежно шунтирован низкоомпой параллельной цепью (шиносоединительным или обходным выключателем, см. § 5-2, в);
разъединителями и отделителями разрешается отключать и включать незначительный намагничивающий ток силовых трансформаторов и зарядный ток воздушных и кабельных линий.
284
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Отключаемый разъединителем ток зависит от его конструкции (вертикальное, горизонтальное расположение ножей), от расстоя-ния между полюсами, от номинального напряжения установки, поэтому допустимость такой операций устанавливается инструкциями и директивными указаниями. Порядок операций при отключении намагничивающего тока трансформатора также играет важную роль. Например, трансформаторы, имеющие РПН, необходимо перевести в режим недовозбуждения, так как ток намагничивания резко уменьшается при уменьшении индукции в магнитопроводе, которая зависит от подведенного напряжения. Кроме того, при отключении ненагруженного трансформатора необходимо предварительно эффективно заземлить нейтраль, если в нормальном режиме трансформатор работал с разземленной нейтралью. Если к нейтрали трансформатора был подключен заземляющий реактор, то предварительно его следует отключить.
Если в цепи имеются разъединитель и отделитель, то отключение и включение намагничивающего тока и зарядных токов следует выполнять отделителями, имеющими пружинный привод, который позволяет быстро произвести эту операцию.
Разъединители играют важную роль в схемах электроустановок, от надежности их работы зависит надежность работы всей электроустановки, поэтому к ним предъявляются следующие требования: создание видимого разрыва в воздухе,* электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению;
электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов к. з.;
исключение самопроизвольных отключений;
четкое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, снег, ветер).
Разъединители по числу полюсов могут быть одно - и трехполюсными, по роду установки — для внутренних и наружных у с т а н о в о к, по конструкции — рубящего, поворотного, катящегося, пантографического и подвесного типа. По способу установки различают разъединители с вертикальным и горизонтальным расположением ножей.
О назначении и конструкции отделителей и короткозамыкателей сказано ниже.
б) Разъединители для внутренней установки
Для внутренних установок разъединители могут быть однополюсными (РВО) или трех полюсными (РВ, РВК, РВРЗ и др.). Трехполюсные разъединители могут выполняться на общей раме или на отдельных рамах для каждого полюса (рис. 4-36). Отдельные
§ 4-6] Разъединители, короткозамыкатели, отделители 285
полюсы объединяются общим валом, связанным с приводом разъединителя. На токи до 1000 А нож разъединителя изготовляется из двух медных полос, на большие токи применяются ножи из трех-. " ! шинных конструкциях, наилучшее
больших токах достигается, если
четырех полос. Так же как в использование материала при неподвижные контакты будут коробчатого сечения, а ножи разъединителя — корытообразной формы.
В разъединителях рубящего типа нож вращается вокруг одного из неподвижных контактов, движение ножу передается от вала через фарфоровые тяги. Необходимое давление в контактах создается пружинами.
Рассмотрим устройство контактной системы разъединителей рубящего типа (рис. 4-37). На изоляторе 1 укреплена медная шина, изогнутая под прямым углом, которая является неподвижным контактом 2. Боковые части контакта 2 обработаны под цилиндрическую поверхность, поэтому с пластинами ножа 6 образуется линейный контакт. Пружины 4, насаженные на стержень 5, нажимают на стальные пластины 3, которые своим выступом прижимают ножи к неподвижному контакту. Чем больше давление в контакте, тем меньше переходное сопротивление, но больше износ контактов за счет трения при включениях и отключениях и тем большее усилие надо приложить при операциях с разъединителем.
При прохождении токов к. з. создаются электродинамические усилия в местах перехода тока с пластин ножа в контакт, стремящиеся оттолкнуть ножи от контакта. С другой стороны, пластины ножа притягиваются друг к другу благодаря взаимодействию токов одного направления. При больших токах к. з. силы отталкивания могут оказаться больше, чем силы притяжения пластин ножа, это приведет к отбросу пластин ножа от контакта, возникновению дуги, т. е. к аварии. Чтобы избежать этого, в разъединителях предусмат
Рис. 4-36. Разъединитель для внутренней установки рубящего типа РВК-20/6000.
/ — рама; 2 — опорный изолятор; 3 — неподвижный контакт; 4 — нож; 5 — фарфоровая тяга; 6 — вал.
286 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
ривается устройство магнитного замка. Он состоит из двух стальных пластин 3, расположенных снаружи ножа, которые, во-первых, служат для передачи давления от пружин, а, во-вторых, намагничиваясь токами к. з., притягиваются друг к другу и создают дополнительное давление в контакте.
Контактная система разъединителя на втором изоляторе имеет такую же конструкцию, но контакты будут скользящими, шарнирными, а не размыкающимися, так как нож вращается вокруг оси 7.
На рис. 4-38 показан разъединитель типа РВРЗ на напряжение 20 кВ, номинальный ток 8000 А, рассчитанный на предельный сквозной ток к. з. 300 кЛ и предельный ток термической стойкости 112 кА (при расстоянии между полюсами 700 мм).
Контактная система полюса вертикально-рубящего типа. Для повышения динамической стойкости каждый контактный нож / оснащен магнитными замками. Контактная система полюса крепится па четырех опорных изоляторах. Движение ножам передается через изолирующую фарфоровую тягу 3. Для уменьшения отключаю щего и включающего усилия применяется механизм для снятия контактного давления. Заземляющие ножи 6 могут быть расположены со стороны шарнирного или разъемного контакта или с обеих сторон. При трехполюсной установке они закорачиваются общей медной шиной.
Заземляющие ножи имеют механическую блокировку, не разрешающую включать их при включенных главных ножах. Для управления заземляющими ножами используется ручной рычажный привод, состоящий из системы рычагов, передающих движение от рукоятки к валу (ПР’)- плп червячный привод (ПЧ). Включение и отключение главных ножей осуществляется электродвинагельным
Рис. 4-37. Контактная система разъединителей рубящего типа.
§ 4-GJ
Разт>единители, короткозамыкатели, отделители
287
Рис. 4-38. Разъединитель рубящего типа для внутренней установки с двумя заземляющими ножами РВРЗ-2-20/8000 (один полюс).
1 — подвижные главные ножи; 2 — неподвижный контакт; 3 — фарфоровая тяга; 4 — опорный изолятор; 5 — рама; 6 — заземляющие ножи; 7 — механическая блокировка между главными и заземляющими ножами.
приводом (ПДВ), позволяющим производить эти операции дистанционно.
Во включенном и отключенном положении разъединитель надежно фиксируется системой рычагов привода, чтобы исключить самопроизвольное отключение или включение.
Для установки в комплектных экранированных токопроводах применяются разъединители катящегося типа
288
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
с поступательным движением ножа; заземляющий разъединитель типа ЗР, рубящего типа, управляемый червячным приводом.
в) Разъединители для наружной установки
Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.
В свое время широко применялись разъединители рубящего типа. Недостатком их являются большие габариты при отключенном положении ножа. Так, разъединитель РОН(3)-500/2000 при поднятом ноже имеет высоту 9,8 м. Для уменьшения усилия, необходимого для поднятия ножа, а также уменьшения габаритов по высоте нож разъединителя делают из двух частей. На рис. 4-39 показан такой разъединитель (РНВ-500) с вертикальным движением двух полуножей. В отключенном положении его высота 8,45 м. Разъединитель имеет два заземляющих ножа, привод главных ножей — электродвигательный (ПДН), заземляющих ножей — ручной.
Разъединители горизонтально-поворотного типа выпускаются на напряжение 10—750 кВ. Широкое применение этих разъединителей объясняется значительно меньшими габаритами и более простым механизмом управления. В этих разъединителях главный нож состоит из двух частей, так же как у разъединителя PH В, но они перемещаются в горизонтальной плоскости при повороте колонок изоляторов, на которых закреплены (рис. 4-40). Один полюс является ведущим, к нему присоединен привод. Движение к двум другим полюсам (ведомым) передается тягами. Разъединители могут иметь один или два заземляющих ножа. Контактная часть разъединителя состоит из ламелей, укрепленных на конце одного ножа, и контактной поверхности на конце другого ножа. При включении нож входит между ламелями. Давление в контакте создается пружинами. Разъемный контакт подобной конструкции (для разъединителя РНВ-500) показан на рис. 4-41.
В горизонтально-поворотных разъединителях при отключении нож как бы «ломается» на две части, поэтому значительно облегчается работа привода в случае обледенения контактов. В разъединителях рубящего типа для разрушения корки льда ножу сообщалось поступательно-вращательное движение, чем усложнялась кинематика привода.
Широко распространенные горизонтально-поворотные разъединители типа РЛНД в настоящее время заменяются усовершенствованной конструкцией РИД и РНД(З) (разъединители для наружной установки, двухколонковые с заземляющими ножами).
Рис. 4-39. Разъединитель для наружной установки вертикально-поворотного типа РНВ-500.
/ — приводной механизм заземляющих ножей; 2 — рама; 3 — заземляющая шина; 4 ___
нож заземления; 5 — изолятор; 6, 9. 12 — экраны; 7 — контакт; 8 — соединительная шина; 10 — главный нож с ламелями; // — главный нож с лопаткой; 13 — привод 11ДН.
10 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
290
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
В разъединителях 330—750 кВ предусмотрены льдозащитные кожухи, закрывающие контакты.
В установках 500—750 кВ находят применение пантографические и подвесные разъединители. Пантографические разъединители со складывающимися ножами имеют сложную конструкцию и распространения в Советском Союзе не получили.
Подвесной разъединитель (рис. 4-42) имеет подвижную контактную систему, состоящую из груза 5, снабженного пружинящими лапами 4 и контактными наконечниками 3, к которым прива-
Рис. 4-40. Разъединитель горизонтально-
включенное положение разъединителя; / — рама; 2 — опорный изолятор; 3 — на главный нож без ламелей; 7 — заземляющие ножи; 8 — тяга к приводу; 9 — при
§ 4-G]
Разъединители, короткозамыкатели, отделители
291
Рис. 4-41. Разъемный контакт разъединителя.
/ — |Нбкая спяль; 2 — пружина; 3 — ламель; 4 — лопатка.
репы токоведущие провода. Вся эта система подвешена па гирлянде изоляторов 2 к порталу. Неподвижная контактная система состоит из кольца 6, укрепленного на опорных изоляторах или на трансформаторе тока 8. В отключенном положении подвижный контакт поднят. При включении освобождается трос 1, идущий к приводу, груз опускается вниз и наконечники <3
приходят в соприкосновение с
кольцом 6 — цепь включена. При отключении разъединителя груз поднимается. Для заземления отключенного разъединителя используется телескопический заземлитель 7.
поворотного пша Р11ДЗ-2-110/200J.
конечник для присоединения шин; 1 — гибкая связь; 5 — главный нож с ламелями; вод; б — отключенное положение разъединителя, установленного в ОРУ 110 кВ.
10*
292
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
На рис. 4-42, б показана установка подвесных разъединителей в ОРУ 500 кВ. На переднем плане видна экранирующая сетка над приводом разъединителя. Телескопический заземлитель имеет ручной червячный привод.
Привод разъединителя состоит из электрической лебедки с тросом, который надежно застопоривается как в отключенном, так и во включенном положении разъединителя. Привод имеет тормоз для предотвращения самопроизвольного включения разъединителя.
Подвесной разъединитель (конструкции инж. М. Л. Зеликипа) надежно включается и отключается при гололеде, обеспечивает значительную экономию металлоконструкций, изоляторов, ошинов ки. Капитальные затраты на сооружение ОРУ с подвесными разъединителями сокращаются примерно на 20% за счет уменьшения размеров ОРУ. Широкое распространение такие разъединители получили в ОРУ 330—500 кВ
(см. § 6-3, в).
Для электроустановок 1150 кВ разработаны разъединители двухколонковые с двумя телескопическими ножами, движущимися при включении в горизонтальной плоскости навстречу друг другу.
На рис. 4-43 (см. стр. 295) показан один полюс такого разъединителя в отключенном положении.
г) Короткозамыкатели и отделители
Корошкозамыкапгель — это коммутационный аппарат, предназначенный для создания искусственного к. з._в_ электрической цепи.
Короткозамыкатели применяются в упрощенных схемах подстанций (см. § 5-3, 5-7)“щя~ того, чтобы обеспечить отключение поврежденного трансформа- ’ тор а после Создания искусствен-’ ного..__к, з. действием" релейной защиты питающей линии.
В установках 35 кВ применяют два полюса короткозамы-
Рис. 4-42. Разъединитель
-р- отключенное положение; б — включенное
§ 4-6J Разъединители, короткозамыкатели, отделители 293
кателя, при срабатывании которых создается искусственное двухфазное к. з. В установках с заземленной нейтралью (110 кВ и выше) применяется один полюс короткозамыкатели (рис.4-44). Конструкция короткозамыкатели КЗ-35 показана на рис. 4-45. Привод коротко-замыкателей имеет пружину, которая обеспечивает включение за
подвесного типа (РПН).
положение разъединителя РПН, смонтированного на трансформаторах тока 500 кВ.
296
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Ж»;
механизм масляный бу-
установленные в цепи короткозамыкателя (рис. 4-44), проходит ток (см. § 7-2).
Отделители и короткозамыкатели открытой конструкции недостаточно надежно работают в неблагоприятных погодных условиях (мороз, гололед). В эксплуатации наблюдаются случаи их отказа в работе. Взамен этих конструкций разработаны отделители и короткозамыкатели с контактной системой, расположенной в закрытой камере, заполненной элегазом.
Кор откозамыкатели КЭ-110 и КЭ-220 выполняются в виде одного полюса. Полюс КЭ-110 (рис. 4-46) состоит из основания 5 и контактной камеры 2. В основании, изолированном от земли, расположен пружинный включения и фер. Утечки элегаза компенсируются связанного через фильтр с внутренней полостью контактной камеры. Давление контролируется по мано-вакуумметру. Пружинный привод ППК обеспечивает дистанционное включение и отключение короткозамыкателя. На заземляющей шинке 4 установлен трансформатор тока 7.
Контактная камера короткозамыкателя (рис. 4-47) имеет один разрыв 90 мм и состоит из фарфорового корпуса и двух вертикально расположенных электродов. Неподвижный контакт 2 имеет вывод для присоединения токоведущей шины. Подвижный контакт через гибкие связи соединен с заземляющей шиной. Полость контактной камеры заполнена элегазом (SFC) с избыточным давлением 0,3 МПа. Как было сказано выше, элегаз обладает высокой электрической прочностью. При атмосферном давлении его
из баллона,
Ж
Рис. 4-46. Короткозамыкатели закрытого типа с элегазовым наполнением КЭ-110.
/ — контактный вывод; 2 — контактная камера: 3 — гидравлический затвор; 4 — присоединение заземляющей шины: 5 — основание; 6 — макова-куумметр; 7 — трансформатор тока ТШЛ-0,5; 8 — привод; 9 — тяга; 10 — изолятор; 11 — баллон с элегазом: 12 — фильтр.
§ 4-G] Разъединители, короткозамыкатели, отделители 297
прочность в 2—3 раза выше воздуха, а при давлении 0,3 МПа прочность элегаза сравнима с прочностью чистого трансформаторного масла. Элегаз не горит и не поддерживает горения, поэтому аппараты с элегазом не опасны в отношении взрыва и пожара. При сни-
жении давления внутри камеры до атмосферного промежуток между контактами может держать, не пробиваясь, наибольшее рабочее напряжение. Герметичность камеры обеспечивается прокладками из резиновых колец между фарфоровыми корпусами и металлическими фланцами (на рисунке не показаны) и гидравлическим затвором в месте прохождения подвижной тяги.
Нижний контакт представляет собой стержень, экранированный цилиндром. Неподвижный контакт розеточного типа. Ламели контакта от обгорания защищены экраном.
В короткозамыкатёле на 220 кВ КЭ-220 две контактные камеры такой же конструкции.
, Отделитель закрытого исполнения с элегазовым наполнением (рис. 4-48) предназначен для отключения и включения токов намагничивания силовых трансформаторов и зарядных токов линий. Отделитель ОЭ-1Ю обеспечивает автоматическое включение и отключение.
Три полюса установлены на общем основании 9. Токоведущие провода присоединяются к контактным выводам на верхнем и среднем фланцах. Внутри контактной камеры находятся неподвижный контакт розеточного типа и полый подвижный контакт с экраном. Включение происходит за счет силы пружин привода НПО. Давление в контактах создается за счет
Рис. 4-47. Контактная камера короткозамыкателя КЗ-110.
/ — мешочек с силикагелем; 2 — неподвижный контакт; <3 — фарфоровый корпус: 4 — экран; 5 — подвижный контакт; 6 — гибкая связь;
7 — масляный гидрозатвор; 8 — сальниковое уплотнение.
сжатой пружины 4 и пружинящего розеточного контакта. Отключение происходит автоматически за счет отключающих пружин, расположенных в основании отделителя.
Специальных устройств для гашения дуги не предусмотрено, так как элегаз обладает высокой электрической прочностью, а отде-
298
Электрические аппараты и т'оковедущие части
[Гл. 4
литель предназначен для отключения токов не более 20 А. Разрыв между контактами в отключенном положении 90 мм. Избыточное давление элегаза в контактной камере 0,3 МПа, но даже при утечке элегаза и снижении давления до атмосферного промежуток между контактами может выдерживать, не пробиваясь, наибольшее рабо-
Рис. 4-48. Отделитель закрытый с элегазовым наполнением ОЭ-1 10/1000.
/ — верхний фланец; 2 — неподвижный контакт; 3 — экран; 4 — контактная пружина; 5 — подвижный контакт; 6 — изолирующая колонка; 7 — масляный гидрозатвор; 8 — основание: 9 — тяга к приводу; 10 — буфер; 11 — мановакуумметр; 12 — тяга к подвижному контакту.
чее напряжение 126 кВ. Для герметичного уплотнения подвижной тяги при выходе из Камеры используется масляный гидрозатвор 7 такой же конструкции, как в короткозамыкателе.
Контактная камера отделителя ПО кВ является модулем для аппаратов на более высокое напряжение. Так, в отделителе 220 кВ должно быть две камеры.
Достоинством короткозамыкателей и отделителей закрытого исполнения является четкая работа и малые времена включения (КЭ) и отключения (ОЭ).
§ 4-7J
Выключатели высокого напряжения
299
Выбор разъединителей и отделителей производится'.
по напряжению установки
^уст ^Аюм»
по току
Дорм Дюм> Лмаг Дюм*
по конструкции, роду установки; по электродинамической стойкости
Д ^== Др, О Л1,0^==^Пр. с»
где („р, г, /,,р. с — предельный сквозной ток к. з. (амплитуда и действующее значение); по термической стойкости
В,^Ц/Г,
где Вк — тепловой импульс по расчету, кА2 -с; /т —• предельный ток термической стойкости; /г —длительность протекания предельного тока термической стойкости.
; Короткозамыкатели выбираются по тем же условиям, но без про-
верки по току нагрузки.
f
4-7. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
а) Общие сведения
Выключатель — это коммутационный аппарат, предназначен- ный для включения и отключения тока.
' Выключатель является основным аппаратом в электрических
! установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответст-
I венной операцией является отключение токов к. з. и включение на существующее короткое замыкание.
К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:
надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);
быстрота действия, т. е. наименьшее время отключения;
пригодность для быстродействующего автоматического повтор-! ного включения, т. е. быстрое включение выключателя сразу же ! после отключения;
возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей ПО кВ и выше;
легкость ревизии и осмотра контактов;
; взрыво- и пожаробезопасность;
! удобство транспортировки и эксплуатации.
300
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток /,,ом и номинальное напряжение 67„ОМ.
В соответствии с ГОСТ-687-70 вы-
Рис. 4-49. 11ормирован1юс относительное значение апериодической составляющей.
тельное содержа в токе отключен вой рис. 4-49,
ключатели характеризуются следующими параметрами:
[.Номинальный ток отключения /отк> )10м—наибольший ток к. з. (действующее значение), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстанавливающегося напряжения и заданном цикле операций. В гл. 3 было показано, что ток к. з. состоит из периодической и апериодической составляющих. Номинальный ток отключения определяется действующим значением периодической составляющей в момент расхождения контактов.
2. Допустимое от посини е апериодического тока и я р„ом, которое определяется по кри-
Рном
*л. „ом
I 2 /отк. ном
Нормированное значение 011ОМ определяется для момента расхождения контактов
т = t3, min 4- tz, в = 0,01 4- /с> в (см. § 3-3).
3. В эксплуатации выключатель может неоднократно включаться на существующее к. з. с последующим отключением, поэтому для выключателей задается определенный цикл операций. Если выключатели предназначены для автоматического повторного включения (АПВ), то должны быть обеспечены циклы
О —/б —ВО—15 мин —О —/б —ВО;
О —/б —ВО — 180-ВО.
Выключатели без АПВ должны выдерживать цикл
О- 180-ВО- 180-ВО,
где О — операция отключения; ВО — операция включения и немедленного отключения; 180 — промежуток времени в секундах; /б — гарантируемая для выключателей минимальная бестоковая пауза при АПВ (время от погасания дуги до появления тока при
§ 4-7] -
Выключатели высокого напряжения
301
последующем включении). Для выключателей с АПВ /б должно быть в пределах 0,4—1,2 с; для выключателей с БАПВ 0,25—0,4 с.
4. Устойчивость при сквозных т о к а х к. з., которое характеризуется токами термической стойкости /т и предельным сквозным током /пр, с — действующее значение, ;npi с — амплитудное значение, которые выключатель выдерживает во включенном положении без повреждений, препятствующих дальнейшей работе.
5. Номинальный ток включения — ток к. з., который выключатель с соответствующим приводом способен включить без приваривания контактов и других повреждений при UHOV и заданном цикле. В каталогах дается действующее значение этого тока /,.кл.,10м и амплитудное значение 1ГКЛ.,|ОМ.
Выключатели конструируются таким образом, что соблюдаются условия:
Дкл. НОМ ОГК, 11ОМ> 1*ВКЛ. ном 1 И 2 /отк, ном-
6. Собственное время отключения tCi „ — промежуток времени от момента подачи команды на отключение до момента начала расхождения дугогаснтелыгых контактов.
Время отключения t0. п — промежуток времени от подачи команды на отключение до момента погасания дуги во всех полюсах.
Время включения /в. в — промежуток времени от момента подачи команды на включение до возникновения тока в цепи.
7. Параметры восстанавливающегося напряжения при номинальном токе отключения — скорость восстанавливающегося напряжения, нормированная кривая, коэффициент превышения амплитуды и восстанавливающегося напряжения.
Выключатели на номинальное напряжение 110 кВ и вышедолжны отключать неудаленные к. з. (0,5—5 км от места установки выключателя) при токе к. з., не превышающем номинальный ток отключения.
Основными конструктивными частями выключателей являются: контактная система с. дугогасительным устройством, токоведущие части, корпус, изоляционная конструкция и приводной механизм.
По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей: масляные баковые (масляные многообъемные), маломасляные (масляные малообъемные), воздушные, элегазовые, электромагнитные, автогазов ы е, вакуумные выключатели. К особой группе относятся выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение токов нормального режима.
По роду установки различают выключатели для внутренней, наружной установки и для комплектных распределительных уст
302
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
ройств. По степени быстродействия на отключение (/с,,.) выключатели могут быть: сверхбыстродействующие Д,, < 0,06 с; быстродействующие „ — 0,06 — 0,08 с; ускоренного действия tc, „ == 0,08 4-0,12 с; небысгродействующие t.,„ — 0,12 4- 0,25 с.
Ниже рассматриваются некоторые типы выключателей, выпускаемых в СССР.
б) Масляные баковые выключатели
Рис. 4-50. Схематический разрез масляного бакового выключателя.
1 — стальной бак; 2 — масло; 3 — крышка; 4 --- проходной изолятор;
5 — отключающая пружина; 6 — вал выключателя; 7 — неподвижные контакты; 8 — подвижные контакты (траверса); 9 — изоляция стенок бака.
В масляных баковых выключателях масло служит для гашения дуги и изоляции токоведущих частей.
При напряжении до 10 кВ (в некоторых типах выключателей до 35 кВ) выключатель имеет один бак, в котором находятся контакты всех трех фаз, при большем напряжении для каждой фазы предусматривается свой бак.
На рис. 4-50 схематически показан баковый выключатель без специальных устройств для гашения дуги. Стальной бак 1 выклю- • чателя подвешен к литой чугунной крышке 3 с помощью болтов. Через крышку проходят шесть фарфоровых изоляторов 4, на нижних концах токоведущих стержней которых закреплены неподвижно контакты 7. Подвижные контакты 8 находятся на- контактном мосте или траверсе. Движение им передается с помощью изолирующей тяги от приводного механизма, расположенного под крышкой выключателя. Во включенном положении траверса поднята и контактный мост замыкает цепь между неподвижными контактами. При этом отключающая пружина 5 сжата. Выключатель во включенном положении удерживается защелкой привода, с которым он связан валом 6.
При отключении автоматически или вручную освобождается защелка и под действием пружины траверса быстро опускается вниз (скорость движения достигает 1,5—2,7 м/с). При этом образуется разрыв цепи в двух точках на каждом полюсе выключателя. Возникшие дуги разлагают и испаряют масло 2, образуется газопаровой пузырь, содержащий до 70% водорода. Давление внутри пузыря
§ 4-7J
Выключатели высокого напряжения
303
достигает 0,5—1 МПа, что повышает деионизирующую способность газов. Дуга гаснет через 0,08—0,1 с. На стенках бака имеются защитные изоляционные покрытия 9.
Как показано на рис. 4-50, масло в бак выключателя заливается не полностью, под крышкой остается воздушная подушка. Это необходимо, чтобы уменьшить силу удара в крышку выключателя, обусловленного высоким давлением, возникающим в процессе гашения дуги.
Если уровень масла будет недопустимо низок, то газы попадут под крышку сильно нагретыми, что может вызвать взрыв смеси водорода с воздухом.
В рассмотренном выключателе нет никаких специальных устройств для гашения дуги, поэтому отключающая способность его невелика. Выключатели такой конструкции (ВМБ-10, ВМЭ-6, ВМЭ-10, ВС-10) применяются в установках 6—10 кВ, но в настоящее время они вытесняются маломасляными выключателями.
Для наружных установок напряжением 35 кВ и выше баковые масляные выключатели благодаря простоте конструкции применяются достаточно широко и в настоящее время. В отличие от простейшего рассмотренного выключателя они имеют специальные устройства — гасительные камеры.
По принципу действия дугогасительные устройства можно разделить на три группы:
с автодутьем, в которых высокое давление и большая скорость движения газа в зоне дуги создаются за счет выделяющейся в дуге энергии;
с принудительным масляным д у т ь е м, у которых к месту разрыва масло нагнетается с помощью специальных гидравлических механизмов;
с магнитным гашением в масле, в которых дуга под действием магнитного поля перемещается в узкие каналы и щели.
Наиболее эффективными и простыми являются дугогасптельные устройства с автодутьем. Следует отметить, что устройства с автодутьем работают тем эффективнее, чем больше ток в дуге. При отключении малых токов давление газов может оказаться незначительным, вследствие чего дутье будет неэнергичным, что приведет к затягиванию гашения дуги. По этой причине некоторые гасительные устройства с автодутьем дополнены принудительным масляным дутьем, которое обеспечивает гашение малых токов.
Дугогасптельные устройства в виде жестких камер обычно закрепляются на нижнем конце токоведущего стержня ввода высокого напряжения (см. рис. 4-53). В некоторых выключателях дуго-гасительная камера укрепляется на нижней части штанги (рис. 4-51). В камере может быть один или несколько разрывов в зависимости от номинального напряжения выключателя. Чем выше напряжение,
304
Электрические аппараты и токоеедущие части
[Гл. 4
Рис. 4-51. Баковый масляный выключатель С-35-630-10.
а — общий вид: / — полюс выключателя; 2 — привод: 3 — лебедка; б — разрез полюса: / — ввод; 2 — крышка; 3 — каркас; 4 — направляющее устройство; 5 — неподвижный контакт: 6 — подвижная дугогасительная камера; 7 — бак; 8 — устройство подогрева бака; 9 — штанга; 10 — трансформатор тока ТВ-35/10.
1
§ 4-7J Выключатели высокого напряжения 305
тем больше необходимо разрывов. Для равномерного распределения напряжения между основными разрывами параллельно им включаемся шунтирующее сопротивление. После гашения дуги на основных разрывах ток, проходящий через шунтирующие сопротивления, гасится на вспомогательных разрывах, обычно вне камеры
В дугогасительных устройствах с помощью изоляционных пластин и выхлопных отверстий создаются рабочие каналы, по которым происходит движение масла и газов (дутье). В зависимости от расположения каналов различаю! камеры с поперечным, продольным и встречно-поперечным дутьем.
В баковых выключателях на 35 кВ типа С-35-630-10 на каждый полюс имеется одна двухразрывная подвижная камера. Каждый полюс собран на массиьной чугунной крышке 2 (рис. 4-51, б). К крышке подвешивается бак, внутренние стенки которого изолированы электрокартоном. Под крышкой установлен приводной механизм с системой рычагов, обеспечивающий прямолинейное движение штанги. Механизмы всех трех полюсов соединены тягами между собой и с приводом выключателя. Через отверстие в крышках пропущены вводы, па концах которых укреплены неподвижные Г-образные контакты с металлокерамическими нанайками. На каждом вводе под крышкой установлен встроенный трансформатор тока. К нижней части штанги из изолирующего материала прикреплена дугогасительная камера, состоящая из двух корпусов, соединенных стяжными болтами. На рис. 4-52, а показан корпус дугогасительной камеры. Внутренняя полость камеры облицована дугостойким изоляционным материалом. В камере установлен подвижный контакт 6 в виде перемычки, опирающийся на четыре контактные пружины 7. В местах соприкосновения с неподвижным контактом 8 напаяны металлокерамические пластины. При отключении штанга / опускается вниз вместе с камерой 4, в результате чего образуются два разрыва и загорается дуга в камере (рис. 4-52, б). Давление в камере резко возрастает и, как только откроются выхлопные отверстия 5, создается поперечное дутье. При отключении больших токов это дутье энергично и дуга гаснет. Если отключаются малые токи, то после выхода неподвижных контактов из ка-меры (рис. 4-52, в) через выхлопные отверстия 3 создается продольное дутье, обеспечивающее гашение, дуги. В дугогасительном устройстве есть воздушная подушка — небольшая металлическая камера 2, заполненная воздухом и сообщающаяся с основным объемом дугогасителькой камеры, заполненной маслом. В продольном разрезе камеры каналов, по которым осуществляется эта связь, не видно. В первый момент загорания дуги, когда давление резко возрастает, часть масла сжимает воздух, это несколько снижает удар в стенки камеры, а в моменты, когда ток в дуге проходит через нуль и давление в области дуги уменьшается, сжатый воздух выталкивает масло и создает дополнительное дутье.
336
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
307
После гашения дуги продукты разложения масла выходят из камеры, проходят слой масла в баке, охлаждаются и через специальные газоотводы в крышках выбрасываются наружу. Камера заполняется маслом, и выключатель готов к следующему циклу операций.
Кроме серии выключателей С-35 заводом «Уралэлектротяжмаш» изготовляются баковые масляные выключатели серии «Урал» У-35, У-110, У-220. Выключатели этих серий рассчитаны на номинальные токи 2000 и 3200 А и токи отключения до 50 кА. Габариты выключателей значительно уменьшены за счет применения современных материалов и пластмасс. Так, выключатель старой серии МКП-220 мощностью отключения 7000 МВ -А имел высоту 8295 мм и бак диаметром 2500 мм, а выключатель новой серин У-220 с мощностью отключения 25 000 МВ -А имеет высоту 7015 мм, а диаметр бака 1800 мм.
На рис. 4-53 показан разрез полюса выключателя У-110-2000-40 ((/„ом НО кВ; /,10м = 2000 А; /О1К„ОМ = 40 кА) и камера поперечного газового автодутья, применяемая в этих выключателях. У выключателя имеются два разрыва внутри гасительной камеры и один внешний в баке, т. е. на полюс — четыре разрыва в камерах и два в баке.
При отключении, когда траверса выключателя перемещается вниз, вместе с ней перемещаются подвижные контакты 7 (рис. 4-53, б). Образуются два разрыва между неподвижными контактами 4 и 5 и подвижными контактами 7. Масло разлагается, а так как объем камеры мал, то в течение сотой доли секунды давление возрастает до нескольких сотен пыотон на квадратный сантиметр. Когда подвижный контакт откроет дутьевую щель 10, начинается интенсивный обдув дуги выходящими газами. Дуга гаснет при первом переходе тока через пуль после открытия щели. Вторая щель в дугогасительной решетке обеспечивает подпор масла при отключении небольших токов к. з. Для выравнивания напряжения по разрывам и облегчения гашения дуги емкостных токов камеры шунтированы активным сопротивлением 750 Ом. После гашения дуги на основных разрывах в камерах образуется дуга между внешним подвижным контактом 12 и подвижной траверсой выключателя. Ток в этой дуге невелик, так как в цепь включены шунтирующие сопротивления. Дуга гаснет в простом разрыве в масле.
В баковых выключателях предусматривается нагревательное устройство 10 (рис. 4-53, а), которое включается при низких температурах воздуха (—15°С и ниже). Это необходимо, чтобы не снижалась скорость перемещения подвижных частей выключателя при увеличении вязкости масла.
Основным недостатком баковых выключателей является большой объем масла. С целью уменьшения объема применяют чечевицеобразные баки и вводы высокого напряжения конденсаторного тина,
308
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
а) 6)
Рис. 4-53. Выключатель баковый масляный серии У.
а — разрез полюса выключателя У-1 10-2000-40; / — бак; 2 — траверса с подвижным контактом; 3 — дугогасительное устройство; 4 — направляющее устройство; 5 — изоляция бака; 6 — трансформатор тока; 7 — маслоуказатель ввода; 8 — механизм выключателя; 9 — ввод маслонаполненный; 10 — устройство для подогрева масла; б — камера с поперечным газовым автодутьем и подпором масла в решетках; / — кольцо держателя проходной втулки; 2 — держатель; 3 — корпус камеры; 4 — верхний неподвижный контакт; 5 — промежуточный контакт; 6 — экран; 7 — подвижные контакты: 8 — дугога-сительпые решетки; 9 — резиновые прокладки; 10, II — дутьевые щели; 12 — внешний подвижный контакт; 13 — изолированная часть второго подвижного контакта.
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
309
диаметр которых значительно меньше, чем маслобарьерных. Для уменьшения размеров бака вводы располагаются в специальных цилиндрах, приваренных к баку. Для уменьшения времени включения баковых выключателей применяют пневматические и пневмогидравлические приводы.
Основные преимущества баковых выключателей:
простота конструкции, высокая отключающая способность; пригодность для наружной установки; возможность установки встроенных трансформаторов тока.
Недостатки баковых выключателей:
взрыво- и пожароопасность; необходимость периодического контроля за состоянием и уровнем масла в баке и вводах; большой объем масла, что обусловливает большую затрату времени на его замену, необходимость больших запасов масла; непригодность для установки внутри помещений; непригодность для выполнения быстродействующего АПВ; большая затрата металла, большая масса, неудобство перевозки, монтажа и наладки.
в) Маломасляные выключатели
Маломасляные выключатели (горшковые) получили широкое распространение в закрытых и открытых распределительных устройствах всех напряжений. Масло в этих выключателях в основном служит дугогасящей средой и только частично изоляцией между разомкнутыми контактами. Изоляция токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Контакты выключателей для внутренней установки находятся в стальном бачке (горшке), отсюда сохранилось название выключателей «горшковые», Маломасляные выключатели напряжением 35 кВ и выше имеют фарфоровый корпус. Самое широкое применение имеют выключатели 6—10 кВ подвесного типа (рис. 4-54, а, б). В этих выключателях корпус крепится на фарфоровых изоляторах к общей раме для всех трех полюсов. В каждом полюсе предусмотрен один разрыв контактов и дугогасительная камера.
По типу, показанному на рис. 4-54, а, изготовляются выключатели ВМГ-10 (выключатель масляный горшковый), а ранее изготовлялись выключатели ВМГ-133.
По конструктивной схеме, приведенной на рис. 4-54, б, изготовляются выключатели серии ВМП (выключатель маломасляный подвесной). При больших номинальных токах обойтись одной парой контактов (которые выполняют роль рабочих и дугогасительных) трудно, поэтому предусматривают рабочие контакты снаружи выключателя, а дугогасительные — внутри металлического бачка (рис. 4-54, в). При больших отключаемых токах на каждый полюс имеется два дугогасительных разрыва (рис. 4-54, г). По такой схеме
310
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
выполняются выключатели серий МГГ и МГ на напряжение до 20 кВ включительно. Массивные внешние рабочие контакты 4 позволяют рассчитать выключатель на большие номинальные токи (до 9500 А). При напряжениях 35 кВ и выше корпус выключателя выполняется фарфоровым (рис. 4-54, д, серия ВМК — выключатель маломасля-
Рис. 4-54. Конструктивные схемы маломасляных выключателей.
1 — подвижный контакт; 2 — дугогасительная камера; 3 — неподвижный контакт;
4 — рабочие контакты.
ный колонковый). В выключателях 35, ПО кВ предусмотрен один разрыв на полюс, при больших напряжениях—два разрыва и более.
Рассмотрим подробнее конструкции некоторых маломасляных выключателей.
Выключатели серии ВМП широко применяются в комплектных и закрытых распределительных устройствах 6—10 кВ (рис. 4-55). Эти выключатели имеют различное исполнение в зависимости от их назначения. Первые выпуски типов ВМП-10к предназначались для КРУ, привод к ним поставлялся отдельно. Позднее появились выключатели с встроенным пружинным или электромагнитным приводом типов ВМПП и ВМПЭ. Серия этих выключателей рассчитана на
§ 4-7)
Выключатели высокого напряжения
311
номинальные токи до 3200 А, а токи отключения —до 31,5 кА. Выключатели на 3200 А имеют два параллельных токовых контура — рабочий и дугогасительный (рис. 4-54, в). Дугогасительный контур размещен в изоляционном цилиндре с маслом и имеет такое же устройство, как у ВМП-10 на меньшие токи. Контакты рабочего контура расположены снаружи. Внутреннее устройство полюса для всей серии выключателей одинаково (рпс. 4-56). Полюс выключа-
Рис. 4-55. Общин вид выключателя ВМП-10.
/ — корпус выключателя; 2 — опорный изолятор; 3 — стальная рама; 4 — изоляционная тяга; 5 — масляный буфер; 6 — аал выключателя; 7 — междуполюсные изоляционные перегородки.
теля состоит из прочного влагостойкого изоляционного цилиндра 5 (стеклоэпоксидный пластик), торцы которого армируются металлическими фланцами. На верхнем фланце изоляционного цилиндра укреплен корпус из алюминиевого сплава, внутри которого расположены: приводной выпрямляющий механизм, подвижный контактный стержень, роликовое токосъемное устройство и маслоотделитель. Нижний фланец из силумина закрывается крышкой, внутри которой вмонтирован розеточный контакт, а снаружи пробка для спуска масла. Внутри цилиндра над розеточным контактом имеется гасительная камера, собранная из изоляционных пластин с фигурными отверстиями. Набором пластин создаются три поперечных ка-
312
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Рис. 4-56. Разрез полюса выключателя ВМП-10.
а — положение «Отключено»; / — нижний вывод и крышка выключателя: 2 — неподвижный контакт; 3 — воздушная подушка; 4 — гасительная камера; 5 — изоляционный цилиндр; 6 — верхний вывод; 7 — роликовый токосъемный контакт; 8 — маслоотделяющее устройство; 9 — кпышка; 10 — приводной выпрямляющий механизм; // — направляющий стержень; 12 — подвижный контакт; 13 — маслоукаэатель; б — гасительная камера в положении «включено»; в — гасительная камера в процессе отключения.
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
313
нала и масляные карманы. Во включенном положении контактный стержень находится в розеточном контакте (рис. 4-56, б). При отключении привод освобождает отключающую пружину, находящуюся в раме выключателя, и под действием ее силы вал выключателя 6 повертывается, движение передается изоляционной тяге 4 (рис. 4-55), а от нее приводному механизму 10 (рис. 4-56) и контактному стержню, который движется вверх. При размыкании контактов возникает дуга, испаряющая и разлагающая масло. В первые моменты контактный стержень закрывает поперечные каналы дугогасительной камеры, поэтому давление резко возрастает, часть масла заполняет буферный объем, сжимая в нем воздух. Как только стержень открывает первый поперечный канал, создается поперечное дутье-газами и парами масла. При переходе тока через нуль давление в газопаровом пузыре снижается и сжатый воздух буферного объема, действуя подобно поршню, нагнетает масло в область дуги (рис. 4-56, в).
При отключении больших токов образуется энергичное поперечное дутье и дуга гаснет в нижней части камеры. При отключении малых токов дуга тянется за стержнем и в верхней части камеры испаряется масло в карманах, создавая встречно-радиальное дутье, а затем при выходе стержня из камеры — продольное дутье. Время гашения дуги при отключении больших и малых токов не превосходит 0,015—0,025 с.
Для повышения стойкости контактов к действию электрической дуги и увеличения срока их службы съемный наконечник подвижного контакта и верхние торцы ламелей неподвижного контакта облицованы дугостойкой металлокерамикой.
После гашения дуги пары и газы попадают в верхнюю часть корпуса, где пары масла конденсируются, а газ выходит наружу через отверстие в крышке. Когда камера заполнится маслом, выключатель готов для выполнения следующего цикла операций. Бестоковая пауза при АПВ для этих выключателей довольно большая — 0,5 с.
В выключателе ВМП-10 всего 4,5 кг масла. Контроль за уровнем масла в цилиндре производится по маслоуказателю. Качество масла должно отвечать обычным требованиям к изоляционному маслу. Если масло будет сильно загрязнено, а каналы камеры обуглены, то станет возможным перекрытие между контактами в отключенном положении выключателя.
Для смягчения удара при включении выключателя в раме имеется масляный буфер 5 (рис. 4-55). Там же расположен пружинный буфер, смягчающий удар при отключении.
Выключатели серий МГГ, МГ и ВГМ изготовляются на большие номинальные токи по конструктивной схеме, показанной на рис. 4-54, г. Выключатели этих серий имеют два стальных бачка на полюс и по две пары рабочих и дугогасительных контактов. Мощные
314
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
рабочие контакты позволяют увеличить номинальный ток этих выключателей, а двукратный разрыв тока и специальные камеры гашения приводят к увеличению отключающей способности.
На рис. 4-57 показан выключатель ВГМ-20. Шесть бачков этого выключателя крепятся на изоляторах к металлическому основанию 1, внутри которого расположены рычажный приводной механизм, отключающие пружины, масляный и пружинный буфер. В каждом бачке имеются дугогасптельные контакты и камера встречно-поперечного дутья (см. рис. 4-59). Газы и пары масла, образовавшиеся при гашении дуги, поступают в маслоотделитель 4, заполненный фарфоровыми шариками. Масло конденсируется и попадает обратно в бачок, а газы через выхлопной конец газоотвода 12 выбрасываются наружу. Ошиновка распределительного устройства через гибкие компенсаторы присоединяется к выводам коробчатого профиля 7. На крайних фазах установлены магнитопроводы 5 из электротехнической стали, которые обеспечивают равномерное токорас-пределение по контактным системам. Главные контакты (ножи) расположены снаружи на траверсе 6 и связаны изоляционной тягой 9 с приводным механизмом.
В выключателях этой серии два контура тока: главный и дугогасительный (рис. 4-58). Ток главного контура проходит от внешних контактов 1 по крышкам цилиндров, по главным рабочим контактам 2 первого и второго баков. Ток дугогасительного контура проходит по крышке 3, медным скобам, соединяющим крышку с баком, в стенки бака, в розеточный контакт 7, дугогасительный стержень 6 первого бака по траверсе в дугогасительный стержень второго бака и по стенкам этого бака к крышке.
Когда выключатель включен, большая часть тока проходит по главному контуру вследствие меньшего сопротивления цепи.
Выключатели МГ-10 и МГ-20 допускают токи 5000 и 6000 А, а с применением принудительного обдува вентилятором — 9000 и 9500 А соответственно. Выключатель ВГМ рассчитан на номинальный ток 11 200 А без искусственного охлаждения благодаря применению токоведущего контура из тонкостенных коробчатых профилей.
При отключении выключателя сначала размыкаются рабочие контакты, но дуги между ними не образуется, так как ток продолжает проходить в дугогасительном контуре. При включении первыми замыкаются дугогасптельные контакты, а затем рабочие.
Дугогасителыюе устройство состоит из трех отсеков, выполненных из ряда изоляционных дисков 3 с фасонными вырезами, скрепленных штифтами и шпильками. На рис. 4-59 показаны разрезы камеры по двум взаимно перпендикулярным плоскостям. Нижний отсек Н собран из дисков с двумя дутьевыми и выхлопными отверстиями в форме сопл (разрез А-А на рис. 4-59). Верхний отсек В состоит из дисков с вырезами, образующими карманы 4, в которых
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
315
912
316
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Рис. 4-58. Схема электрическая функциональная выключателя ВГМ.
а — включенное положение; б — момент отключения; / — контакты; 2 — ножи главных контактов; 3 — крышка; 4 — медная скоба; 5 — бак; 6 — дугогасительный стержень; 7 — розеточный контакт.
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
317
содержится значительное количество масла. Этими же дисками создаются буферные объемы 2 и дутьевые каналы. Когда все диски и перегородки между ними собраны, то образуются два вертикальных выхлопных канала 5 и дутьевые каналы 6, видные в разрезе 4-59, б.
При отключении под действием мощных пружин, усилие которых передается через изолирующую тягу траверсе, контактный стержень 7 выходит из розетки неподвижного контакта 1 и движется вверх. При размыкании образуется дуга в нижнем отсеке, а затем в среднем. Давление газопаровой смеси вокруг дуги в среднем отсеке выше, так как сечение выхлопных каналов меньше, поэтому создается масляное дутье из среднего отсека в нижний по каналам 9 (рис. 4-59, б). Одновременно газопаровая смесь нижнего отсека создает дутье в выхлопной капал 8 (рис. 4-59, а). Таким образом, направление дутья встречное и поперек дуги. В месте горения дуги создается давление до 8 МПа, что способствует интенсивному
318
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
1820
Рис. 4-60. Выключатель ВМК-35В.
/ — блок пневматического управления; 2 — трубка; 3 — опорная часть; 4 — дугогасителъная часть; 5 — основание; воздушный резервуар; 7 — верхний вывод; 8 — нижний вывод; 9 — плита; 10 — опорные стойки.
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
319
дутыо. Для уменьшения давления при отключении больших токов в верхнем отсеке имеются буферные объемы 2. При больших и средних значениях отключаемых токов гашение дуги осуществляется в нижнем и среднем отсеках. При малых токах гашение дуги происходит в масляных карманах верхнего отсека. Продолжительность горения дуги в таких выключателях 0,02 — 0,05 с. Камера встречно-поперечного дутья позволяет отключать токи к. з. до 105 кА.
Для управления выключателями этой серии применяются электромагнитные приводы ПС-31 или пневматические ПВ.
Выключатели масляные колонковые серии ВМК, разработанные ВЭИ, применяются в установках 35 и 110 кВ. Выключатель ВМК-35В имеет три колонки, состоящие из опорных и дугогасительных частей, смонтированные на основании (рис. 4-60). На основании установлены пневматический привод, механизм передачи движения от него к подвижным контактам, буферное устройство и подогреватели. Внутри опорных изоляторов проходят изоляционные тяги к контактным стержням. В верхних изоляторах расположены неподвижные контакты и дугогасительиая камера в стеклоэпок-сидном цилиндре, воспринимающем механическую нагрузку. Полюс закрыт силуминовой головкой, внутри которой находится маслоотделитель, а снаружи —• маслоуказательное стекло и контактный вывод. В трех колонках выключателя ВМК-35 находится 100 кг масла.
Включение выключателя произ-
Рис. 4-61. Дугогасительная камера маломасляного выключателя ВМК-ПО.
/ — контактная головка; 2 — неподвижный розеточный контакт;
3 — текстолитовый диск; 4 — масляные карманы; 5 — дутьевые диски; 6 — гетинаксовые диски; 7 — стеклоэпоксидный цилиндр; 8 — гайка текстолитовая; 9 — подвижный контакт.
водится пневматическим приводом, работающим на сжатом воздухе давлением 0,7 МПа.
Конструкция маломасляных выключателей 35 кВ и выше продол-
жает совершенствоваться с целью увеличения номинальных токов
320
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
и отключающей способности. В мировой практике маломасляные выключатели изготовляются на напряжения до 420 кВ.
На рис. 4-61 показана дугогасительная камера маломасляного выключателя в процессе гашения дуги.
Достоинствами маломасляных выключателей являются: небольшое количество масла; относительно малая масса; более удобный, чем у баковых выключателей, доступ к дугогасительным контактам; возможность создания серии выключателей на разное напряжение с применением унифицированных узлов.
Недостатки маломасляных выключателей: взрыво- и пожароопасность, хотя и значительно меньшая, чем у баковых выключателей; невозможность осуществления быстродействующего АПВ; необходимость периодического контроля, доливки, относительно частой замены масла в дугогасительных бачках; трудность установки встроенных трансформаторов тока; относительно малая отключающая способность.
Область применения маломасляных выключателей — закрытые распределительные устройства электростанций и подстанций 6, 10, 20, 35 и ПО кВ, комплектные распределительные устройства 6, 10 и 35 кВ и открытые распределительные устройства 35 и 110 кВ.
г) Воздушные выключатели
В воздушных выключателях гашение дуги происходит сжатым воздухом, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами.
Конструктивные схемы воздушных выключателей различны и зависят от их номинального напряжения, способа создания изоляционного промежутка между контактами в отключенном положении, способа подачи сжатого воздуха в дугогасительное устройство.
В выключателях на большие номинальные токи (рис. 4-62, а, б) имеется главный и дугогасительный контур подобно маломасляным выключателям МГ и МГГ. Основная часть тока во включенном положении выключателя проходит по главным контактам 4, расположенным открыто. При отключении выключателя главные контакты размыкаются первыми, после чего весь ток проходит по дугогасительным контактам, заключенным в камере 2. К моменту размыкания этих контактов в камеру подается сжатый воздух из резервуара 1, создается мощное дутье, гасящее дугу. Дутье может быть продольным (рис. 4-62, а) или поперечным (рис. 4-62, б). Необходимый изоляционный промежуток между контактами в отключенном положении создается в дугогасительной камере путем разведения контактов на достаточное расстояние (рис. 4-62, б) или специальным отделителем 5, расположенным открыто (рис. 4-62, а). После отключения отделителя 5 прекращается подача сжатого воздуха в камеры и ду-
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
321
погасительные контакты замыкаются. Выключатели, выполненные по такой конструктивной схеме, изготовляются для внутренней установки на напряжение 15 и 20 кВ и ток до 20 000 А (серия ВВГ).
В выключателях для открытой установки дугогасительная камера расположена внутри фарфорового изолятора, причем на напряжение 35 кВ достаточно иметь один разрыв на фазу (рис. 4-62, в),
Рис. 4-62. Конструктивные схемы воздушных выключателей.
1 — резервуар со сжатым воздухом; 2 — дугогасительпая камера; 3 — шунтирующий резистор; 4 — главные контакты; 5 — отделитель; 6 — емкостный делитель напряжения.
на ПО кВ —два разрыва на фазу (рис. 4-62, г). Различие между этими конструкциями состоит в том, что в выключателе 35 кВ изоляционный промежуток создается в дугогасительной камере 2, а в выключателях напряжением ПО кВ и выше после гашения дуги размыкаются контакты отделителя 5 и камера отделителя остается заполненной сжатым воздухом на все время отключенного положения. При этом в дугогасительную камеру сжатый воздух не подается и контакты в ней замыкаются. По конструктивной схеме рис. 4-62, г созданы выключатели серин ВВ на напряжение до 500 кВ. Чем выше номинальное напряжение и чем больше отключаемая мощ-
11 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
322 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
шить, тем больше разрывов необходимо имен» в дугогасительпой камере и в отделителе (на 330 кВ — восемь; на 500 кВ — десять).
В рассмотренных конструкциях воздух подается в дугогаси-тельные камеры на резервуара, расположенного около основания выключателя. Если контактную систему поместить в резервуар сжатого воздуха, изолированный от земли, то скорость гашения дуги значительно увеличится. Такой принцип заложен в основу серии выключателей ВВВ (рис. 4-62, д). В этих выключателях нег отделителя. При отключении выключателя дугогасительная камера 2, являющаяся одновременно резервуаром сжатого воздуха, сообщается с атмосферой через дутьевые клапаны, благодаря чему создается дутье, гасящее дугу. В отключенном положении контакты находятся в среде сжатого воздуха. По такой конструктивной схеме созданы выключатели до 750 кВ. Количество дугогасительных камер (модулей) зависит от напряжения (110 кВ —одна; 220 кВ — две; 330 кВ — четыре; 500 кВ — шесть; 750 кВ — восемь).
Для равномерного распределения напряжения по разрывам используются омические 3 и емкостные 6 делители напряжения.
Рассмотрим более подробно конструкции некоторых воздушных выключателей.
В о з д у ш н ы й выключатель ВВГ-20 предназначен для установки в цепях мощных генераторов и рассчитан па ток до 20 000 А (рис. 4-63).
Главный токоведущий контур состоит из контактных выводов 4 и разъединителя 5. Дугогасительный контур состоит из двух камер 3 и 8, резисторов 2, отделителя 5. Последовательно с резистором 2 второй камеры включена вспомогательная камера 6 со своим резистором 7 и искровым промежутком. Во включенном положении основная часть тока проходит по главному контуру.
Отключение происходит в следующем порядке: размыкаются контакты разъединителя 5 и весь ток переходит в дугогасительный контур, где размыкаются дугогасительные контакты в камерах 3 и 8. К этому моменту в камеры подается сжатый воздух (давление 2 МПа), создающий продольное дутье, в результате чего дуга гаснет через 0,01 с. Ток, проходящий через резисторы 2, разрывается контактами вспомогательной камеры 6. При этом возможны два случая. Если выключатель отключает большой ток к. з., а реактивное сопротивление цепи значительно меньше активного сопротивления шунтирующих резисторов 2, то скорость восстанавливающегося напряжения мала и процесс отключения заканчивается гашением дуги па контактах вспомогательной камеры. Если выключатель отключает ток в цепи с большим индуктивным сопротивлением, которое соизмеримо или больше активного сопротивления резисторов, то скорость восстанавливающегося напряжения па контактах вспомогательной камеры велика. В этом случае после гашения дуги па контактах камеры 6 пробивается искровой промежуток и парал-
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
323
лсльно контактам включается шунтирующий резистор 7. При последующем переходе тока через нуль дуга на искровом промежутке гасится потоком воздуха.
I (оследннм отключается нож отделителя, создавая окончательный разрыв цепи.
Ряс. 4-G3. Воздушный выключатель ВВГ-20.
а — общин вид; б — схема элоктр 1«еская функциональная; / — изолятор опорный; 2 — пезнсгоры; ./ - ду| огаси гольпа я камора оспенная норная; 4 — выводы коныктпые; 5 — ножи разъединителя; 6 — камора вспомог лтсльиая; 7 — резистор; 8 — дукн'аси-тельная камера основная вторая; 9 — отделитель.
11*
324
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
После отключения отделителя прекращается подача воздуха в камеры 3 и 8 и подвижные контакты под действием пружин возвращаются во включенное положение. Полное время отключения этого выключателя 0,17 с.
При включении сначала замыкается нож отделителя .9, а затем нож разъединителя 5.
2145
Рис. 4-64. Воздушный выключатель ВВЫ 110-6.
/ — резервуар со сжатым воздухом; 2 — дутьевой клапан камеры; 3 — опорный изолятор; 4 —ду?о1 асптсльная камера; 5 — отделитель; 6 — соединигельная токоведущая труба; 7 — опорный изолятор; 8 — дутьевой клапан отделителя; 9 — шкаф управления пол юсом.
Выполнение операций включения и отключения, последовательность работы отдельных узлов обеспечиваются пневматической системой полюса. Рассмотренный выключатель не предназначен для АПВ.
В цепях генераторов находят применение специальные выключатели (В Н С Г) £/||0М = 15 кВ, рассчитанные на включение генераторов при самосинхронизации (гвкл = 115 кА), выдерживающие большие сквозные трки к.з. (i„p> с — 480 кА). Таким выключателем можно включать и отключать генератор под нагрузкой (/,10м = 12 000 А), а также отключать токи к. з. до 31,5 кА. Выключатель ВНСГ компактно встраивается в комплектный токо-
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
325
провод. Гашение дуги осуществляется сжатым воздухом, имеющим давление 0,6 МПа.
Воздушные выключатели ВВ изготовляются на напряжение ПО—500 кВ. Все выключатели этой серии имеют дугогасительные камеры, расположенные вертикально на опорном изоляторе, и отделители воздухонаполненного типа. Количество тех и
других камер зависит от напряжения выключателя и его номиналь
ного тока отключения. На рис. 4-64 показан выключатель на ПО кВ с номинальной мощностью отключения 6000 МВ - А. Каждый полюс выключателя расположен на резервуаре со сжатым воздухом (2 МПа). На резервуаре расположен шкаф управления полюса. Каждый полюс может включаться и отключаться самостоятельно, поэтому воздушные выключатели могут использоваться для однофазного АПВ.
Выключатели 220 кВ и выше имеют омический делитель для выравнивания напряжения по разрывам гасительной камеры и емкостный делитель для выравнивания напряжения между контактами отделителя.
Выключатели ВВ на разные напряжения имеют однотипные дугогасительные камеры (рис. 4-65). Каждый элемент состоит нз фарфорового изолятора, внут-
Рис. 4-65. Конструктивная схема элемента дугогасительной камеры.
ри которого находятся непод-
вижный контакт 3 с дугосъемом 2 и подвижный контакт 4. Подвижный контакт может перемещаться сжатым воздухом внутри корпуса с помощью поршневого механизма. Пружина 8 стремится опустить подвижный контакт вниз. Переход тока с подвижного контакта на латунный корпус осуществляется скользящими контактами 5. Внутренние полости контактов гасительной камеры сообщаются с атмосферой через выхлопные каналы, расположенные внутри фланцев / изоляторов.
При отключении выключателя сжатый воздух подается в камеру, давление в ней возрастает, так как связи с атмосферой нет. Через специальные отверстия в корпусе 7 механизма подвижного контакта воздух попадает под поршень. Когда давление на поршень 6
326 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
превзойдет силу пружины 8, подвижный контакт переместится вверх на 35—40 мм. Между контактами возникнет дуга, для сжатого воздуха откроется выход в атмосферу через полые контакты; создастся мощное продольное дутье, растягивающее дугу и перебрасывающее ее на внутренние нерабочие поверхности контактов. При- переходе тока через нуль дуга гаснет. Время гашения дуги не превышает 0,02 с.
После гашения дуги в дугогасительной камере пневматическая система управления выключателя открывает дутьевой клапан отделителя и подает сжатый воздух в камеру отделителя. Контактами отделителя разрывается ток, проходящий через шунтирующие резисторы. Давление в камере отделителя при отключенном положении его контактов 2 МПа. Вслед за отключением отделителя прекращается подача воздуха в дугогасительную камеру и ее контакты замыкаются.
Включение выключателя происходит при закрытии дутьевого клапана отделителя, когда воздух из камеры отделителя стравливается в атмосферу. При снижении давления примерно до I МПа подвижный контакт под действием пружин перемещается вверх и замыкает цепь. Давление в корпусе отделителя во включенном положении равно атмосферному. Воздушные выключатели данной серии рассчитаны на АПВ с бестоковой паузой 0,3 с.
В выключателях рассмотренной серии на напряжение 330 кВ на каждый полюс имеются два резервуара сжатого воздуха и четыре изолирующие колонки, на которых расположены две дугога-сительпые камеры с четырьмя разрывами в каждой и два отделителя с тремя разрывами в каждом. Выключатели па 500 кВ устроены аналогично, но число разрывов соответственно пять и четыре.
Во всех рассмотренных выключателях сжатый воздух из заземленного резервуара подается в дугогасительную камеру по изолированному воздухопроводу или внутренней полости изолятора, длина которых зависит от номинального напряжения выключателя. Время заполнения камеры сжатым воздухом зависит от давления воздуха в резервуаре и от длины воздухопровода. В выключателях 35 и НО кВ это время составляет 0,003—0,005 с, в выключателях 150—220 кВ — 0,007—0,01 с, в выключателях 330—500 кВ — 0,013 —0,014 с. Увеличение времени заполнения камеры увеличивает собственное время отключения выключателя, при этом ухудшается основной показатель воздушного выключателя — быстродействие.
Выключатели серии ВВБ (см. рис. 4-62, д) имеют изолированный от земли резервуар сжатого воздуха, внутри которого находится контактная система. Поэтому собственное время отключения этих выключателей сверхвысокого напряжения меньше, чем у серии ВВ. Давление воздуха в гасительной камере в выключателях ВВ из-за постепенной его подачи к моменту гашения дуги равно примерно половине номинального. В выключателях ВВБ давление
§ 4-7] Выключатели высокого напряжения '327
воздуха к моменту гашения равно номинальному, поэтому эти выключатели имеют большую мощность отключения.
Основным элементом выключателей серии ВВБ является дугогасительный модуль с двумя разрывами в металлическом резервуаре со сжатым воздухом (2 МПа). При номинальном напряжении ПО кВ на каждый полюс имеется один модуль (рис. 4-66). Основанием выключателя служит вертикальный резервуар 1 со сжатым воздухом, на котором сбоку закреплен шкаф управления с элементами электрического и пневматического управления. Запаса воздуха, содержащегося в дугогасительном модуле объемом 1500 л, достаточно для двух отключений. Дополнительный вертикальный резервуар вместимостью 2300 л, предусмотренный в последних конструкциях ВВБ-110, обеспечивает циклО — t6 — ВО без подпитки сжатым воздухом в магистрали.
Дугогасительная камера связана с дополнительным резервуаром трубой из изолирующего материала, по которой происходит постоянная подпитка воздухом. Кроме того, в изоляторе проходит вторая труба меньшего диаметра, по которой подается или сбрасывается воздух в процессе включения и отключения. Эта труба называется импульсной.
На электропневматической схеме выключателя ВВБ-110 (рис. 4-66) условно показан горизонтальный разрез дугогасительной камеры (кроме вспомогательных контактов). Расположение емкостного делителя 17 также показано условно. На опорном изоляторе 3 укреплен металлический резервуар—дугогасительный модуль, внутри которого находятся подвижные контакты в виде ножей 14, закрепленных на траверсе, и неподвижные контакты 15 внутри металлических стаканов с прорезями для входа ножей. Неподвижные контакты находятся внутри металлических конфузоров 20, экранирующих ножи в отключенном положении и создающих направленный поток воздуха при отключении.
На вводах 18, изолированных эпоксидными втулками 19 и фарфоровой рубашкой, внутри камеры расположены шунтирующие резисторы 16 и вспомогательные контакты 21.
На рис. 4-66 выключатель в отключенном положении. Для включения подается командный импульс на электромагнит включения ЭВ, который открывает пусковой клапан 25. Воздух из полости обратного клапана 26 и объема а промежуточного клапана 27 сбрасывается в атмосферу. Промежуточный клапан перемещается вверх и обеспечивает сброс воздуха из объема б клапана управления, который перекрывает доступ сжатому воздуху из резервуара 1 и обеспечивает сброс воздуха из объема в под поршнем дутьевого клапана и из полости г через полый шток 8. При этом за счет разности давлений под поршнем 10 и над ним контактная система идет на включение. Ролики фиксатора 12 переходят через выступ на штоке 13. Контактные ножи 14 входят в пальцевый
328
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Рис. 4-66. Электропневматнческая и электрическая функциональная схема вы ключатцля ВВБ-110.
§ 4-7] Выключатели высокого напряжения 329
неподвижный контакт 15. Одновременно через золотники 6 сжатый воздух сбрасывается из полости д и запирающая шайба 7 под действием своей пружины перемещается к поршню 5.
При закрытии клапана 2 обеспечивается сброс воздуха из-под поршня привода СБК 23. Вспомогательные контакты переводятся в положение Включено.
Вспомогательные контакты 21 включаются с некоторым запаздыванием по отношению к главным с помощью клапана 22.
Во включенном положении ток проходит по токоведущему стержню ввода через неподвижный контакт 15, нож 14, траверсу, нож и контакт второго разрыва во второй ввод.
Для отключения выключателя подается командный импульс на электромагнит отключения ЭО, который открывает пусковой клапан 24. Сжатый воздух из резервуара через обратный клапан 26 заполняет объем а. Клапан 27 открывается, обеспечивая доступ сжатому воздуху в объем б, при этом клапан 2 соединяет импульсную трубу с резервуаром 1. Сжатый воздух поступает в полость в, поршень 5 вместе с шайбой 7 перемещается вверх. Движение поршня через полый шток 8 передается тарелке дутьевого клапана 9, поршню механизма траверсы 10 и через шток 13 траверсе с контактными ножами. Открывается дутьевой клапан, контакты размыкаются и возникает дуга. Мощным потоком воздуха дуга с рабочих контактов перебрасывается на противоэлектрод 11 и концы стаканов неподвижного контакта 15. Время гашения дуги не превышает 0,02 с.
В конце хода поршня 5 шайба 7 закрывает выход в атмосферу из полости д. Начинается переток воздуха из полости в в полость д через регулируемое отверстие в поршне, закрытое иглой 4. Когда давление в полости д увеличится, поршень под действием своей пружины возвращается в исходное положение, а шайба остается прижатой в верхнем положении. Вместе с поршнем опускается тарелка 9 и дутьевой клапан закрывается.
Отключение вспомогательных контактов, разрывающих ток через шунтирующие сопротивления, происходит с запаздыванием по отношению к главным за счет подачи воздуха в клапан 22 после того, как шайба 7 перекроет выход в атмосферу. Возникшая между контактами дуга гасится потоком воздуха, проходящего через полый подвижный контакт.
При подаче воздуха в импульсную трубу при отключении часть воздуха попадает под поршень привода 23 и вспомогательные контакты переводятся в положение, соответствующее отключенному положению выключателя.
Выключатели серии ВВБ выпускаются на напряжение 35— 750 кВ. Полюс выключателя ВВБ-220 имеет два дугогасительных модуля, расположенных один над другим на общем изолирующем основании; полюс ВВБ-330 имеет четыре модуля на двух изолирующих основаниях, полюс ВВБ-500 состоит из шести модулей
330
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
на трех опорных колонках (треногах), полюс ВВБ-750 имеет восемь дугогасптельных модулей на четырех опорных колонках (рис. 4-67).
Пневматическая система управления полюсов выключателей на 220 кВ и выше отличается от показанной па рис. 4-66 наличием
Рис. 4-G7. Общий вид полюса ВВБ-750.
распределительных и ускоряющих клапанов па дугогасительных камерах и отсутствием вспомогательных контактов.
В этой серии есть выключатели с повышенным давлением воздуха в модуле (3,2 МПа). Такие выключатели (ВВД) благодаря лучшим условиям гашения дуги отключают ток к. з. до 40 кА.
§ 4-7] Выключатели высокого напряжения 331
Модульный принцип рассмотренной серии позволяет при необходимости быстро заменить вышедший из строя модуль на новый. Длительность ремонта при этом заметно уменьшается, а это увеличивает надежность работы электроустановки в целом.
Выключатели серии В Н В имеют укрупненный двухразрывный дугогасительный модуль на напряжение 220—250 кВ. Все выключатели этой серин на НО—1150 кВ компонуются из резервуара со шкафом управления и опорной изоляционной колонки, на которой смонтирован дугогасительный модуль. Полюс выключателя 220 кВ имеет одну опорную колонку с одним двухразрывным модулем (рис. 4-68), на 500 кВ —две опорные колонки и два модуля, на 750 кВ — три колонки и три модуля, на 1150 кВ — пять колонок и пять модулей. Полюс выключателя НО кВ имеет одноразрывный модуль.
Дугогасительный модуль — это двухразрывная дугогасительная камера, контактная система которой находится постоянно в среде сжатого воздуха (4 МПа) как во включенном, так и в отключенном положении. Контакты смонтированы в металлическом резервуаре, на котором установлены контейнеры с шунтирующими резисторами и коммутирующими их механизмами, также заполненные сжатым воздухом. Токоведущие части присоединены к контактной системе с помощью изолирующих вводов. Гашение дуги в камере осуществляется двусторонним дутьем сжатым воздухом, выбрасываемым через внутренние полости контактов и выхлопные клапаны в атмосферу. Контакты имеют двухтактное движение: при гашении дуги разрыв между контактами имеет минимальное значение, чем обеспечивается интенсивное дутье, после окончания гашения дуги подвижный контакт перемещается на максимальное расстояние, обеспечивая необходимую электрическую прочность.
На рис. 4-69, а схематически показано устройство одного разрыва дугогасительного модуля выключателя ВНВ на 500 кВ во включенном положении [4-9]. Отключение происходит при срабатывании электромагнита отключения 3. Клапан 5 открывает доступ сжатого воздуха из резервуара к поршню 6, который перемещает систему рычагов и тяг, в результате чего подвижные контакты 13 движутся по горизонтальной оси модуля навстречу друг другу. Вначале размыкаются главные рабочие контакты 14, а затем дугогасительные 15. Дуга возникает между внутренней дугостойкой поверхностью подвижного контакта 13 и ламелями дугогасительного контакта и потоком сжатого воздуха из камеры сдувается на подвижное сопло 12. Так как внутренние полости контактов связаны с выхлопной полостью 16 и через нее с атмосферой, создается мощное дутье и дуга гаснет. После окончания гашения дуги подвижный контакт перемещается на максимальное расстояние и прячется за электростатический экран 11. Одновременно при движении тяги 9 вниз перемещается шток 19 и, воздействуя высту
332
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
О
пом на рычаг, открывает оперативный клапан 21. Воздух над поршнем 22 выбрасывается в атмосферу, сам поршень перемещается н подвижное сопло 12 двигается вправо до упора, прекращая выхлоп воздуха в атмосферу. Истечение воздуха из неподвижного
о
Рис. 4-С8. Полюс воздушного выключателя ВНВ-220.
1 _ резервуар; 2 — изолятор: 3 — механизм привода камеры; 4 — блок резисторов; 5 — камера гасительная; « 4 изолирующий ввод; 7 — конденсатор, шкаф управления. I
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
333
контакта также прекращается, так как выхлопной клапан 18 перекрывает отверстие контакта 15.
При включении срабатывает электромагнит включения и открывает пусковой клапан 7, полость над поршнем 6 связывается с атмо-
сферой. Под действием включающей пружины 20 шток 19 перемещается вверх, возвращая поршень 6 в исходное положение, а рыча-
~1Ч50
гами 10 смыкаются подвижные контакты с неподвижными.
Пневмомеханическое устройство, примененное в выключателе ВНВ, уменьшает собственное время отключения до 0,02— 0,025 с.
Распределение напряжения между дуго-гасптельиыми разрывами осуществляется с помощью параллельно включенных конденсаторов 3 (рис. 4-69, б). При необходимости (большие скорости восстанавливающегося напряжения) выключатели могут оснащаться шунтирующими резисторами 1. В этом случае после гашения дуги в главной цепи на контактах 2 отключаются вспомогательные контакты 4 в срёде сжатого воздуха, разрывая небольшой ток.
Все фарфоровые покрышки разгружены от воздействия сжатого воздуха и динамических нагрузок стеклоэпоксидными цилиндрами.
На рис. 4-70 показан один полюс выключателя ВНВ на 1150 кВ.
Кроме выключателей на опорных изоляторах разработаны конструкции подвесных выключателей с модулями серии ВНВ, которые обеспечивают значительную экономию площади ОРУ.
Выключатели серии ВНВ рассчитаны на ток отключения 40—63 кА. По сравнению с выключателями ВВВ эти выключатели имеют меньшую массу и меньшие габариты.
Воздушные выключатели имеют следующие достоинства'.
взрыво- и пожаробезопасность;
быстродействие и возможность осуществления быстродействующего АПВ;
высокая отключающая способность;
334
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
335
надежное отключение емкостных токов линий;
малый износ дугогасительных контактов;
легкий доступ к дугогасительпым камерам;
возможность создания серий из крупных узлов; пригодность для наружной и внутренней установки.
Рис. 4-70. Общий вид полюса выключателя ВНВ-1150.
Недостатками воздушных выключателей являются: необходимость компрессорной установки;
сложная конструкция ряда деталей и узлов;
относительно высокая стоимость;
трудность установки встроенных трансформаторов тока.
д) Электромагнитные, вакуумные и синхронные выключатели
Электромагнитные выключатели для гашения дуги не требуют ни масла, ни сжатого воздуха, что является большим преимуществом их перед другими типами выключателей.
33G
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл, 4
Выключатели этого типа выпускаются на напряжение 6—10 кВ, номинальный ток до 3200 А и ток отключения до 40 кА.
На рис. 4-71 показан выключатель ВЭМ-6, установленный на тележке и предназначенный для ячейки КРУ. Выключатель имеет рабочие и дугогасптельные контакты, расположенные на открытом воздухе. При отключении сначала размыкаются рабочие, а затем дугогасптельные контакты, между которыми возникает дуга. Под действием электродинамических сил контура и воздушного потока, созданного поршневым устройством, дуга перебрасывается на передний дугогаептельпый рог и включает в цепь катушку магнитного дутья. Создается магнитное поле, которое, взаимодействуя с током дуги, перемещает ее со скоростью около 30 м/с внутрь дугогасительной камеры. Камера выполнена из дугостойкой керамики с высокой теплопроводностью. При движении вверх дуга удлиняется, попадая в лабиринтные щели камеры. Соприкасаясь со стенками камеры, дуга охлаждается и через 0,01—0,02 с гаснет.
Достоинствами таких выключателей являются:
полная взрыво- и пожаробезопасность;
малый износ дугогасительных контактов (опыты показали, что контакты и камеры ВЭМ-6 с номинальным током отключения 40 кА способны выдержать до 40 отключений током 34 кА без ревизии и ремонта);
пригодность для работы в условиях частых включений и отключений (испытания на многократные отключения токов нагрузки показали, что после 1000 отключений тока 100 А дугогасптельные камеры и контакты практически не имеют следов износа и не требуют ревизии и ремонта);
относительно высокая отключающая способность.
Недостатки электромагнитных выключателей:
сложность конструкции дугогасителя с системой магнитного дутья;
ограниченный верхний предел номинального напряжения (не более 15—20 кВ);
ограниченная пригодность для наружных установок.
Вакуумные в ы к л го ч а т е л и. Известно, что электрическая прочность вакуумного промежутка во много раз больше, чем воздушного промежутка при атмосферном давлении. Это свойство используется в вакуумных дугогасительных камерах КДВ (рис. 4-72). При расхождении контактов площадь их соприкосновения быстро уменьшается, поэтому температура в точке соприкосновения за счет проходящего тока резко повышается, образуется мостик из расплавленного металла. За очень короткое время этот мостик нагревается и испаряется. В среде паров металла загорается дуга. Вследствие глубокого вакуума происходит быстрая диффузия заряженных частиц в окружающее пространство. При переходе тока через нуль дуга гаснет. Примерно через 10 мкс
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
337
I
1
»
I
I
। i
I
I
15
I
338
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Рис. 4-72. Дугогасительное устройство вакуумного выключателя,
1, 9 — стальные втулки; 2 — сильфон; 3 — подвижный контакт; 4, 6 — вольфрамовые наконечники; 5, 8 — металлические экраны; 7 — неподвижный контакт; 10, 12 — стальные фланцы; 11 — стеклянный баллон.
между контактами восстанавливается электрическая прочность вакуума. Пары металла осаждаются на стальных экранах 5 и 8, предохраняющих стеклянный корпус камеры от загрязнения. Для уменьшения испарения контактов применяются контактные наконечники из тугоплавких металлов. Камера КДВ-5 (рис. 4-72) имеет стеклянный цилиндрический корпус, внутрь которого через верхний фланец 10 входит неподвижный контакт, а через нижний фланец и сильфонное уплотнение — подвижный контакт. Ход подвижного контакта составляет всего 4 мм. Откачивание воздуха из камеры производится через ниппель, приваренный к верхнему фланцу. Давление в камере 10-4 Па. Все соединения частей камеры выполняются вакуумно-плотными швами. За счет испарения контактов при отключении происходит ухудшение вакуума, по если контакты выполнены из тугоплавкого металла, то камера может выдержать большое число отключений. Рассмотренная камера при напряжении 10 кВ отключает ток 600 А не менее 500 раз, а ток 200 А—до 30 000 раз. При отсутствии тока камера выдерживает без нарушения вакуума не менее 100 000 one-
раций. Наибольший отключаемый ток камеры 1000 А, испытательное напряжение 42 кВ.Сравнительно небольшой отключаемый ток не позволяет применить
вакуумные выключатели для отключения токов к. з. Их применяют для отключения емкостного тока (ненагруженные линии высокого напряжения, батареи кон-
§ 4-7J
Выключатели высокого напряжения
339
Рис. 4-73. Функциональная схема синхронного выключателя.
индуктивных ТОКОВ, ког-
денсаторов). Для создания выключателей на высокое напряжение несколько дугогасительных камер соединяются последовательно. Для увеличения отключаемого тока применяют также магнитное дутье, которое приводит дугу в быстрое вращение по поверхности контактов.
На основе вакуумных дугогасительных камер КДВ-12 и КДВ-21 созданы выключатели нагрузки РМВАК-10/320 для коммутации дуговых печей и выключатели ВНВ-10/320 на 10 кВ, 320 А.
Выключатель ВНВ-10/320 применяется в ячейках комплектного распределительного устройства, монтируется на выкатной тележке. Такой выключатель рассчитан на ток отключения 2000 А. Шунтирование дугогасительной камеры главными контактами, по которым проходит рабочий ток, позволяет повысить номинальный ток вакуумных выключателей. В этом случае дугогасительная камера включается в цепь только при операциях включения и отключения.
Вакуумные выключатели нагрузки в мировой практике применяются в установках до 500 кВ включительно.
Недостатками вакуумных выключателей являются небольшие токи отключения и возможность коммутационных перенапряжений при отключении малых
да погасание дуги в камере происходит до естественного перехода тока через нуль.
Синхронные выключатели основаны па размыкании контактов непосредственно перед переходом тока через нуль. Гашение дуги в этом случае, как было показано ранее, значительно облегчается, так как энергия, выделяющаяся в дуге, намного уменьшается. Основная сложность создания таких выключателей заключается в необходимости очень точного синхронизирующего устройства, которое подавало бы импульс на размыкание контактов за 0,0001 — 0,0002 с до перехода тока через нуль.
Блок-схема синхронного выключателя показана на рис. 4-73. Синхронизирующее устройство 1 после срабатывания релейной защиты 2 посылает импульс на отключение в блок 3. Отключающий импульс передается приводу 4, непосредственно связанному с подвижным контактом выключателя 5. Непосредственная связь привода с контактами обеспечивает быстрое расхождение, контактов, но требует изоляции привода, так как он находится под высоким потенциалом.
В некоторых конструкциях быстрое расхождение контактов обеспечивается взрывом порохового патрона, в других синхронизирующее устройство сочетается с вакуумным выключателем.
340 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
Размыкание цепи до первого перехода тока через пуль обеспечивает повышение динамической устойчивости энергосистем, так как длительность прохождения токов к. з. за счет быстрого отключения повреждения уменьшается. Срок службы контактов син-. * хронного выключателя увеличивается, потому что им не приходится
разрывать больших токов. Отключающая способность этих выключателей! может быть очень большой.
В мировой практике имеются воздушные синхронные выключатели на напряжение до 500 кВ и мощность отключения 25 000 Л1В -А.
е) Автогазовые выключатели
В автогазовых выключателях для гашения дуги используется газ, выделяющийся из твердого газогёнерирующего материала дугогасительной камеры. В системах электроснабжения городов и промышленных предприятий достаточно широко распространены выключатели нагрузки ВН-16, ВН-17 на 6—10 кВ с простейшей дугогасительной камерой, имеющей вкладыши из органического стекла. Однако эти выключатели не могут включаться на ток к. з., равный току динамической стойкости, и допускают сравнительно малое количество отключений номинального тока. Взамен их разработан выключатель ВНТЭМ-10-630 на 6—10 кВ, 630 А с предельным током отключения при cos ср = 0,7 1000 А, допускающий включение на ток к. з. (амплитудное значение) 80 кА. Этот выключатель имеет щелевую камеру с магнитным дутьем. При отключении у дуга втягивается в камеру, где фибровыми прокладками создана
узкая щель. Газ, выделяющийся из фибры, создает повышенное давление и дуга гаснет. Такой выключатель допускает 500 операций ВО без замены и ремонта.
На базе предохранителя ПСН-35 создан автогазовый выключатель УНС-35У1 [4-10]. На рис. 4-74, а показан общий вид одного полюса. На опорном изоляторе 2 закреплен патрон с газогенерирующей трубкой, внутри которой находится плавкая вставка и контактная система. При подаче отключающего сигнала срабатывает пружинный привод и через общий для трех полюсов вал перемещает изоляторы-толкатели на 50—60 мм вниз. При этом усилие через нож 6 передается токоведущим связям патрона 9 (рис. 4-74, б) и контактной системе 8. Контактная система имеет легкие алюминиевые заклепки, которые удерживают контакты во включенном положении. Усилия, полученного от движения ножа 6, достаточно, чтобы срезать заклепки. Гибкие связи освобождаются и ножи 6 поворачиваются до упора, выбрасывая связи наружу. Возникающая электрическая дуга гасится продольно-поперечным газовым дутьем.
При срабатывании плавкой вставки выключатель работает как предохранитель ПСН (см. § 4-5, в).
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
341
Рис. 4-74. Автогазовый выключатель УПС-35У1.
а — общий вид: / — сварная рама; 2 — опорный изолятор; 3 — металлическая труба; 4 — винипластовая газогеиерирующая трубка; J — корпус с патрубком поперечного дутья; 6 — контактный нож; 7 — изолятор-толкатель; б — патрон УПС-35У1 исполнения «патрон — плавкая вставка»: 1 — металлическая труба; 2 — втягивающая пружина; 3 _ гибкий трос; 4 — газогенерирующая трубка; 5 — стержень; 6 — плавкая вставка; 7___дутьевой патрубок; 8 — контактная система; 9 — гибкая токоведущая связь; 10 —
стопорный винт; !1 — стреловидный оконцеватель.
Для введения выключателя в работу необходимо заменить плавкую вставку и контактную систему.
Рассмотренный выключатель может применяться для установки на открытой части КТП с трансформаторами 35/6-10 мощностью до 6300 кВ -А включительно. Он рассчитан на номинальный ток 50—130 А; ток отключения 1,6—2 кА.
ж) Элегазовые выключатели
Элегаз (SFB) обладает высокими дугогасящими свойствами, которые используются в различных аппаратах высокого напряжения. В § 4-6, г была рассмотрена конструкция отделителей и короткозамыкателей с элегазом. Выключатели нагрузки элегазовые во многом напоминают конструкцию отде-
342 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
лителей. Однако для успешного отключения тока в них предусматриваются устройства для вращения дуги в элегазе (рис. 4-75). В подвижный и неподвижный контакт встроены постоянные магниты
из феррита, которые создают магнитные поля, направленные встречно. При размыкании контактов образуется дуга, ток которой взаимодействует с радиальным магнитным полем, в результате чего создается сила F, перемещающая дугу по кольцевым электродам. Вращение дуги в элегазе способствует быстрому гашению. Чем больше отключаемый ток, тем больше скорость перемещения дуги, это защищает контакты от обгорания. Контактная система описанной конструкции помещается внутри фарфорового корпуса, заполненного элегазом и герметически закрытого. Давление внутри камеры 0,3 МПа. Подпитка при возможных утечках происходит из баллона со сжатым элегазом.
В СССР разработаны конструкции выключателей нагрузки с элегазом на 35, 110, 220 кВ. Выключатели 35 и 110 кВ имеют по одной камере на полюс, в выключателе 220 кВ — две камеры на полюс. Кроме того, разработаны конструкции выключателей на два и три направления. Такой аппарат заменяет два или три выключателя, что дает значи-
Рис. 4-75. Контактная система выключателя нагрузки с элегазом.
/ — трубчатый токопровод неподвижного контакта; 2 — корпус неподвижного контакта;
3 — постоянные магниты; 4 — дугостойкая изоляционная шайба; 5 — корпус подвижного контакта; 6 — трубчатый токопровод подвижного контакта.
тельную экономию при установке их на подстанциях.
Конструкция выключателя нагрузки на три направления (ВНЭШ-110) показана на рис. 4-76. Дугогасительные камеры 1 присоединяются к корпусу механизма 2, установленному на опорном изоляторе 4. Через внутреннюю полость проходят три изоляционные тяги 5, свя-
занные с рычажными механизмами 3 управления подвижным контактом соответствующей камеры. Нижний конец штанги 5 с помощью штока, проходящего внутри сильфонного уплотнения 6, связан с рычажным механизмом 7 соответст-
вующего направления.
Приводные механизмы всех направлений находятся в коробке 8 и связаныс приводом стальными трубами. Давление элегаза коитро-
§ 4-7J
Выключатели высокого напряжения
343
Рис. 4-7G. Выключатель нагрузки элегазовый на три направления,
344
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Рис. 4-77. Полюс элегазового выключателя 110 кВ.
/ — буфер; 2 — днище; —фильтр; 4 — эпоксидный изолятор; 5 — контакт ввода; 6 — резервуар; 7 — неподвижный контакт; 8 — сопло; 9 — экран; Ю — розеточный контакт (подвижный); // — поршень (неподвижный); /2 — подвижный цилиндр; 13 — штанга изоляционная; 14 — шток пневматического привода; 15 — экран неподвижного контакта.
лируется электроконтакт-ным манометром 9.
Элегазовые выключатели могут отключать не только ток нагрузки, но и токи к. з., гашение дуги осуществляется в камерах автогазового дутья. В таких выключателях давление элегаза должно быть от 0,5 до 2 МПа.
На рис. 4-77 схематично показан разрез полюса элегазового выключателя па НО кВ, применяемого в КРУЭ-110 (см. § 6-2, в). Полюс выключателя представляет собой герметичный, из немагнитной стали резервуар 6 вместимостью 800 л, в котором размещено двухразрывное авто-пневматическое дугогасительное устройство. Наибольшее давление элегаза в корпусе 0,5 МПа. Неподвижные части (па рисунке заштрихованы) закреплены на изоляционной штан-
ге 13, подвижные части (на рисунке зачернены) крепятся к изоляционной тяге, связанной со штоком пневматического привода 14. Вводы в выклю-
чатель выполнены из эпоксидных проходных изоляторов 4. Со стороны выключателя токоведущий стержень 5 соединяется с кон-
§ 4-7] Выключатели высокого напряжения 345
тактами выключателя, а с другой стороны—с элементами ячейки КРУЭ.
На рис. 4-77 выключатель показан в отключенном положении. При включении шток 14 и изоляционные тяги перемещают вверх цилиндры 12 и электрически и механически с ним связанные розеточные контакты 10, а также фторопластовые сопла 8. Розеточный контакт надвигается на трубчатый контакт 7, замыкая цепь тока. Экран неподвижного контакта 15 связан с подвижными элементами камеры и при включении перемещается вверх, освобождая контакт 7.
При отключении привод перемещает подвижную систему вниз, при этом элегаз сжимается в объеме между неподвижным поршнем 11 и соплом 8. Как только контакты разомкнутся, создается дутье через трубчатые контакты, а при дальнейшем ходе подвижной системы, когда трубчатые контакты выйдут из сопла 8, создается сильный поток элегаза, который гасит дугу.
Образующееся при гашении дуги небольшое количество продуктов разложения элегаза поглощается специальными фильтрами 3 (4 шт. на полюс).
Такой выключатель рассчитан на номинальный ток 1250 А, ток отключения 31,5 кА, собственное время отключения 0,06 с.
Так же как в воздушных выключателях, возможен модульный принцип создания элегазовых выключателей на более высокие напряжения.
Достоинствами элегазовых выключателей являются пожаро-и взрывобезопасность, быстрота действия и высокая отключающая способность. Выключатели и другая аппаратура с элегазом имеют большие перспективы.
з) Выбор выключателей
В общих сведениях о выключателях рассмотрены те параметры, которые характеризуют выключатели по ГОСТ 687-70. При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, например
IВКЛ, НОМ I ОГК, НОМ> Скл, НОМ 1 V 2 /Отк, ном, допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:
по напряжению установки
Г^уст ^НОМ»
по длительному току
7 норм 7НОМ, 1 max Дюм»
по отключающей способности.
346 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию
IП, Т Iотк, ном*
Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока к. з.
Гч, X ^== 'а, ном ТР 2 Рном^отк, ном’
где (а, ном — номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени т; |3110м — номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе (по каталогам или по рис. 4-49); i... г — апериодическая составляющая тока к. з. в момент расхождения контактов т; т — наименьшее время от начала к. з. до момента расхождения дугогасительных контактов:
Г = ^з, min + ^с, в>
гДе t3. min — 0,01 с — минимальное время действия релейной защиты; в — собственное время отключения выключателя.
Если условие 7„, t </отк. ном соблюдается, a ia,r > «а, ном. то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току к. з.:
(Г2/п.т-На.г)^Г2 ЛгПС, ном (1+Р ном)*
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току к. з.:
In, 0 ^пр, С> 1у йр. с>
где /пр, с —действующее значение предельного сквозного тока к. з. (по каталогу); znp, с — амплитудное значение предельного сквозного тока к. з. (по каталогу); 0 — начальное значение периодической составляющей тока к. з. в цепи выключателя; iy — ударный ток к. з. в цепи выключателя.
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:
Вк<7?/Т,
где Вк — тепловой импульс по расчету; /г — предельный ток термической стойкости по каталогу; ts —длительность протекания тока термической стойкости, с.
Проверка выключателей по параметрам восстанавливающегося напряжения обычно не производится, так как в большинстве энергосистем реальные условия восстановления напряжения на контактах выключателя соответствуют условиям испытания выключателя. Кроме того, вы-
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
347
ключатели ПО кВ и выше, соответствующие ГОСТ 687-70, допу-
скают отключение неудалеиного к. з. (с током, не превышающим
номинальный ток отключения), когда наблюдаются наиболее тяжелые условия восстанавливающегося напряжения.
Если возникает необходимость проверки выключателя по скорости восстанавливающегося напряжения, то, зная параметры электроустановки: волновое сопротивление линий, емкости трансформаторов, шин, аппаратов и т. д., необходимо произвести соответствующие расчеты [3-4, с. 495] и проверить выключатель по условию
^^ЙОС
v ~ ^доп>
110кВ
Г2 ГЗ
Рис. 4-78. Упрощенная схема к примеру 4-6.
где v — скорость восстанавливающегося напряжения; рдоп—допустимая скорость по каталогу.
Пример 4-6. Задание. Выбрать выключатель В1 и разъединитель Р1 в цепи генератора ТВФ-60-2, работающего на шины 10,5 кВ, и выключатель В2, разъединитель Р2 в цепи блока с генератором ТВФ-100-2 (рис. 4-78). Расчетные токи к. з. принять по результатам решения примеров 3-1, 3-3, 3-4.
Решение. Выбор Bl, Р1. Расчетные токи продолжительного режима в цепи генератора определяем по (4-1), (4-2):
Аюрм j/ 3 с(к
/3 Un0№ 0,95 cos <р110и
60- ИР /3- 10,5 0,8
4129 А;
60 • 10»
КЗ • 10,5 • 0,95 - 0,8
4350 А.
Расчетные токи к. з. принимаем по результатам решения примеров 3-1, 3-3, 3-4 с учетом того, что цепь генератора входит в расчетную зону III (см. § 3-9): /„,о = 32,36 кА; iy = 87,26 кА; /„,t = 31,61 кА; (а,т=15,51 кА-
Выбираем по каталогу 02. 01. 02-76 выключатель маломасляный типа МГГ-10-5000-45УЗ (масляный, генераторный, горшковый, 10 кВ, 5000 А, номинальный ток отключения 45 кА, для умеренного климата и закрытой установки).
Выбираем разъединитель РВК-10-5000, i„n, с = 200 кА; /т = 70 кА; /т = 10 с.
Каталожные данные сведены в табл. 4-7.
Выбор В2, Р2. Расчетный ток продолжительного режима в цепи блока генератор — трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности генератора ТВФ-100-2 (118 МВ • А)
, , 118-10-» ... .
/норм — I max — |/3“ц0 ~ 020
Расчетные токи к. з. принимаем по результатам решения примеров 3-1, 3-3, 3-4 с учетом того, что все цепи на стороне ВН входят в расчетную зону I, т. е. выбираются по суммарному току к. з. на шипах ВН:
/„,о=14,18 кА; ty = 34,56 кА; /„,t= 13,67 кА; »а,т = 5,11 кА;
Вк = 64,34 кА2 с.
348
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Расчетные и каталожные данные
Таблица 4-7
Каталожные данные
Расчетные данные
Выключатель МГГ-10-5000-45УЗ
Разъединитель Р В К-10-5000
(7уст= 10,5 кВ ^пом — Ю кВ Uпом — 10 кВ
^норм = 4129 А — —
Лпп.т —^350 А Люм~5000 А /пом ” 5000 А
/„, т = 31,63 кА ^ОТК, НОМ~ 45 кА —
/а1.= 15,51 кА НОМ=^}//Г РкомЛггк. ном” = И 2-0,1 -45 = 6,34 кА —
V 2/п. т+*п. т = = /2.31,63+-15,51 = = 60,1 кА 2 /отк. ном (1 “ЬРпом)== = /2.45 (1+0,1) = 69,8 кА —
/п.0 = 32,3(> кА /пр. с = 45 кА
«У = 87,26 кА ^"пр« с == 1 20 кА /пр» с ”200 кА
Вк = 4382 кА2-с /2/т = 452 • 4 = 8100 кА2 • с //т=702- 10 = = 49 000 кА2-с
Примечания: 1. По условию отключения апериодического тока выключатель не проходит, согласно ГОСТ 687-70 в этом случае допускается проверка по полному току к. з.
2. Величина Рпон определена по кривой рис. 4-49 для т = 0,01 +0,12=0,13 с.
3. Привод к выключателю типа ПЭ-21 ЛУЗ.
4. Привод к разъединителю типа ПЧ-50.
Расчетные и каталожные данные
Таблица 4-8
Расчетные данные Каталожные данные
Выключатель У-110-2000-40У1 Разъединитель РНДЗ-1-110/1000У1
{/уст=110 кВ Uном ”110 кВ £/пом=110 кВ
Zm„.v = 620 А /,1ом = 2000 А /пом ~ Ю00 А
/„. t =13,67 кА /оТК. НОМ = 40 кА
(а, т = 5,12 кА /а. ном — 1 2 Рном^отк, ном = —
= / 2-0,20-40=11,3 кА —
/„,0=14,18 кА /пр. с ~ 40 кА
»у = 34,56 кА /пр. с:== Ю2 кА ^пр> с кА
Вк = 4382 кА2-с /2/т = 402- 3 = 4800 кА2-с /2/т = 31,52-3 =
= 3000 кА2-с
Примечание. Величина определена по кривой рис. 4-49 для т = 0 01 + + 0.06 =0,07 с.
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
349
Выбираем по каталогу 02. 01. 38-76 масляный баковый выключатель У-110-2000-40-У1 (серия «Урал», 110 кВ, 2000 Л, ток отключения 40 кА, для умеренного климата, открытой установки). Привод к выключателю пневматический ШПВ-46П. Все расчетные и каталожные данные сведены в табл. 4-8.
Выбираем по каталогу 02.06.35-75 разъединитель типа РНД (3)-110/1000-У1 (разъединитель для наружной установки, двух колонковый с заземляющим ножом на 110 кВ, 1000 А). Привод —ПД-1 (или ПРН-220М).
и) Приводы выключателей
Привод выключателя предназначен для операции включения, для удержания во включенном положении и для отключения выключателя.
Привод — это специальное устройство, создающее необходимое усилие для производства перечисленных операций. В некоторых выключателях привод конструктивно связан в одно целое с его контактной системой (воздушные выключатели).
Основными частями привода являются: включающий механизм, запирающий механизм (защелка, собачка), который удерживает выключатель во включенном положении, и расцепляющий механизм, освобождающий защелку при отключении.
Наибольшая работа в существующих конструкциях выключателей совершается приводом при включении, так как при этой операции преодолевается собственная масса подвижных контактов, сопротивление отключающих пружин, трение и силы инерции в движущихся частях. При включении на существующее к. з. механизм привода, кроме того, должен преодолеть электродинамические усилия, отталкивающие контакты друг от друга.
Операция включения во избежание приваривания контактов выключателя должна производиться быстро. Чем меньше время включения, тем меньше пауза при АПВ.
При отключений работа привода сводится к освобождению защелки, удерживающей механизм во включенном положении. Само отключение происходит за счет силы сжатых или растянутых отключающих пружин.
В зависимости от источника энергии, затрачиваемой на включение и отключение, имеются ручные, пружинные, грузовые, электромагнитные, пневматические приводы.
Ручные привод ы применяются для маломощных выключателей, когда мускульной силы оператора достаточно для совершения работы включения. Отключение может быть автоматическим с помощью реле, встроенных в привод.
В существующих установках встречаются такие приводы типов ПРБА (привод ручной блннкерный автоматический), ПРА (привод ручной автоматический) для выключателей нагрузки ВНП и старых типов выключателей ВМГ-133, ВМБ-10. Эти приводы работают как на постоянном, так и на переменном токе. Применение
350 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
их ограничено, так как они не позволяют дистанционно включать выключатель.
Пружин и ы й привод является приводом косвенного действия. Энергия, необходимая для его включения, запасается в мощной пружине, которая заводится от руки или двигателем небольшой мощности. После каждого включения необходимо вновь завести пружину.
Обычно привод дополняется специальным двигателем, осуществляющим завод пружины. Такой привод позволяет осуществлять АПВ.
Недостатком пружинных приводов является уменьшение тягового усилия в конце хода включения вследствие уменьшения деформации пружин. Чтобы устранить этот недостаток, пружинные приводы дополняются маховиком, который поглощает избыточную энергию в начале включения и отдает накопленную энергию в конце включения. Приводы подобного типа ППМ-10 применяются для выключателей ВМГ-10 и ВМП-10. Основной частью привода ППМ-10 (рис. 4-79) является спиральная пружина, встроенная в коробку, и обод штурвала 10. Завод пружины производится двигателем 4 мощностью 350 В -А через редуктор 5. Движение от редуктора передается шестеренке взвода 8, свободно вращающейся на переднем подшипнике. Ведущая собачка упирается роликом 7 в зуб рычага 1 и заводит спиральную пружину 9. Запорно-пусковой механизм привода удерживает пружину в заведенном состоянии. Для автоматического включения необходимо освободить заводящий рычаг, после чего энергия заведенной спиральной пружины поворачивает вал выключателя на включение.
Дистанционное и автоматическое отключение выключателя производится с помощью реле, встроенных в нижней части привода, которые через планку отключения воздействуют на механизм свободного расцепления. Привод допускает механическое АПВ. Импульс для работы такого АПВ дается при отключении благодаря освобождению включающего механизма привода. Если повторное включение произойдет па к. з., то выключатель опять отключится, но повторного АПВ не произойдет, так как включающая пружина не успеет завестись. Механическое АПВ можно вывести из работы при ручном или дистанционном отключении, для чего в приводе есть специальное устройство.
Пружинные приводы могут оснащаться схемами электрического АПВ с необходимой выдержкой времени. Кроме привода ППМ-10 применяются также приводы ПП-67 и ПП-74, отличающиеся типом пружины.
Пружинные приводы не требуют для своего управления источника постоянного тока, что является существенным преимуществом перед другими приводами. Недостатком привода является его малая мощность, поэтому он применяется в основном для маломасляных выключателей 6—10 кВ.
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
351
Электромагнитные приводы относятся к приводам прямого действия: энергия, необходимая для включения, сообщается приводу в процессе самого включения от источника большой мощности.
Рис. 4-79. Пружинный привод с моторным редуктором ППМ-10.
1 — заводной рычаг; 2 — корпус; 3 — конечный выключатель; 4 — мотор; 5 — редуктор; 6 — большая шестерня зубчатой передачи; 7 — ролик ведущей собачки; 8 — шестерня взвода; 9 — спиральная пружина; 10 — штурвал.
Усилие, необходимое для включения выключателя, создается стальным сердечником 2, который втягивается в катушку электромагнита 3 при прохождении по ней тока (рис. 4-80).
Шток сердечника 1 упирается в ролик 5 рычажного механизма, поднимает его вверх вместе с двумя шарнирно-связанными рычагами. Последние через приводной рычаг передают движение валу выключателя 7. При подъеме ролика защелка 4 отодвигается влево, а в конце хода сердечника, когда выключатель включился, срез защелки заскакивает под ролик и удерживает механизм во включенном положении.
352 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
В конце включения сигнальные вспомогательные контакты 6 разрывают цепь электромагнита включения и сердечник падает вниз. На рис. 4-80 привод показан при включенном положении выключателя.
Рис. 4-80. Привод электромагнитный ПЭ-11.
При отключении ток подается в электромагнит отключения 11, его боек ударяет в рычаг механизма свободного расцепления 9, благодаря чему «ломаются» рычаги механизма свободного расцепления и ролик 5 соскакивает с защелки. Вал выключателя под действием отключающей пружины поворачивается против часовой стрелки — происходит отключение. В приводе предусмотрены вспомогательные контакты управления 8.
§ 4-7]
Выключатели высокого напряжения
353
Электромагниты включения и отключения получают питание от аккумуляторной батареи через сборку зажимов 12.
Ток, потребляемый электромагнитом включения привода ПЭ-11, 58 А, электромагнитом отключения — 1,25 А при напряжении 220 В.
В приводе имеется рычаг ручного отключения 10.
Привод ПЭ-11 применяется для выключателей ВМП-10, ВМГ-10.
Для более мощных выключателей внутренней установки применяются электромагнитные приводы ПЭ-2, ПЭ-21, ПС-31, а для наружной установки —ШПЭ-44, ШПЭ-38 и др.
Достоинствами электромагнитных приводов являются простота конструкции и надежность работы в условиях сурового климата.
Недостатки — большой потребляемый ток и вследствие этого необходимость мощной аккумуляторной батареи (для включения выключателя МГГ-10-750 требуется ток 145 А, а выключателя У-110-8—360 А при напряжении 220 В), а также значительное время включения (до 1с).
Пневматический привод обеспечивает быстрое включение выключателя за счет энергии сжатого воздуха. Кинетическая схема его подобна электромагнитному приводу, но вместо электромагнита применяется пневматический цилиндр с поршнем (рис. 4-81).
При включении выключателя открывается клапан, подающий сжатый воздух из резервуара в рабочий цилиндр 1. Поршень 4 со штоком 5 поднимается вверх и, воздействуя на подвижный ролик и систему рычагов, производит включение выключателя. Пружина над поршнем при этом сжимается, сглаживая удар при включении.
При отключении подается импульс на электромагнит отключения, который воздействует на механизм свободного расцепления.
Сжатый воздух (2 МПа) подается от общей компрессорной установки, обслуживающей воздушные выключатели, или на каждом приводе устанавливаются баллоны со сжатым воздухом, обеспечивающие пять-шесть операций без подкачки воздуха. Для подкачки воздуха используются небольшие компрессоры с электродвигателем мощностью до 1 кВт.
Пневматические приводы ПВ-30 применяются для выключателей МГ-10, МГ-20. Баковые выключатели серии «Урал» снабжаются пневматическими приводами ШПВ. В выключателях ВМК пневматический привод является конструктивным элементом самого выключателя.
Пневматические приводы не требуют установки мощной аккумуляторной батареи, так как ток, потребляемый электромагнитным клапаном включения, не превышает нескольких ампер. Сечение проводов от схемы дистанционного управления к приводу значительно меньше, чем при электромагнитном приводе.
Дальнейшим усовершенствованием пневматических приводов являются пневмогидравлические приводы, в которых движение
12 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
354
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Рис. 4-81. Привод пневматической ПВ-30.
/ — пневматический цилиндр; 2 — фланец воздухопровода; 3 — шток демпфера: 4 — поршень; 5 — шток; 6 — удерживающая защелка; 7 — подъемный ролик; 8 — электро-магнит отключения; 9 — система рычагов свободного расцепления; 10 — корпус привода; 11 — домкрат для ручного включения; 12 — указатель положения.
§ 4-8J
Трансформаторы тока
355
подвижной системе выключателя передается от гидроцилиндра с поршнем. Поршень приводится в движение сжатой жидкостью, обычно маслом. Высокое давление жидкости (12 МПа) создается
в аккумуляторе энергии привода за счет сжатого газа. Этой энергии хватает на шесть включений. Такими приводами типа ППГ-1 снабжаются баковые выключатели У-200-3200-40.
Пневмогидравлические приводы обеспечивают время включения 0,25 с.
Для выключателей сверхвысоких напряжений особое значение имеет быстрота передачи отключающего импульса от привода к размыкающимся контактам. В этом случае применяются пневмомеханические устройства (см. описание к рис. 4-69), в которых перемещение контак-
Рис. 4-82. Структурная схема управления выключателем.
/ — сигнал на отключение; 2 — источник световых импульсов; 3 — световод; 4 — фотодетектор; 5 — электромагнитный расцепитель; 6 — контакты выключателя;
7 — зарядное устройство.
тов осуществляется системой тяг и сжатым воздухом.
Для дальнейшего повышения быстродействия сигнал управления с потенциала земли может быть передан на высокий потенциал по световодам (рис. 4-82).
Размыкание контактов происходит с помощью электромагнитного
расцепления, приводимого в действие разрядом конденсатора. Конденсатор заряжается от линии высокого напряжения через насыщающийся трансформатор.
4-8. ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА
а) Общие положения
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформатор тока имеет замкнутый магнитопровод 2 (рис. 4-83) и две обмотки — первичную 1 и вторичную 3. Первичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока Д, ко вторичной обмотке присоединяются измерительные приборы, обтекаемые током /3.
12*
35G
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Трансформатор тока характеризуется номинальным коэффициентом трансформации
Д’ A1IOM
А 110м
где „ом — номинальный первичный ток; 7г11ОМ — номинальный вторичный ток.
Значения номинального вторичного тока приняты равными 5 и 1 А.
Коэффициент трансформации трансформаторов тока не является строго постоянной величиной и может отличаться от номинального значения вследствие погрешности, обусловленной нали-
чием тока намагничивания.
Рис. 4-83. Схема включения трансформатора тока,
Токовая погрешность определяется по выражению
А/% = ЮО.
Погрешность трансформатора тока зависит от его конструктивных особенно-
стей: сечения магнитопровода, магнитной проницаемости материала магнитопровода,
средней длины магнитного пути, величины IjWv В зависимости от предъявляемых требований выпускаются трансформаторы тока с классами точности 0,2; 0,5; 1; 3; 10. Указанные цифры представляют собой токовую по-
грешность в процентах номинального тока при нагрузке первичной обмотки током 100—120% для первых трех классов и 50— 120% для двух последних. Для трансформаторов тока классов точности 0,2; 0,5 и 1 нормируется также угловая погрешность.
Погрешность трансформатора тока зависит от вторичной нагрузки (сопротивление приборов, проводов, контактов) и от кратности первичного тока по отношению к номинальному. Увеличение нагрузки и кратности тока приводит к увеличению погрешности.
При первичных токах, значительно меньших номинального, погрешность трансформатора тока также возрастает.
Трансформаторы тока класса 0,2 применяются для присоединения точных лабораторных приборов, класса 0,5—для присоединения счетчиков денежного расчета, класса 1 — для всех технических измерительных приборов, классов 3 и 10 —для релейной
защиты.
Кроме рассмотренных классов выпускаются также трансформаторы тока со вторичными обмотками типов Д (для дифференциальной защиты), 3 (для земляной защиты), Р (для прочих релейных защит).
§ 4-8]
Трансформаторы тока
357
Токовые цепи измерительных приборов и реле имеют малое сопротивление, поэтому трансформатор тока нормально работает в режиме, близком к режиму к. з. Если разомкнуть вторичную обмотку, магнитный поток в магнитопроводе резко возрастает, так как он будет теперь определяться только м. д. с. первичной обмотки. В этом режиме магнитопровод может нагреться до недопустимой температуры, а на вторичной разомкнутой обмотке появится высокое напряжение, достигающее в некоторых случаях десятков киловольт.
Ввиду указанных явлений не разрешается размыкать вторичную обмотку трансформатора тика при протекании тока в первичной обмотке. При необходимости замены измерительного прибора или реле предварительно замыкается накоротко вторичная обмотка трансформатора тока (или шунтируется обмотка реле, прибора).
б) Конструкции трансформаторов тока
показано вы-
а на рис.
Трансформаторы тока для внутренней установки до 35 кВ имеют литую эпоксидную изоляцию.
По типу первичной обмотки различают катушечные (на напря жение до 3 кВ включительно), однсвитковые (рис. 4-84) и mhoiсвитковые трансформаторы.
На рис. 4-84, а схематично
волнение сердечников и обмоток, 4-84, б — конструкция трансформатора тока ТПОЛ-Ю (проходной, одновитковый с литой изоляцией па 10 кВ). В этих трансформаторах токоведущий стержень, проходящий через сердечники, является одним витком первичной обмотки. Одновитковые трансформаторы изготовляются на первичные токи 600 А и более; при меньших токах м. д. с. первичной обмотки окажется недостаточной для работы с необходи-
И,
"1
412
Рис. 4-84. Трансформатор тока ТПОЛ-10.
а — принципиальное расположение магнитопрюводов с обмотками; б — конструкция; / — магнитопровод;
2 — вторичная обмотка; 3 — крепежное кольцо;
4 — стержень первичной обмотки.
110
358
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
мым классом точности. Трансформатор ТПОЛ-Ю имеет два магнитопровода, на каждый из которых намотана своя вторичная обмотка. Классы точности этих трансформаторов тока: 0,5; 3 и Р. Магнитопроводы вместе с обмотками заливаются компаундом на основе эпоксидной смолы, который после затвердения образует монолитную массу. Такие трансформаторы тока имеют значительно меньшие размеры, чем трансформаторы с фарфоровой изоляцией, выпускавшиеся ранее, и обладают высокой электродинамической стойкостью.
Рассматриваемый трансформатор тока в распределительном устройстве выполняет одновременно роль проходного изолятора.
При токах, меньших 600 А, применяются многовитковые трансформаторы тока ТПЛ, у которых первичная обмотка 3 состоит из
нескольких витков, количество которых определяется необходимой м. д. с. (рис. 4-85).
В комплектных распределительных устройствах применяются опор-но-проХодные трансформаторы тока ТЛМ-10, конструктивно совмещенные с одним из штепсельных разъемов первичной цепи ячейки КРУ.
На большие номинальные первичные токи применяются, транс
форматоры тока, у которых роль первичной обмотки выполняет шина, проходящая внутри трансформатора. На рис. 4-86 показан -трансформатор тока ТШЛ-20 (шинный с литой изоляцией, на 20 кВ и токи 6000 — 18 000 А). Эти трансформаторы представляют собой кольцеобразный эпоксидный блок с залитыми в нем магнитопроводом и вторичными обмотками. Первичной обмоткой является шина токопровода. В изоляционный блок залито экранирующее силуминовое кольцо, электрически соединенное с шиной с помощью пружины. Электродинамическая стойкость таких трансформаторов тока определяется устойчивостью шинной конструкции.
В установках 10 кВ на номинальные токи 2000—5000 А применяются проходные шинные трансформаторы тока ТПШЛ.
Для наружной установки выпускаются трансформаторы тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией типа ТФН (рис. 4-87). В полом фарфоровом изоляторе, заполненном маслом, расположены обмотки и магнитопровод транс
§ 4-8] Трансформаторы тока 359
форматора. Конструктивно первичная и вторичная обмотки напоминают два звена цепи. Первичная обмотка состоит из двух секций, которые с помощью переключателя 2 могут быть соединены последовательно (положение /) или параллельно (положение II), чем достигается изменение номинального коэффициента трансформации в отношении 1:2. На фарфоровой покрышке установлен металлический маслорасширитель 1, воспринимающий колебания уровня
Рис. 4-86. Трансформатор тока ТШЛ-20.
/ — магнптопровод класса 0,5; 2 — магнитопровод класса Р; 3 — литой эпоксидный блок; 4 — корпус; 5 — коробка выводов вторичных обмоток; 6 — токоведущая шина.
масла. Силикагелевый влагопоглотитель 5 предназначен для поглощения влаги наружного воздуха, с которым сообщается внутренняя полость маслорасширителя. Обмотки и фарфоровая покрышка крепятся на стальном цоколе 13. Коробка вторичных выводов 12 герметизирована. Снизу к ней крепится кабельная муфта, в которой разделен кабель вторичных цепей.
Трансформаторы ТФН имеют один магнитопровод с обмоткой класса 0,5 и два-три магннтопровода с обмотками для релейной защиты. Чем выше напряжение, тем труднее осуществить изоляцию первичной обмотки, поэтому на напряжение 330 кВ и более изготовляются трансформаторы тока каскадного типа. Наличие двух каскадов трансформации (двух сердечников с обмотками) позволяет выполнить изоляцию обмоток каждой ступени не на полное
294 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
Рис. 4-44. Схемы включения отделителей и короткозамыкателей. а — в установках ПО кВ и выше; б— в установках 35 кВ.
Рис. 4-45. КоротКозамыкатель КЗ-35.
1 — нож; 2 — непсдвнжный контакт; 3 — изолятор; 4 — шинка заземления; 5 — рама.
§ 4-6J
Разъединители, короткозамыкатели, отделители
295
Рис. 4-43. Разъединитель типа РТЗ-1150/4000-У1.
земленного ножа па неподвижный контакт, находящийся под напряжением. Импульс для работы привода подается от релейной защиты. Отключение производится вручную. При включении коротко-замыкателя во избежание возникновения дуги и повреждения аппарата необходимо обеспечить большую скорость движения ножа. В существующих конструкциях время включения короткозамыка-теля составляет 0,4—0,5 с. Для ускорения включения имеются конструкции короткозамыкателей, в которых движение ножу сообщается силой взрыва порохового заряда.
Отделитель внешне не отличается от разъединителя, но у него для отключения имеется пружинный привод. Включение отделителя производится вручную. Отделители, так же как разъединители, могут иметь заземляющие ножи с одной или двух сторон. Недостатком существующих конструкций ОД является довольно большое время отключения (0,5—I с).
Отделители могут отключать обесточенную цепь или ток намагничивания трансформатора, но отключать ток к. з., возникающий при срабатывании короткозамыкателя, отделителем нельзя, поэтому в схемах управления ОД и КЗ имеется блокировка, которая запрещает отключение отделителя, если через трансформаторы тока ТТ,
360
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
напряжение, а на половину его. На рис. 4-88 показана схема обмоток и внешний вид каскадного трансформатора тока ТРН-750. Каж-
I
Рас. 4-87. Трансформатор тока ТФН.
/ — маслорасширитель; 2 — переключатель первичной обмотки; 3 — ввод Л,; 4 — крышка: 5 — влагопоглотитель; 6 — ввод Л,; 7 — маслоукаэатель; 8 — первичная обмотка: 9 — фарфоровая покрышка; Ю — магнитопровод с вторичной обмоткой; // — масло; /2 — коробка выводов вторичных обмоток; 13 — цоколь; / — положение переключателя при последовательном соединении обмоток; II — положение при параллельном соединении обмоток.
дая ступень трансформатора конструктивно самостоятельна. Первичная обмотка верхней ступени состоит из двух секций для изме-
§ 4-8]
Трансформаторы тока
361
пения коэффициента трансформации. Вторичных обмоток четыре:
одна класса 0,5 для измерений и три для релейной защиты.
Рис. 4-88. 1 рансформатор тока ТРН-750.
Двойная трансформация усложняет конструкцию трансформаторов тока и увеличивает погрешность.
В установках 35 кВ и более широко применяются трансформаторы тока, встроенные в проходные втулки силовых трансформаторов или баковых выключателей. Первичной обмоткой таких трансформаторов является стержень втулки. При небольших первичных токах класс точности этих трансформаторов
а — конструкция; / — переключатель первичной обмотки; 2 — экран; 3 — верхняя ступень каскада; 4 — растяжка; 5 — нижняя ступень каскада; 6 — рама; 6 — схема включения обмоток.
тока 3 или 10. При первичных токах 1000—2000 А возможна ра бота в классе 0,5.
362 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
Вторичные обмотки трансформаторов тока имеют отпайки, позволяющие регулировать коэффициент трансформации в соответствии с первичным расчетным током.
Кроме рассмотренных типов трансформаторов тока выпускаются специальные конструкции для релейных защит: трансформаторы тока нулевой последовательности ТНП, ТНПШ, ТЗ, ТЗЛ; быстро-насыщающиеся трансформаторы ТКБ; трансформаторы для поперечной дифзащиты генераторов ТШЛО.
в) Оптико-электронные измерительные трансформаторы
Чем выше напряжение, тем труднее изолировать первичную обмотку ВН от вторичной, измерительной обмотки трансформаторов. Каскадные измерительные трансформаторы на 500,750 и 1150 кВ
сложны в изготовлении и дороги, поэтому взамен их разработаны принципиально новые оптико-электронные трансформаторы (ОЭТ). В них измеряемый сигнал (ток, напряжение) преобразуется в световой поток, который изменяется по определенному закону и передается в приемное устройство, расположенное на заземленном элементе. Затем световой поток преобразуется в электрический сигнал, воспринимаемый измерительными приборами (рис. 4-89). Таким образом, передающее устройство, находящееся под высоким напряжением, и
Рис. 4-89. Структурная схема оптико-электронного трансформатора тока.
/ — первичный преобразователь; 2 — светодиод; 3 — оптическая система: 4 — световод; 5 — фоточувствительный прибор; 6 — усилитель; 7 — измерительный прибор.
приемное устройство, соединенное с землей, связаны между собой только пучком света.
Световой поток передается внутри полого изолятора по трубе с зеркальными стенками или по диэлектрическим стержневым и волоконным световодам. Последние изготовляются из специального оптического стекла с изолирующей оболочкой. Передающее устройство ОЭТ может быть основано на различных принципах. В некоторых трансформаторах тока (ОЭТТФ) используется эффект Фарадея (рис. 4-90). В основании 10 на потенциале земли находятся источник света 8, два фотоприемника 9, включенных по дифференциальной схеме в цепь усилителя 11, к которому присоединяются измерительные приборы. В головке ВН 1 размещены две ячейки Фарадея и токопровод измеряемого тока 2. Ячейки Фарадея состоят из поляризаторов 3, оптически активного вещества (кварц, тяжелое стекло) 4 и анализаторов 5. Пучок поляризованного света, проходя
§ 4-8]
Трансформаторы тока
363
в оптически активном веществе 4, меняет плоскость поляризации на угол, который зависит от напряженности магнитного поля, т. е. от измеряемого тока. Поворот плоскости поляризации за анализаторами 5 проявляется в виде изменения интенсивности све-
тового
потока,
падающего
на
фотоприемник. Световые потоки передаются внутри изолирующей колонки 6 по световодам 7. Фотоприемники преобразуют световой сигнал в электрический, который усиливается в усилителе 11 и подается к измерительным приборам. Такие трансформаторы тока универсальны, они предназначены для измерения постоянного, переменного и импульсного тока в установках высокого и сверхвысокого напряжения. Измерительный импульс практически мгновенно передается к фотоприемникам.
Имеются конструкции трансформаторов тока, в которых передающее устройство состоит из модулятора и светодиода. Световой поток полупроводникового светодиода зависит от измеряемого тока I и его фазы.
Оптико-электронный трансформатор тока с частотной модуляцией (ОЭТТЧ) на 750 кВ и 2000 А имеет четыре оптических канала —один для измерения и три для защиты. Каждый канал связан со своим первичным преобразователем. Канал измерения рассчитан на нормальную работу при токах до 1,2 /ион, при этом погрешность не превышает
Рис. 4-90. Функциональная схема оптико-электронного трансформатора тока ОЭТТФ,
± 1%. Каналы защиты рассчитаны так, что передают без искажения импульсы при токах до 20 /|10м.
Оптико-электронные измерительные трансформаторы позволяют контролировать не только ток и напряжение, но и мощность (полную, активную, реактивную) установки, сопротивление на ее за-
364
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
жимах, а также моменты перехода мгновенных значений тока и напряжения через нулевое значение.
ОЭТ целесообразно применять в установках 750 кВ и выше, а также для измерения больших токов (20—50 кА) при напряжении 10—24 кВ, импульсных токов и параметров переходных режимов.
4-9. ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ
а) Общие сведения и схемы соединения
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до
А- Щ ЬХ гЫфн --г
I
Рис. 4-91. Схема включения трансформатора напряжения. 1 — первична и обмотка; 2 — магнитопровод; 3 — вторичная обмотка.
стандартной величины 100 или 100/1/3 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Схема включения однофазного трансформатора напряжения показана на рис. 4-91; первичная’ обмотка включена на напряжение сети t/i, а ко вторичной обмотке (напряжение 6/2) присоединены параллельно катушки измерительных приборов и реле. Для безопасности обслуживания один из выходов вторичной обмотки заземлен. Трансформатор напряжения в отличие от трансформатора тока работает в режиме, близком к холостому ходу, так как сопротивление параллельных
катушек приборов и реле большое, а ток, потребляемый ими, невелик.
Номинальный коэффициент трансформации определяется следующим выражением:
Г/- U1 ном
Ац ==7/----,
о 2 НОМ
гДе ном — номинальное первичное напряжение; U.2 пом — номинальное вторичное напряжение.
Рассеяние магнитного потока и потери в сердечнике приводят к погрешности измерения
&и% = 100.
U1
Так же как в трансформаторах тока, вектор вторичного напряжения сдвинут относительно вектора первичного напряжения не точно на угол 180°. Это определяет угловую погрешность.
В зависимости от номинальной погрешности различают классы точности 0,2; 0,5; 1; 3.
§ 4-9]
Трансформаторы напряжения
365
Погрешность зависит от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали, от величины и cos <р вторичной нагрузки. В конструкции трансформаторов напряжения предусматривается компенсация погрешности по напряжению путем некоторого уменьшения числа витков первичной обмотки, а также компенсация угловой погрешности за счет специальных компенсирующих обмоток.
Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных к вторичной обмотке трансформатора напряжения,
не должно превышать номинальную мощность трансформатора напряжения, так как в противном случае это приведет к увеличению погрешностей.
В зависимости от назначения могут применяться трансформаторы напряжения с различными схемами соединения обмоток. Для измерения трех междуфазных напряжений можно использовать два однофазных двухобмоточных трансформатора НОМ, НОС, НОЛ, соединенных по схеме открытого треугольника (рис. 4-92, а), а также трехфазный двухобмоточный трансформатор НТМК, обмотки которого соединены в звезду (рис. 4-92, б). Для измерения напряжения относительно земли могут применяться три однофазных трансформатора, соединенных по
Рис. 4-92. Схемы соединения обмоток трансформаторов напряжения.
схеме Y0/Y0, или трехфазный трехобмоточный трансформатор НТМИ (рис. 4-92, в). В последнем случае обмотка, соединенная в звезду, используется для присоединения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутый треугольник, присоединяется реле защиты от замыканий на землю. Таким же образом в тре^-фазную группу соединяются однофазные трехобмоточные трансформаторы типа ЗНОМ и каскадные трансформаторы НКФ.
б) Конструкции трансформаторов напряжения
По конструкции различают трехфазные и однофазные трансформаторы. Трехфазные трансформаторы напряжения применяются
366
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
при напряжении до 18 кВ, однофазные — на любые напряжения. По типу изоляции трансформаторы могут быть сухими, масляными и с литой изоляцией.
Обмотки сухих трансформаторов выполняются проводом ПЭЛ, а изоляцией между обмотками служит электрокартон. Такие трансформаторы применяются в установках до 1000 В (НОС-0,5 — трансформатор напряжения однофазный, сухой, на 0,5 кВ).
Трансформаторы напряжения с масляной изоляцией применяются на напряжение 6—1150 кВ в закрытых и открытых распределительных устройствах.В этих трансформаторах обмотки и магнитопровод залиты маслом, которое служит для изоляции и охлаждения.
Следует отличать однофазные двухобмоточные трансформаторы НОМ-6, НОМ-10, НОМ-15, НОМ-35 от однофазных трехобмоточных ЗНОМ-15, ЗНОМ-20, 3HOM-35.
.Схема обмоток первых показана па рис. 4-93, а. Такие трансформаторы имеют два ввода ВН и два ввода НН, их можно соединить по схемам открытого треугольника, звезды, треугольника. У трансформаторов второго типа (рис. 4-93, б) один конец обмотки ВН заземлен, единственный ввод ВН расположен на крышке, а вводы НН — на боковой стенке бака. Обмотка ВН рассчитана на фазное напряжение, основная обмотка НН — на 100/]ЛЗ В, дополнительная обмотка — на 100/3 В. Такие трансформаторы называются заземляемыми и соединяются по схеме, показанной на рис. 4-92, в.
Трансформаторы типов ЗНОМ-15, ЗНОМ-20, ЗНОМ-24 устанавливаются в комплектных шинопроводах мощных генераторов. Для уменьшения потерь от намагничивания их баки выполняются из немагнитной стали.
Рис. 4-93. Трансформаторы напряжения одно-фазные масляные.
а — типа НОМ-35; б — типа 3HOM-35; / — ввод высокого напряжения; 2 — коробка вводов НН;
3 — бак.
§ 4-9]
Трансформаторы напряжения
367
3 4
5 6
,1/74
ФВОО
Рис. 4-94. Установка трансформатора напряжения ЗНОМ-20 в комплектном токопроводе.
На рис. 4-94 показана установка такого трансформатора в комплектном токопроводе. Трансформатор с помощью ножевого контакта 3, расположенного на вводе ВН, присоединяется к пружинящим контактам, закрепленным на токопроводе 1, закрытом экраном 2. К патрубку 5 со смотровыми люками 4 болтами 6 прикреплена крышка трансформатора. Таким образом, ввод ВН трансформатора находится в закрытом отростке экрана токопровода. Зажимы обмоток НН выведены на боковую стенку бака и закрываются отдельным кожухом.
Трехфазные масляные трансформаторы типа НТМИ имеют пятистержневой магнитопровод и три обмотки, соединенные по схеме, показанной на рис. 4-92, в. Такие трансформаторы предназначены для присоединения приборов контроля изоляции.
В установках ПО кВ и выше применяются трансформаторы напряжения каскадного типа НКФ. В этих трансформаторах обмотка ВН равномерно распределяется по нескольким магнитопроводам, благодаря чему облегчается ее изоляция. Трансформатор НКФ-110 (рис. 4-95) имеет двухстержневой магнитопровод, на каждом стержне которого расположена обмотка ВН, рассчитанная на (/ф/2. Так как общая точка обмотки ВН соединена с магнитопроводом, то он по отношению к земле находится под потенциалом £/ф/2. Обмотки ВН изолируются от
магнитопровода также на £7ф/2. Обмотки НН (основная и дополнительная) намотаны на нижнем стержне магнитопровода. Для равномерного распределения нагрузки по обмоткам ВН служит обмотка связи 11. Такой блок, состоящий из магнитопровода и обмоток, помещается в фарфоровую рубашку и заливается маслом.
Трансформаторы напряжения (TH) на 220 кВ состоят из двух блоков, установленных один над другим, т. е. имеют два магнитопровода и четыре ступени каскадной обмотки ВН с изоляцией на (/ф/4. Трансформаторы напряжения НКФ-330 и НКФ-500 соответственно имеют три и четыре блока, т. е. шесть и восемь ступеней обмотки ВН.
368
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Чем больше каскадов обмотки, тем больше их активное и реак
Фа.за. А'
ВН.
Уф 2
Цф 2
Цф г
дф ~2
d-д О» X
а;
Рис. 4-95. Трансформатор напряжения НКФ-110.
тивное сопротивление, возрастают погрешности и поэтому трансформаторы НКФ-330, НКФ-500 выпускаются только в классах точности 1 и 3. Кроме того, чем выше напряжение, тем сложнее конструкция трансформаторов напряжения, поэтому в установках 500 кВ и выше применяются трансформаторные устройства с емкостным отбором мощности, присоединенные к конденсаторам высокочастотной связи С\ с помощью конденсатора отбора мощности С2 (рис. 4-96). Напряжение, снимаемое с С2 (10—15 кВ), подает-
а — схема: б — конструкция; I — ввод ВН; 2 — СЯ На Трансформатор маслорасшнрнтсль; 3 - фарфоровая рубашка; 4 — „uominufi япо ото
основание; 5 — коробка вводов 1111. • Ч> ИМвЮЩИИ Две BTO-
ричные обмотки, которые соединяются по такой же схеме, как у трансформаторов НКФ или ЗНОМ Для увеличения точности работы трансформатора в цепь его первичной обмотки включен реактор Р, компенсирую-
щий емкостное сопротивление делителя напряжения. В первичной обмотке трансформатора TH и в обмотке реактора Р предусмотрена ступенчатая регулировка числа витков для подбора индуктивности реактора и уточнения величины иг. Реактор Р и трансформатор TH встраиваются в общий бак и заливаются маслом. Заградитель 3 не пропускает токи высокой частоты в реактор и трансформатор напря-
Рис. 4-96. Схема емкостного трансформатора напряжения.
жения.
Такое устройство получило название емкостного трансформатора напряжения (НДЕ).
При надлежащем выборе всех элементов и настройке схемы устройство НДЕ может быть выполнено на класс точности 0,5 и выше. Для установок 500 и 750 кВ применяется устройство НДЕ-500, НДЕ-750.
§ 4-10] Система измерений на электростанциях и подстанциях
369
Все шире применяются трансформаторы напряжения с литой изол я цне й. Заземляемые трансформаторы напряжения серии ЗНОЛ.06 имеют пять исполнений по номинальному напряжению: 6, 10, 15, 20 и 24 кВ. Магнитопровод в них ленточный, разрезной, С-образный, что позволило увеличить класс точности до 0,2. Такие трансформаторы имеют небольшую массу, могут устанавливаться в любом положении, пожаробезопасны. Трансформаторы ЗНОЛ.06 предназначены для установки в КРУ и комплектных токопроводах взамен масляных трансформаторов НТМИ и ЗНОМ, а трансформаторы серии НОЛ.08 предназначены для замены НОМ-6 и НОМ-10.
4-10. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.
В зависимости от характера объекта и структуры его управления объем контроля и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления (ГЩУ), блочном щите управления (БЩУ) и центральном щите (ЦЩУ) на электростанциях с блоками генератор-трансформатор и на местных щитах.
В зависимости от особенностей режима работы даже на аналогичных присоединениях количество контрольно-измерительных приборов может быть различным. В табл. 4-9 приведен рекомендуемый перечень измерительных приборов [4-11, 4-12].
Наибольшее количество измерительных приборов необходимо в цепи мощных генераторов, где осуществляется контроль за нагрузкой во всех фазах, за активной и реактивной мощностью, ведется учет выработанной электроэнергии, а также контролируется ток и напряжение в цепи ротора и в цепи возбудителя. Кроме показывающих приборов устанавливаются регистрирующие (самопишущие) приборы: ваттметры и варметры в цепи статора генератора для контроля за активной и реактивной мощностью, амперметры и вольтметры в цепи ротора. Кроме того, в цепи каждого генератора предусматриваются датчики активной и реактивной мощности, которые передают значение измеряемого параметра к суммирующим ваттметру и варметру на ЦЩУ или ГЩУ, к устройствам телемеханики.
На межсистемных линиях 330—500 кВ контролируются токи в каждой фазе, так как выключатели 330—500 кВ имеют пофазное управление, и перетоки активной и реактивной мощности. Кроме того, на подстанции устанавливаются осциллографы, записывающие фазные напряжения трех фаз, токи трех фаз, напряжение нулевой последовательности, токи нулевой последовательности
Таблица 4-9
Контрольно-измерительные приборы на электростанциях и подстанциях
№ п/п. Цепь Место установки приборов Перечень приборов Примечания
А. 5 1 лектростанции Турбогенератор Статор Ротор Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр и вольтметр (на генераторах 6С МВт и более) Амперметр, вольтметр. Вольт метр в цепи основного и резервного возбудителя. Регистрирующий амперметр (на генераторах 60 МВт к более) 1. Перечисленные приборы устанавливаются на основных щитах управления (БЩУ или ГЩУ) 2. На генераторах до 12 МВт в цепи статора устанавливается один амперметр 3. На групповом щите турбины устанавливается ваттметр, частотомер в цепи статора (если нет БЩУ) и вольтметр в цепи возбуждения 4. При наличии БЩУ на ГЩУ устанавливаются ваттметр и варметр 5. На ЦЩУ устанавливаются частотомер, суммирующие ваттметр и варметр
2 Гидрогенератор Статор Ротор Такие же приборы, как для турбогенератора Амперметр, вольтметр
3 Блок генератор трансформатор Генератор Приборы по п. 1 I. В цепи генератора устанавливаются осциллограф и приборы синхронизации
Продолжсние табл. 4-9
№ п/п. Цепь Место установки приборов Перечень приборов Примечания
3 Блок генератор-трансформатор Блочный трансформатор НН СН ВН Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой Амперметр —
4 Трансформатор связи с энергосистемой или РУ разных напряжений Двухобмоточный ВН НН Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой У трансформаторов, работающих в бтоке трансформатор-линия, амперметры устанавливаются во всех фазах
Трехобмоточный и автотрансформатор НН СН ВН То же То же Амперметр —
5 Линия или трансформатор собственных нужд На одну секцию Со стороны питания: амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии На блочных ТЭС приборы устанавливаются на вводе 6,3 кВ
На две секции На вводе к секциям 6,3 кВ: амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии, датчик активной мощности —
6 Линия 6—10 кВ к потребителям Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии для линий, принадлежащих потребителю Если по счетчикам не ведется денежный расчет, то счетчик реактивной энергии не устанавливается
~ а __ § 4-10] Система измерений на электростанциях и подстанциях
Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4 ________________________________2________________
Продолжение табл. 4-9
№ п/п. Цепь Место установки приборов Перечень приборов Примечания
7 Линия 35 кВ Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях См. примечание к п. 6
3 Линия НО— 22и кВ Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор, используемый для определения места к. з., расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях 1. Для линий с пофазным управлением устанавливаются три амперметра 2. На линиях с двусторонним питанием ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, два счетчика активной энергии со стопорами
9 Линия 330— 750 кВ Амперметр в каждой фазе, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, осциллограф, фиксирующий прибор для определения места к. з., датчики активной и реактивной мощности На линиях межсистемной связи устанавливаются счетчики активной энергии со стопорами
10 Сборные шины На каждой секции или системе шин Вольтметр для измерения междуфазного напряжения, вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений, частотомер, приборы синхронизации: Два частотомера, два вольтметра и синхроноскоп Приборы синхронизации устанавливаются при возможности синхронизации
Продолжение табл. 4-9
№ п/п. Цепь Место установки приборов Перечень приборов Примечания
10 Сборные шины Общие приборы с переключением на любую секцию или систему шин Два регистрирующих вольтметра для измерения междуфазных напряжений и два частотомера —
и Шины 6 кВ собственных нужд Воль-метр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением длч измерения трех фазных напряжений —
12 Электродвигатели Статор Амперметр На двухскоростных электродвигателях устанавливаются амперметры в каждой обметке
13 Сборные шины высшего напряжения электростанции На каждой секции или системе шин Вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр н суммирующий ваттметр (на электро-с-аяциях 200 МВт и более); приборы синхронизации: два частотомера. два вольтметра, синхроноскоп. осциллограф 1. На шинах 35 кВ устанавливается один вольтметр для контроля междуфазного напряжения и один вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений 2. На шинах НО кВ устанавливается по одному осциллографу на секцию, на шинах 150—220 кВ — по два осциллографа
14 Шиносоединительный и секционный выключатель Амперметр —
Электрические аппараты и токоведущие части[Гл. 4 § 4-10] Система измерений на электростапциях и подстанциях
Продолжение табл. 4-9
№ п/п. Цепь Место установки приборов Перечень приборов Примечания
15 Обходной выключатель Амперметр, ваттметр, варметр с двусторонней шкалой, расчетные счетчики и фиксирующий прибор —
16 Шунтирующий реактор Амперметр, варметр —
17 Б. 7 18 Шунтирующая емкость Подстанции Понизительный двухобмоточный ВН Амперметр в каждой фазе, варметр 1. Ваттметр — только для трансформаторов НО кВ и выше
трансформатор НН Амперметр, ваттметр, варметр, счетчики активной и реактивной энергии 2. Варметр— только для трансформаторов 220 кВ и выше 3. Если поток мощности через трансформатор может меняться по направлению, то устанавливаются
19 Т рехобмоточ ный трансформатор или автотрансформатор ВН СН НН Амперметр Амперметр, ваттметр, варметр, счетчики активной и реактивной энергии То же ваттметры и варметры с двусторонней шкалой и два счетчика со стопорами 4. На трансформаторах с расщепленной обмоткой НН, а также присоединенных к шинам 6—10 кВ через сдвоенный реактор, приборы устанавливаются в каждой цепи НН
Электрические аппараты и токоведущие части
Продолжение табл. 4-9
№ п/п. Цепь Место установки приборов Перечень приборов Примечания
20 Синхронный компенсатор Статор Ротор Амперметр, вольтметр, варметр с двусторонней шкалой, счетчики реактивной энергии со стопорами Амперметр, вольтметр
21 Сборные шины 6, 10, 35 кВ На каждой секции или системе шин Вольтметр для измерения между-фазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений На транзитной подстанции на шинах 35 кВ устанавливается регистрирующий вольтметр, если шины п/ст. являются контрольными точками по напряжению в системе
22 Сборные шины 110—220 кВ То же Вольтметр с переключателем для измерения трех междуфазных напряжений и регистрирующий вольтметр; осциллограф на транзитных п/ст.; фиксирующий прибор (£/0) См. примечание к п- 21
376
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Примечания На п/ст., где по условиям работы энергосистемы требуется точная ручная синхронизация, устанавливается колонка синхронизации 1 1
Перечень приборов То же, что по п. 22, и регистрирующий частотомер То же, что по п. 14, 15 То же, что по п. 6, 7, 8, 9 — Амперметр, расчетный счетчик активной энергии Регистрирующий амперметр
Место установки приборов На каждой секции или системе шин 1 ВН НН 1
Цепь Сборные шины 330 кВ и выше Секционный шиносоединительный и обходной выключатель Ct с с 1Г J 2 3 t 1 Трансформатор собственных нужд Дугогаснтельная катушка
с 23 24 25 см
§ 4-10] Система измерений на электростанциях и подстанциях 377
и т. д. Эти записи позволяют выяснить картину того или иного аварийного режима.
На линиях высокого напряжения устанавливаются приборы, фиксирующие параметры, необходимые для определения места повреждения.
Если объект, в цепях которого необходимо контролировать ток, мощность или другие величины, находится далеко от щита управления (от нескольких сотен до тысяч метров), то сопротивление проводов от приборов до измерительных трансформаторов будет настолько большим, что погрешность измерения возрастет до недопустимого значения. В этом случае используются измерительные преобразователи тока, активной и реактивной мощности. Измерительный преобразователь (датчик) включается в цепь измеряемого параметра через трансформаторы тока и напряжения,
Ввод В ЭВМ
АВС
Канал связи.
Рис. 4-97. Структурная схема телеизмерительного устройства.
К суммирующим приборам
Измерительный, прибор
а на выходе он дает постоянный ток, который линейно зависит от измеряемого параметра. Постоянный ток на выходе датчиков не превышает 5 мА, поэтому соединительные провода от датчика до измерительного прибора могут быть меньшего сечения. На рис. 4-97 показана функциональная схема включения измерительного преобразователя активной мощности ДАУ и измерительного прибора.
Применение измерительных преобразователей дает следующие преимущества перед традиционным подключением измерительных приборов непосредственно к трансформаторам тока и напряжения: уменьшается нагрузка трансформаторов тока и напряжения, так, как потребляемая преобразователем мощность не превышает 1 В -А по токовым цепям и 10 В -А по цепям напряжения;
создается возможность непрерывного ввода информации в ЭВМ; уменьшается сечение контрольных кабелей;
легко осуществляется измерение по вызову, так как преобразователи могут работать с разомкнутой цепью;
для всех измерений применяется простейший прибор — миллиамперметр.
378 Электрические аппараты и токоведущие части [Гл. 4
Если передающее устройство (датчик) и приемное устройство (прибор) находятся друг от друга на расстоянии не более нескольких километров, то применяют проводную систему телеизмерения (ближнего действия).
Если объект контроля находится от пункта управления на расстоянии десятков и сотен километров, то для передачи телеизмерений применяются специальные устройства телемеханики, работающие по высокочастотным каналам связи.
4-11. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
а) Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбираются-.
по напряжению установки
^уст ном»
по току
'норм ^1 ном» 1 max /j ном-
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
по конструкции и классу точности;
по электродинамической стойкости:
где 1у — ударный ток к. з. по расчету; &9Д — кратность электродинамической стойкости по каталогу; /1„ом — номинальный первичный ток трансформатора тока.
Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются;
по термической стойкости
к === (^г^1 ном)2
где Вк — тепловой импульс по расчету; kx — кратность термической стойкости по каталогу; /т — время термической стойкости по каталогу;
по вторичной нагрузке
^2 "=== 22ном,
где г2— вторичная нагрузка трансформатора тока; ?2НОМ—номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
§ 4-11]
Выбор измерительных трансформаторов
379
Рассмотрим подробнее выбор трансформаторов тока по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому z3 ~ г2. Вторичная нагрузка г2 состоит из сопротивления приборов гпр„б, соединительных проводов гпр и переходного сопротивления контактов гк:
7*2 ~ ^прпб 4" ^пр 4* 7К.
Сопротивление приборов определяется по выражению
<5прпб
• приб= р »
где Snp„6 — мощность, потребляемая приборами; /2 — вторичный номинальный ток прибора.
Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие
^прпб 4" ^"пр 4* Г к ^2ном’
откуда
'пр= ггном '"приб Г*'
Зная гпр, можно определить сечение соединительных проводов
Р*расч
<7 = ——.
'пр
где р — удельное сопротивление материала провода. Провода с медными жилами (р = 0,0175) применяются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами (р = = 0,0283); /расч — расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока (рис. 4-98).
Длину соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов (в один конец) можно принять для разных присоединений приблизительно равной, м:
Все цепи ГРУ 6—10 кВ, кроме линий к потребителям................ 40—60
Цепи генераторного напряжения блочных электростанций ........... 20—40
Линии 6—10 кВ к потребителям..................................... 4—6
Все цепи РУ: 35 кВ..................................................... 60—75
НО кВ..................................................... 75—100
220 кВ.....................................................100—150
330—500 кВ.................................................150—175
Синхронные компенсаторы ........................................ 25—40
380
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
В качестве соединительных проводов применяются многожильные контрольные кабели с бумажной, резиновой, полнхлор-виниловой или полиэтиленовой изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или специальной теплостойкой оболочке. По
Рис. 4-98. Схемы соединения трансформаторов тока и измерительных приборов, а — включение в одну фазу; б — включение приборов в неполную звезду; в — включение приборов в полную звезду.
условию прочности сечение не должно быть меньше 2,5 мм2 для алюминиевых жил и 1,5 мм2 для медных жил. Сечение больше 6 мм2 обычно не применяется.
Пример 4-7. Задание. Выбрать трансформаторы тока для присоединения измерительных приборов р цепи генератора ТВФ-60-2, включенного на сборные шины 10 кВ. Значения токов к. з. в цепи генератора приведены в примере 4-6.
Решение. Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по табл. 4-9, схема включения их показана на рис. 4-99. Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ТЭКН-20/7800 (см. пример 4-1), то выбираем трансформаторы тока встроенные ТШЛ-ЮК-5000-0,5/р (каталог 02.13.16-71).
Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в табл. 4-10.
Таблица 4-10 Сравнение данных
Расчетные данные
Каталожные данные
(7уст= 10,5 кВ
/mrtV = 4350 А
(у|= 92,39 кА
Вк=4912 кА» • с
£/ном— Ю кВ
7 ном=5000 А
Не проверяются
(Миом)2 <т = (70 5)2.1 =24 500 кА2 . с
Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения (рис. 4-99) и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока ТТ1 (табл. 4-11).
Из табл. 4-11 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.
Общее сопротивление приборов
гИрнб=%^ = -25- = 0,16Ом.
§ 4-11]
Выбор измерительных трансформаторов
381
Таблица 4-11
Вторичная нагрузка трансформатора тока (к примеру 4-6)
Прибор Тип Нагрузка, В-A, фазы
А В с
Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии Ваттметр (машинный зал) Д-335 Д-335 И-680 Д-305 0,5 0,5 2,5 0,5 — 0,5 0,5 2,5 0,5
Итого 4,0 — 4,0
Рис. 4-99, Схема включения измерительных приборов генератора.
Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5 составляет 0,8 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов
тпр — ^зном — гприб — гк — 0,8 0,16—0,1 — 0,54 Ом.
382
Электрические аппараты и токоведущие части
[Гл. 4
Принимая длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами 40 м, определяем сечение
^,_одаз^£®_= Л
Гпр 0,54
Принимаем контрольный кабель АКВРГ с жилами сечением 4 мм2.
б) Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются-. по напряжению установки
^уст ^^ном>
по конструкции и схеме соединения обмоток;
ио классу точности;
по вторичной нагрузке
5„ом,
где S110M — номинальная,мощность в выбранном классе точности; при этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника — удвоенную мощность одного трансформатора; — нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, В -А.
Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда
~ У (ij*^npn6 COS fPnpntj)2(^jSnpn6 Sin (Pnpnfj)2 — Pприб + Сириб-
Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему.
Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не более 0,5%, а до щитовых измерительных приборов — не более 1,5% при нормальной нагрузке.
Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм2 для медных жил и 2,5 мм2 для алюминиевых жил.
Пример 4-8. Задание. Выбрать трансформатор напряжения для присоединения измерительных приборов в цепи генератора (см. рнс. 4-99 и условие примера 4-7).
Решение. В цепи комплектного токопровода устанавливаем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-10, к которому присоединяются измерительные приборы и приборы контроля изоляции в цепи генератора.
Подсчет нагрузки основной обмотки приведен в табл. 4-12,
§ 5-1]
Общие сведения о схемах электроустановок
383
Таблица 4-12
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения (к примеру 4-8)
Прибор С н Потребляемая мощность одной катушки. В*А К U Э Ч Й COS ф sin ф Число приборов Общая потребляемая мощность
О и S З4 Р, Вт <?, В-А
Вольтметр Ваттметр Варметр Датчик активной мощности Датчик реактивной мощности Счетчик активной энергии Ваттметр Частотомер Э-335 Д-335 Д-335 Е-829 Е-830 И-680 Д-305 Э-371 2,0 1,5 1,5 10 10 2,0 Вт 2,0 3,0 1 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 0,38 1 1 0 0 0 0 0 0,925 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 2,0 3,0 3,0 10,0 10,0 4,0 4,0 3,0 1 -5 1 1 1 II
Итого 39,0 9,7
Вторичная нагрузка
S2, S - +Q’ = /ЗЭ»'+ 9,7»=40,1 р.д.
Выбранный трансформатор ЗНОЛ.0.6-10 УЗ имеет номинальную мощность в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков, 75 В-А. Таким образом, S2 s = 40,1 < S(I0M = 75 В-А, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.
Глава пятая
ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
5-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О СХЕМАХ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
а) Виды схем и их назначение
Главная схема электрических соединений электростанции (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 принци
384
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
пиальных 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. [Гнекоторых 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). Условные графические обозначения основных элементов схем приведены в табл. 1-2.
В условиях эксплуатации наряду с принципиальной главной схемой применяются упрощенные оперативные схемы, в которых указывается только основное оборудование. Дежурный персонал каждой смены заполняет оперативную схему и вносит в нее необходимые изменения в части положения выключателей и разъединителей, происходящие во время дежурства.
При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии (мощности), на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, трансформаторы, генераторы) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разработки более подробных и полных принципиальных схем, а также для общего ознакомления с работой электроустановки.
На чертежах этих схем функциональные части изображаются в виде прямоугольников или условных графических изображений (рис. 5-1, а). Никакой аппаратуры (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и т. д.) на схеме не показывают.
На рис. 5-1,6 показана главная схема этой же подстанции без некоторых аппаратов — трансформаторов тока, напряжения, разрядников. Такая схема является упрощенной принципиальной схемой электрических соединений. На полной принципиальной схеме (рис. 5-1, в) указывают все аппараты первичной цепи, заземляющие ножи разъединителей и отделителей, указывают также типы применяемых аппаратов. В оперативнойсхеме (рис. 5-1, г) условно показаны разъединители и заземляющие ножи. Действительное положение этих аппаратов (включено, отключено) показывается на схеме дежурным персоналом каждой смены.
б) Основные требования к главным схемам электроустановок
При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы:
Значение и роль электростанции или подстанции для энергосистемы. Электростанции, работающие параллельно в энергосис-
§ 5-1]
Общие сведения о схемах электроустановок
385
Р2
ВЛ1 110кВ ВЛ2
- « ЮкВ -
л, X 2Е, BL , [ г л-
6)
ВЛ 123
0Д1
Т1
101 102 [103
Hi--ад
Т ВТ -110
РВП-10
ВЛ12Ч
JrlHi-
одз
~^К32
105 106__
108
IUI IU6 tiuo ।—I iuj iud
110кВ
рнд(з)-г-1ю/юооУ1
РВС-35+РВС-15
В)
ОД(3)-1-1Ю/ЮООУ1
ТЛ-10УЗ-0,5/Р-3000/5
ВМПЭ-10-3200-
КЗ-110У-У1
РВС-110
ТДН-ЧОООО/11О
ЗОН-110 м-I
С:
г)
Рис. 5-1. Виды схем (на примере подстанции 110/10 кВ).
а — шруктурная; б — мавная упрощенная; в — полная принципиальная; г — опера-швная.
13 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
38G Главные схемы электростанций и подстанций [Гл. 5
теме, существенно отличаются по своему назначению. Одни из них, б а з и с и ы е, несут основную нагрузку, другие, пиковы е, работают неполные сутки во время максимальных нагрузок, третьи несут электрическую нагрузку, определяемую их тепловыми потребителями (ТЭЦ). Разное назначение электростанций определяет целесообразность применения разных схем электрических соединений даже в том случае, когда количество присоединений одно и то же.
Подстанции могут предназначаться для питания отдельных потребителей или крупного района, для связи частей энергосистемы или различных энергосистем. Роль подстанций определяет ее схему.
Положение электростанции или подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей. Шины высшего напряжения электростанций и подстанций могут быть узловыми точками энергосистемы, осуществляя объединение на параллельную работу нескольких электростанций. В этом случае через шины происходит переток мощности из одной части электросистемы в другую — транзит мощности. При выборе схем таких электроустановок в первую очередь учитывается необходимость сохранения транзита мощности.
Подстанции могут быть тупиковыми, проходными, отпаечными; схемы таких подстанций будут различными даже при одном и том же числе трансформаторов одинаковой мощности.
Схемы распредустройств 6—10 кВ зависят от схем электроснабжения потребителей: питание по одиночным или параллельным линиям, наличие резервных вводов у потребителей и т. п.
Категория потребителей по степени надежности электроснабжения. Все потребители с точки зрения надежности электроснабжения разделяются на три категории.
Электроприемники первой категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства при нарушениях электроснабжения.
Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования.
Электроприемники первой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания,, перерыв допускается лишь на время автомати-ческого восстановления питания.'
Для электроснабжения особой группы электроприемников первой категории предусматривается дополнительное питание от третьего независимого источника питания. Независимыми источниками питания могут служить местные электростанции, электростанции энергосистем, специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.
Э л е к т р о п р и е м и и к и второй категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта,
§ 5-1]
Общие сведения о схемах электроустановок
387
нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.
Эти электроприемники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников.
Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения or одного из источников питания Д2дустимь( перерывы электроснабжения на время, необходимое длд. включения резервного питания действиями 'дежурного _перс6-налгГ’или выездной’оперативной бригады.
' ’ Допускается питание электроприемников второй категории по одной воздушной линии или по одной кабельной линии, выполненной не менее чем двумя кабелями, присоединенными к одному выключателю.
При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более одних суток допускается питание электроприемников второй категории от одного трансформатора.
Электро прием ники третьей категории — все остальные электроприемники, не подходящие под определения первой и второй категорий.
Для этих электроприемников электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что_персрывы электроснабжения, необходимые для ремонта_нли замены поврежденного элемента “системы электроснабжения? не превышают одних' суток.
Перспектива расширения и промежуточные этапы развития электростанции, подстанции и прилегающего участка сети. Схема и компоновка распределительного устройства должны выбираться с учетом возможного увеличения количества присоединений при развитии энергосистемы. Поскольку строительство крупных электростанций ведется очередями, то при выборе схемы электроустановки учитывается количество агрегатов и линий, вводимых в первую, вторую, третью очередь и при окончательном развитии ее.
Для выбора схемы подстанции важно учесть количество линий высшего и среднего напряжения, степень их ответственности, а поэтому на различных этапах развития энергосистемы схема подстанции может быть разной.
Поэтапное развитие схемы распределительного устройства электростанции или подстанции не должно сопровождаться коренными переделками. Это возможно лишь в том случае, когда при выборе схемы учитываются перспективы ее развития.
При выборе схем электроустановок учитывается допустимый уровень токов к. з. При необходимости решаются вопросы секционирования сетей, деления электроустановки на независимо работающие части, установки специальных токоограничивающих устройств.
Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:
надежность электроснабжения потребителей; приспособленность к проведению ремонтных работ; оперативная гибкость электрической схемы;
экономическая целесообразность.
Надежность —свойство электроустановки, участка электрической сети или энергосистемы в целом обеспечить бесперебойное 13*
388
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5 •
электроснабжение потребителей электроэнергией нормированного качества. Повреждение оборудования в любой части схемы по возможности не должно нарушать электроснабжение, выдачу электроэнергии в энергосистему, транзит мощности через шины. Надежность схемы должна соответствовать характеру (категории) потребителей, получающих питание от данной электроустановки.
Надежность можно оценить частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительной величиной аварийного резерва, который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы энергосистемы и ее отдельных узлов.
Приспособленность электроустановки к проведению ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей. Есть схемы, в которых для ремонта выключателя надо отключать данное присоединение на все время ремонта, в других схемах требуется лишь временное отключение отдельных присоединений для создания специальной ремонтной схемы; в третьих ремонт выключателя производится без нарушения электроснабжения даже на короткий срок. Таким образом, приспособленность для проведения ремонтов рассматриваемой схемы можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключений потребителей и-источников питания для ремонтов оборудования.
Оперативная гибкость электрической схемы определяется ее приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений.
Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается, если оперативные переключения в ней производятся выключателями или другими коммутационными аппаратами с дистанционным приводом. Если все операции осуществляются дистанционно, а еще лучше средствами автоматики, то ликвидация аварийного состояния значительно ускоряется.
Оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений.
Экономическая целесообразность схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки — капиталовложения, ее эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения. Подробно методика подсчета приведенных затрат изложена ниже.
в) Схемы выдачи электроэнергии на электростанциях и подстанциях
Схема выдачи электроэнергии зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения нагрузки между распредустройствами (РУ) разного напряжения.
§5-1] Общие сведения о схемах электроустановок 389
На рис. 5-2 показаны структурные схемы выдачи электроэнергии на ТЭЦ. Такие станции обычно имеют потребителей на генераторном напряжении 6—10 кВ, что вызывает необходимость сооружения главного распределительного устройства (ГРУ).
Связь с энергосистемой по линиям высокого напряжения ПО, 220 иВ, поэтому на ТЭЦ кроме ГРУ сооружается распределительное устройство высшего напряжения (РУ ВН).
Если вблизи ТЭЦ имеются энергоемкие производства, то питание их может осуществляться по линиям 35 кВ и выше. В этом случае на ТЭЦ предусматривается распределительное устройство среднего напряжения‘(РУ СН) рис. 5-2, б.
Рис. 5-2. Структурные схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ.
При установке на ТЭЦ мощных генераторов 100, 250 МВт нецелесообразно присоединять их к ГРУ. Это привело бы к значительному увеличению токов к. з., а следовательно, к утяжелению и удорожанию всей аппаратуры ГРУ. Кроме того, известно, что мощные генераторы имеют номинальное напряжение 13,8—20 кВ, а питание потребителей от ГРУ осуществляется обычно на напряжении 6— 10 кВ. Все это делает целесообразным присоединение мощных генераторов на ТЭЦ непосредственно к РУ высокого напряжения в виде блоков генератор-трансформатор (рис. 5-2, в).
Связь между распределительными устройствами разного напряжения осуществляется с помощью двухобмоточных или трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов).
На рис. 5-3 показаны схемы выдачи электроэнергии электростанций с преимущественным распределением электроэнергии па повышенном напряжении (КЭС, ГЭС, АЭС).
Отсутствие потребителей вблизи таких электростанций позволяет не сооружать распределительного устройства на генераторном напряжении. Каждый генератор соединяется с повышающим трансформатором часто без установки выключателя на генераторном напряжении. Такое соединение называется блочным. Параллельная работа блоков генератор-трансформатор осуществляется на высоком
390 Главные схемы электростанций и подстанций [Гл. 5
напряжении, где предусматривается распределительное устройство (рис. 5-3, а). Если электроэнергия выдается на высшем и среднем напряжении, то связь между ними осуществляется трансформатором (автотрансформатором) связи (рис. 5-3, б) или автотрансформатором, установленным в блоке с генератором (рис. 5-3, в).
На рис. 5-1, а показана схема приема и выдачи электроэнергии на подстанции с двухобмоточными трансформаторами. Электроэнергия от энергосистемы поступает в РУ высшего напряжения подстанции, затем трансформируется и распределяется между потребителями в РУ низшего напряжения.
Рис. 5-3. Структурные схемы выдачи электроэнергии мощными электростанциями (КЭС, ГЭС, АЭС).
Узловые подстанции не только осуществляют питание потребителей, но н связывают отдельные части энергосистемы. В этом случае на подстанции кроме РУ НН сооружаются РУ высшего и среднего напряжения и устанавливаются трехобмоточные трансформаторы пли автотрансформаторы.
Выбор той пли иной структурной схемы электростанции и подстанции производится на основании технико-экономического сравнения двух-трех вариантов, для чего в первую очередь необходимо выбрать количество и мощность трансформаторов (автотрансформаторов).
г) Выбор числа и мощности трансформаторов связи на ТЭЦ
На электростанциях, имеющих шипы генераторного напряжения, предусматривается установка трансформаторов для связи этих шин с шипами повышенного напряжения. Такая связь необходима для выдачи избыточной мощности в энергосистему в нормальном режиме, когда работают все генераторы, н для резервирования питания нагрузок па напряжении 6—10 кВ при плановом или аварийном отключении одного из генераторов.
Чисм трансформаторов связи обычно нс превышает двух и выбирается из следующих соображений'.
§ 5-1]
Общие сведения о схемах электроустановок
391
Рис. 5-4. К выбору трансформаторов связи.
При трех или более секциях сборных шин ГРУ устанавливается два трансформатора связи. Это позволяет создать симметричную схему и уменьшить перетоки мощности между секциями при отключении одного генератора.
При выдаче в энергосистему от ТЭЦ значительной мощности, соизмеримой с мощностью вращающегося резерва энергосистемы (10—12% общей установленной мощности энергосистемы), необходима установка двух трансформаторов. В этом случае обеспечивается надежная выдача избыточной мощности в энергосистему.
В остальных случаях, когда ГРУ состоит из одной-двух секций и выдаваемая в систему мощность невелика, допустима установка одного трансформатора связи.
Трансформаторы связи должны обеспечить выдачу в энергосистему всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нуж^_ц_ нагрузок расп'ределительного устройства генераторного напряжения в период минимума нагрузки, вклЮЧЬЯ нерабочие дни.
На рис. 5-4 приведена схема выдачи электроэнергии ТЭЦ, где условно показаны сборные шины генераторного и высшего напряжения.
Мощность, передаваемая через трансформатор, определяется с учетом различных значений cos q> генераторов, "нагрузки и потребителей собственных нужд
s=-ра- л, н)2+m - q„ - Qc, н)г, с5-1)
где SPr, SQr — суммарная активная и реактивная мощность генераторов, присоединенных к сборным шинам; Р,„ QH — активная и реактивная нагрузка на генераторном напряжении; Рс, н, Qc, н — активная и реактивная нагрузка собственных нужд.
Передаваемая через трансформатор связи мощность изменяется в зависимости от режима работы генераторов и графика нагрузки потребителей. Эту мощность можно определить на основании суточного графика выработки мощности генераторами и графиков нагрузки потребителей и собственных нужд ТЭЦ. При отсутствии таких графиков определяют мощность, передаваемую через трансформатор, в трех режимах:
в режиме минимальных нагрузок, подставляя в (5-1) Рн.ш/л, QH, min, находят Sf, в режиме максимальных нагрузок (Р„, тах, Q»,max) находят S2; в аварийном режиме при отключении самого мощного генератора (изменяется величина 2Pr, XQr) находят Ss.
392
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
Мощность выбранных трансформаторов должна быть больше каждой из полученных величин Sj, S2, S3.
В нормальном режиме трансформаторы связи не должны перегружаться.
При выходе из строя одного трансформатора второй может быть перегружен только кратковременно в соответствии с допустимыми аварийными перегрузками (§ 2-2, е).
Как было отмечено выше, трансформаторы связи могут работать как повышающие в режиме выдачи мощности в энергосистему и как понижающие при передаче мощности из энергосистемы. Реверсивная работа вызывает необходимость применения трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой.
Трансформаторы могут быть трехобмоточными, если на ТЭЦ, кроме нагрузок 6—10 кВ, имеются нагрузки на 35 кВ (рис. 5-2, б), составляющие не менее 15% общей нагрузки трансформатора, а связь с электросистемой осуществляется на напряжении 110 кВ.
При нагрузке на 35 кВ менее 15% устанавливаются двухобмоточные трансформаторы 35/6—10 кВ.
Выбор мощности трехобмоточных трансформаторов производится по загрузке обмоток низшего напряжения, которая определяется в трех указанных выше режимах по (5-1).
д) Выбор числа и мощности трансформаторов связи на КЭС, ГЭС и АЭС
На мощных КЭС, ГЭС и АЭС выдача электроэнергии в энергосистему происходит на двух, а иногда на трех повышенных напряжениях (рис. 5-3, б, в).
Связь между распределительными устройствами разного напряжения осуществляется обычно с помощью автотрансформаторов, применение которых обусловлено рядом преимуществ, рассмотренных ранее (§ 2-2).
Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжелому режиму. Расчетным режимом может быть выдача мощности из РУ среднего напряжения в РУ высшего напряжения, имеющего связь с энергосистемой. При этом необходимо учитывать в расчете минимальную нагрузку на шинах СН. Более тяжелым может оказаться режим передачи мощности из РУ высшего напряжения в РУ среднего напряжения при максимальной нагрузке на шинах СН и отключении одного из блоков, присоединенных к этим шинам.
Число автотрансформаторов связи определяется схемой прилегающего района энергосистемы. При наличии дополнительных связей между линиями высшего и среднего напряжения в энергосистеме на электростанции может быть установлен один автотрансформатор.
§5-1] Общие сведения о схемах электроустановок 393
Если такой связи в энергосистеме нет, то для увеличения надежности устанавливаются два автотрансформатора.
Возможна установка автотрансформаторов в блоке с генератором (рис. 5-3, в). В этом случае мощность автотрансформатора выбираете^ с учетом коэффициента выгодности. Известно, что обмотка низшего напряжения рассчитывается на типовую мощность автотрансформатора
*^НН — ^тип = ^выг^ном*
где S110M — номинальная мощность автотрансформатора по каталогу; /г,„1|Г — коэффициент выгодности (см. § 2-2).
Так как обмотка низшего напряжения должна быть рассчитана на полную мощность генератора, то
Sr = *^НН = ^выг^ном» откуда
SH0M = ^-. (5-2)
квыг
Коэффициент £„Ь|Г зависит от коэффициента трансформации автотрансформатора пвс (2-17) и находится в пределах 0,33 — 0,667.
Соответственно мощность автотрансформатора в блоке с генератором составляет
"^ном = 3 ч- 1,5 Sr.
Увеличение мощности автотрансформатора при установке его в блоке с генератором снижает эффективность применения схемы связи, показанной на рис. 5-3, в. В этой схеме автотрансформатор работает в комбинированном режиме, т. е. передает электроэнергию со стороны низшего напряжения на сторону высшего или среднего напряжения и осуществляет переток между РУ среднего и высшего напряжения. Комбинированные режимы требуют строгого контроля загрузки обмоток (см. § 2-2).
Окончательный выбор того или иного способа присоединения автотрансформаторов должен быть обоснован технико-экономическим расчетом.
е) Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции
Наиболее часто на подстанциях устанавливают два трансфор матора или автотрансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение потребителей даже при аварийном отключении одного из них.
На двухтрансформаторных подстанциях в первые годы эксплуатации, когда нагрузка не достигла расчетной величины, возможна
394
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
установка одного трансформатора. В течение этого периода необходимо обеспечить резервирование электроснабжения потребителей по сетям среднего или низшего напряжения. В дальнейшем при увеличении нагрузки до расчетной устанавливается второй трансформатор. Если при установке одного трансформатора обеспечить резервирование по сетям СН и НН нельзя или полная расчетная нагрузка подстанции ожидается раньше чем через 3 года после ввода ее в эксплуатацию, то подстанция сооружается по конечной схеме, т. е. с двумя трансформаторами.
Однотрансформаторные подстанции могут сооружаться для питания неответственных потребителей 3-й категории, если замена поврежденного трансформатора или ремонт его производится в течение не более одних суток.
Сооружение однотрансформаторных подстанций для потребителей 2-й категории допускается при наличии централизованного передвижного трансформатора резерва или при наличии другого резервного источника питания от сети СН или НН, включаемого вручную или автоматически.
Централизованный трансформаторный резерв широко используется в схемах электроснабжения промышленных предприятий. В этом случае в цехах сооружаются однотрансформаторные подстанции и предусматривается один резервный трансформатор, который при необходимости может быть установлен на любой цеховой подстанции. То же самое может быть предусмотрено для сетевого района, объединяющего несколько подстанций, связанных подъездными дорогами, состояние которых позволяет в любое время года перевезти резервный трансформатор на любую подстанцию.
Даже при наличии в общей нагрузке небольшой части потребителей первой категории можно применять однотрансформаторную подстанцию, если имеются резервные источники на стороне НН (передвижные и стационарные электростанции, аккумуляторные батареи и др.), включаемые автоматически.
Сооружение однотрансформаторных подстанций обеспечивает значительную экономию капитальных затрат, но не исключает возможность перерыва электроснабжения, поэтому рекомендуемая предельная мощность таких подстанций при наличии передвижного трансформаторного резерва 16—25 МВ -Л при 110 кВ, до 6,3 MB -А при 35 кВ; 2,5—6,3 МВ-А при НО кВ, до 2,5—4,0 МВ-А при 35 кВ — при отсутствии передвижного резерва [5-3J.
Если условия позволяют применить как двухтрансформаторную, так и однотраисформаторную подстанцию, то окончательное решение принимается после технико-экономического сравнения с учетом ущерба от1 недоотпуска электроэнергии потребителю при установке одного трансформатора.
Установка трех и более трансформаторов возможна на подстанциях промышленных предприятий, когда необходимо выделить
S 5-1]
Общие сведения о схемах электроустановок
395
толчковую нагрузку на отдельный трансформатор. На крупных узловых подстанциях также возможна установка трех-четырех трансформаторов (автотрансформаторов), если двух трансформаторов по существующей шкале мощностей оказывается недостаточно. При этом в отдельных случаях целесообразно применение двух спаренных трансформаторов (автотрансформаторов), присоединенных к сети ВН через общий выключатель.
Установка трех-четырех трансформаторов (автотрансформаторов) вместо двух на мощной узловой подстанции в ряде случаев может быть экономически оправдана благодаря меньшей суммарной установленной мощности и разновременности капиталовложений. В первый год эксплуатации, пока нагрузка не достигла расчетного максимума, устанавливаются два трансформатора (автотрансформатора), а в последующие годы—третий и четвертый. Однако следует иметь в виду, что схема четырехтрансформаторной подстанции значительно усложняется, а поэтому применение таких подстанций должно быть экономически обосновано.
Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации, считая с момента ввода первого трансформатора. На однотрансформаторной подстанции мощность трансформатора выбирается по условию
(5-3)
где Ртах — суммарная активная нагрузка подстанции на расчетный период 5 лет; cos ф— коэффициент мощности нагрузки.
При выборе номинальной мощности трансформатора следует учесть возможность его систематической перегрузки в зависимости от графика нагрузки и температуры охлаждающей среды (см. § 2-2, г). Если трансформатор выбран только по условию (5-3), то при графике с кратковременным пиком нагрузки (0,5—1 ч) трансформатор будет длительно недогружен. Такая работа будет неэкономична, а установленная мощность подстанции завышена.
При числе трансформаторов п > 1 мощность каждого из них выбирается по условию
Р h
<? > тахк\-2 /Г-дч
,,ом Л:1И (п—1) COS<p ’ (
где Ртах — то же, что и выше; — коэффициент участия в нагрузке потребителей первой и второй категории; ka„ — коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора.
Подставляя в эту формулу среднее значение cos ф, коэффициента k12, а также учитывая допустимую аварийную или систематическую перегрузку трансформаторов, получаем для двухтрансформаторной подстанции
S = 0,65-ь 0,7 Smax.
(5-5)
396 Главные схемы электростанций и подстанций . [Гл. 5
Трансформаторы, выбранные по условию (5-5), обеспечивают питание всех потребителей в нормальном режиме при оптимальной загрузке трансформаторов 0,6—0,7 SI1OM, а в аварийном режиме \ оставшийся в работе один трансформатор обеспечивает питание
потребителей с учетом допустимой аварийной или систематической перегрузки трансформаторов.
При выборе мощности автотрансформаторов, к обмотке НН которых присоединены синхронные компенсаторы, необходимо проверить загрузку общей обмотки автотрансформатора по (2-16)
So = (^ьыг^в + 7’нн)2 + (^bufQb + Qhh)2-
Трансформаторы и автотрансформаторы с ВН до 500 кВ включительно по возможности выбираются трехфазными.
Группы из однофазных трансформаторов устанавливаются при отсутствии трехфазных трансформаторов соответствующей мощности. При установке одной группы однофазных трансформаторов предусматривается одна резервная фаза. В ряде случаев может оказаться экономичнее применить спаренные трехфазные автотрансформаторы (автотрансформаторы).
ж) Технико-экономическое сравнение при выборе схем выдачи электроэнергии
Экономическая целесообразность схемы определяется мини-4 мальными приведенными затратами
3 = рЛ + #4-У, (5-6)
где К — капиталовложение на сооружение электроустановки, тыс. руб.; рп — нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12; И — годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб/год; У — ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб/год.
Капиталовложения К при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.
Вторая составляющая расчетных затрат — годовые эксплуатационные издержки — определяется по формуле
й = -Ю-5, (5-7)
где ра, р0— отчисления на амортизацию и обслуживание, %; 1 Д1К — потери электроэнергии, кВт-ч; 0—стоимость 1 кВт-ч
потерь электроэнергии, коп/(кВт-ч).
Примечая и е. В проектной практике пользуются более точным определением затрат на электроэнергию: подсчитываются потери, зависящие от на-
§ 5-1]
Общие сведения о схемах электроустановок
397
грузки ДЦ7' и не зависящие от нагрузки Д№"' (например, потери в меди и стали трансформаторов). Затраты па возмещение потерь мощности и электроэнергии определяются как
3„ = Р'Д1Г + 0" ДГ", (5-8)
где Р', Р" — стоимости 1 кВт-ч потерь электроэнергии, определяемые в зависимости от режима работы (Ттах, т) и места сооружения объекта [2-13J.
Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле, кВт -ч,
ДГ = ДРх7, + АРк('^')2т, (5-9)
\ <Эном /
где ДРХ — потерн мощности холостого хода, кВт; ДР|С — потери
мощности короткого замыкания, кВт; S,nax — расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВ -А; 3|10м — номинальная мощность трансформатора, МВ -А; Т — продолжительность работы трансформатора (обычно принимают Т — 8760 ч); т — продолжительность максимальных потерь определяется по кривой рис. 5-5 в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Т 1 max*
Величина Т„,пх определяется по графикам нагрузки пашинах НН подстанции или по графику выдачи мощности в энергосистему через трансформатор связи. Если построение графиков не
Рис. 5-5. Зависимость продолжительности максимальных потерь от продолжительности использования максимальной нагрузки.
производится, то для трансформаторов на подстанциях величина Ттах принимается равной Ттах потребителей на шинах НН.
Потери электроэнергии в трехобмоточном трансформаторе (автотрансформаторе) определяются по формуле, кВт -ч,
/8 п\2 /s г\2
ДГ = ДРхТ + ДРк,вН^ тв + ДРк,с тс + \ °ном / \ ° ном /
/S v
। а г) / max, *1 । 4-ДРк,н ---- тн,
\ °ном /
(5-10)
где индексами В, С, Н обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения (ВН, СН, НН). Величины тц, тс, тн определяются по соответствующим Т,Пах аналогично вышеописанному. Иногда для упрощения прини-
398
Главные схемы электростанций и подстанций
(Гл. 5
Мают:
тв = Тс = Тн-
В каталогах для трехобмоточных трансформаторов даны потерн к.з. пары обмоток ВН и НН ДРК, вн-
если мощности всех трех фаз обмоток одинаковы, то принимают:
&РК. в = &РК, с — ЬРК. и = 0,5ДРк. в-н-
Если номинальная мощность одной из обмоток 0,67 S„0M, то и потери ДРК в этой обмотке уменьшаются в 0,67 раза. Например, если обмотка НН рассчитана на SH0M, н = 0,67S11OM, то
ДРК, н ~ 0>07 • О^ДРи, в-н-
При этом в (5-10) в слагаемую переменных потерь обмотки НН подставляют не S110M, а мощность обмотки 0,673НОМ.
Потерн электроэнергии в трехфазных автотрансформаторах при условии, что мощность обмотки НН составляет
^ном, Н = ^выг^ном,
определяются по (5-10), где потери в обмотках ВН, СН, НН отнесены к номинальной мощности автотрансформатора
ДРК1в = 0,5(дРк,в.с+^Ь^-^^-); (5-11)
ДРК1С = 0,5(дРк,в.с + ^^!—(5-12) \ "выг "выг /
/ДР R 11 ЛР r н \
ДРк.н = 0,5 —^£-»_дрк в-с). (5-13)
\ "выг "вЫГ !
Если номинальная мощность обмотки НН S„0M, и =/= kMM.Snw, то в формулах (5-11) — (5-13) вместо /гвь1г следует подставить ^ном. н/5И0м.
Потери электроэнергии в нескольких параллельно работающих трансформаторах
ДГ = пДГ,
где ДИ7 определяется по (5-9) или (5-10).
Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется только в том случае, если сравниваемые варианты имеют существенное различие по надежности питания. Для учета этой величины необходимо знать вероятность и длительность аварийных отключений, характер производства и ряд других факторов, более подробно рассматриваемых в специальной литературе.
В учебном проектировании сравнение вариантов, как правило, производится без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии.
§ 5-1]
Общие сведения о схемах электроустановок
399
Пример 5-1. Выбрать схему выдачи электроэнергии ТЭЦ, если предполагается установить три турбогенератора типа ТВФ-60, Рно„ — 60 МВт, cos ф = 0,8. График выработки мощности генераторами с учетом расхода на собственные нужды и график нагрузки потребителей для зимних и летних суток приведены на рис, 5-6.
Р,6
108(135)
МВ-А
МВт, МВ-А
[~96(120) [80(100)
85(88)
6
85
82 ус -----73
~Ч8(50)
60(63)
\52
0
МВт, МВ-А
__I, I, ।—1—_।—Lt
4 8 12 16 20 24 p>s 40(50) 30(38)
5)
1 1 I
2000 4000 6000 8000 8760 8)
i
14(15) .Г—20(24) 114(15) 10(11) 10 (11)^\ j
0 4 8 12 16 20 24
в)
0
5-1.
Рис. 5-6. Графики нагрузок к примеру
а — графики выработки мощности всеми генераторами ТЭЦ; б — графики выработки мощности дпумч генераторами; в — графики нагрузки потребителей 10 кВ; г — графики выдачи мощности в энергосистему двумя генераторами; д — годовой график продолжительности нагрузки.
------------ — зимний график;----------------летний график.
При расчетах принять количество зимних суток — 200, летних — 165. ТЭЦ связана с энергосистемой м'ощностыо 700 МВ-Л, имеющей аварийный резерв 10?6 -
Решение. Намечаем варианты выдачи электроэнергии ТЭЦ. Так как максимальная мощность генераторов по графику (рис. 5-6, а) 90% Руст. то
90
Ртах = ^- 3-60= 162 МВт.
Максимальная нагрузка потребителей 10 кВ в зимние сутки 40 МВт вполне может быть обеспечена одним генератором, но, учитывая возможность аварийного отключения генератора, принимаем в первом варианте схему ТЭЦ с сооружением РУ генераторного напряжения, к которому присоединяются генераторы Г1, Г2 и потребительские липин 10 кВ. Генератор ГЗ присоединяется к РУ ПО кВ по схеме блока генератор — трансформатор (рис. 5-7, а).
400
Главные схемы электростанций и подстанций ,
[Гл. 5
Во втором варианте принимаем блочное соединение всех генераторов (рис. 5-7, б). Потреби гели 10 кВ получают гнпанне реакт нрованными отпайками от генераторов /7, Г2.
Вариант I. Для выбора мощности трансформаторов святи строим график выработки мощности двумя генераторами (рис. 5-0, б). При полечек полной мощности 8 в часы работ ы предпрнятни (от б до 22 ч) принят cos <р = 0,8, в остальное время 0,96. Вычитая из полученных графиков зимних и летних суток соответствующую нагрузку потребителей 10 кВ, приведенную на графике (рис. 5-6, в),
Рттс. 5-7. Схемы выдачи мощности ТЭЦ к примеру 5-1. а — Ьй вариант; б — 2-й вариант.
получаем график выдачи мощности в энергосистему генераторами Г! п Г2. По этому графику видно, что Smnv — 85 MB-A, Sm,-„ = 39МВ-А. Так как больше аварийного резерва энергосистемы (по условию 10% 8С = 70 МВ-А), то необходимо установить два трансформатора связи. Мощность каждого трансформатора связи
ST = 85 5 мв А
1,4 1,4
Принимаем трансформаторы типа ТРДН-63000/110; АРХ = 73 кВт; АРК = = 290 кВт. В блоке ГЗ принимаем трансформатор типа ТД-80000/110.
Для подсчета потерь электроэнергии в трансформаторах Tl, Т2 строим годовой график по продолжительности нагрузок (см. § 1-5, ж). График показан на рис. 5-6, д.
Подсчет потерь можно произвести по (5-9), по для этого надо по графику найти Т'тл.г 11 затем т.
Эти же потери можно определить, зная нагрузку трансформаторов по годовому графику по формуле
ДИ7т = 2/1 АРЛ/ + —APKS п У-Эцом/
где п — число работающих трансформаторов; t — периоды времени по годовому графику; S — нагрузка в соответствующие периоды.
§51] Общие сведения, о схемах электроустановок 401
Предварительно решим вопрос о необходимости отключения одного из трансформаторов в периоды минимальной нагрузки, для чего подсчитаем мощность, при которой следует переходу, па работу (л — 1) трансформаторами:
S = S..OM (« - 1) ~ = 63 ]/2 = 44,9 МВ • Л.
По графику 5-6, д видно, что при нагрузке 39 МВ-Л должен работать один трансформатор. Учитывая это, подсчитываем потери электроэнергии в Tl, Т2:
AlFj-2-73-7770-1-1 -73-9904-’
• 290
[(Э!-32ю+
/82\2 /7С>\2 /73\2 /52\2 3
+ (оз) •2310 + (У -330+(бз) •1600 + © -330] +
4- 290 f3g V • 990 = 3142-10’ кВт • ч.
Подсчет потерь в блочном трансформаторе ТЗ не производим, так как блок ГЗ-ТЗ имеется в обоих вариантах.
При подсчете капитальных затрат учтены только те элементы, которые не повторяются в сравниваемых вариантах. Схема электрических соединений РУ 10 кВ пока не разработана, по по укрупненным показателям стоимости надо учесть стоимость ячеек генераторных и трансформаторных выключателей, а также секционного реактора с выключателем и линейных групповых реакторов (табл. 5-1).
Капитальные затраты
Таблица 5-1
Оборудование Стоимость сдииицы, тыс. руб. Ва рнанты
первый второй
Количество единиц, шт. Общая стой мость, тыс. руб. Количество единиц. шт. Общая стоимость, тыс. руб.
Трансформатор ТРДН- G30D0 114 2 288 — —
Трансформатор ТД-80000 112 — — 2 224
Ячейки выключаюлей 17 4 68 2 34
10 кВ Секционный выключатель 10 кВ с реактором 21 1 21 —’ —
Реактор с выключателем па вводе на 3000 Л 10 2 20
Линейный, групповой реактор 2x1500 А 6,5 2 13
Итого 390 278
Вариант 2. Выбираем мощности трансформаторов в блоках генератор-трансформатор по мощности генератора (Sr = 75 МВ-А), т. е. принимаем ТД-80000/110, ДРХ = 89 кВт, ДРК = 315 кВт.
402
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
Подсчет потерь производим, исходя из того, что оба трансформатора включены при любой нагрузке (см. рис. 5-6, д):
АГ3 = 2 89 8760-1- 315 3200 +
(^9\2 /4Q\2 1
-330+ • 990 =2826 • 10’кВт • ч.
би/ \*"/ J
Капитальные затраты по второму варианту, включая стоимость реактирован-ной отпайки, приведены в табл. 5-1.
Принимая нормы отчислений на амортизацию 6,3%, на обслуживание 3,0%, стоимость 1 кВт'Ч потерянной электроэнергии 0,8 коп,, подсчитываем годовые издержки по (5-7):
/71 = ^^К1 + рДГ1-10-«=Ц±1з90 +
+ 0,8 3142 • 10’• 10-5 = 36,27 + 25,13 = 61,4 тыс. руб.;
Я3 =6’^-+3 278 + 0,8 • 2826 -10’ • 10-6 = 25,85 + 22,6 = 48,45 тыс. руб.
Приведенные затраты подсчитываем без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии, так как варианты по степени надежности равнозначны:
31 = риК1 + Я1 = 0,12 - 390 + 61,4 = 108,2 тыс. руб.;
Зг = р„Кг+Иг = 0,12 • 278 + 48,45 = 81,8 тыс. руб.
Как видно из подсчета, экономическое преимущество имеет второй вариант: 32 меньше 3f на 24%.
Примечание. Если приведенные затраты различаются на 5% или меньше, то варианты считаются равноэкономичными. В этом случае выбор варианта производится по их техническим качествам (перспективность, удобство эксплуатации и т. д.).
5-2. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ НА СТОРОНЕ 6—10 кВ
а) Схема с одной системой сборных шин
На электростанциях и подстанциях широко распространена схема с одной системой шин, секционированной выключателем (рис. 5-8).
Источники питания ИП1, ИП2 и линии присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и включения ее в нормальных и аварийных режимах. При необходимости отключения, например, линии Л1 отключают выключатель В/. При ремонтах на линии в целях безопасности разъединителем Р1 создается видимый разрыв. При выводе в ремонт выключателя В1 после отключения его отключают линейный разъединитель Р1, а затем шинный Р2.
§ 5 2] Схемы электрических соединений на стороне 6—10 кВ
403
Рис. 5-8. Схема с одной системой сборных шин, секционированной выключателем.
Таким образом, разъединители служат для создания видимого разрыва при ремонтах и не являются оперативными элементами. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями в этой схеме аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала.
Достоинствами схемы являются простота, наглядность, эко-номичность, достаточно высокая надежность, что можно подтвердить на примере присоединения главной понизительной подстанции /77/7 к шинам электроустановки двумя линиями ЛЗ, JJ4 (рис. 5-8). При повреждении одной линии (к. з. в точке К2) отключаются выключатели В2, ВЗ и автоматически включается ВС2, восстанавливая питание первой секции ГПП по линии J14.
При к. з. на шинах в точке КД отключаются выключатели ВС1, В5, ВЗ и автоматически включается ВС2. При отключении одного из источников нагрузку принимает оставшийся в работе источник питания.
Таким образом, питание ГПП в рассмотренных аварийных режимах не нарушается благодаря наличию двух питающих линий, присоединенных к разным секциям станции, каждая из ко
торых должна быть рассчитана на полную нагрузку (100%-ный резерв по сети). При наличии такого резерва по сети схема с одной секционированной системой шин может быть рекомендована для ответственных потребителей.
Однако схема обладает и рядом недостатков:
При повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта. В этом же режиме источник питания, подключенный к ремонтируемой секции, отключается на все время ремонта.
Последний недостаток можно устранить, присоединяя источники питания одновременно к двум секциям, но это усложняет конструк
404 Главные схемы электростанций и подстанций [Гл. 5
цию распределительного устройства и увеличивает число секций (по две секции на каждый источник).
Схема с одной системой сборных шин широко применяется для подстанций на напряжении 6—10 кВ и для питания собственных нужд станций (см. § 5-7 и 5-9), где в полной мере можно использовать ее достоинства, особенно благодаря применению комплектного распределительного устройства.
На генераторном напряжении электростанций, отдающих большую часть энергии близко расположенным потребителям, возможно применение схемы с одной системой шин, соединенной в кольцо (рис. 5-9). На этой схеме разъединители показаны упрощенно. Сборные шины разделены на секции по числу генераторов. Секции соединяются между собой с помощью секционных выключателей ВС и секционных реакторов PC, которые служат для ограничения тока к. з. на шинах. Линии б—10 кВ присоединяются к сборкам С1—С6, получающим питание через групповые сдвоенные реакторы CPI, СР2, СРЗ от соответствующих секций главного распределительного устройства. Количество групповых реакторов зависит от числа линий и общей нагрузки потребителей 6—10 кВ. Благодаря малой вероятности аварий в самом реакторе и ошиновке от реактора до главных сборных шин и до сборок КРУ присоединение группового реактора осуществляется без выключателя, предусматривается лишь разъединитель для ремонтных работ в ячейке реактора. Для линий в этих случаях применяются ячейки КРУ.
Каждая ветвь сдвоенного реактора может быть рассчитана на ток от 600 до 3000 А, т. е. возможно присоединение нескольких линий напряжением 6 кВ к каждой сборке. На схеме (рис. 5-9) восемнадцать линий присоединены через три групповых реактора; таким образом, число присоединений к главным сборным шинам уменьшается по сравнению со схемой без групповых реакторов на 15 ячеек, что значительно увеличивает надежность работы главных шин электростанции, снижает затраты на сооружение РУ за счет уменьшения числа реакторов и уменьшает время монтажа благодаря применению комплектных ячеек для присоединения линий 6—10 кВ.
Питание ответственных потребителей производится не менее чем двумя линиями от разных сдвоенных реакторов, что обеспечивает надежность электроснабжения.
Если шины генераторного напряжения разделены на три-четыре секции, не соединенных в кольцо, то возникает необходимость выравнивания напряжения между секциями при отключении одного из генераторов. Так, при отключении генератора Г1 (рис. 5-9) нагрузка первой секции питается от оставшихся в работе генераторов Г2 и ГЗ. При этом ток от Г2 проходит через реактор РС1, а ток от ГЗ проходит через два реактора РС2 и РС1. Из-за потери напряжения в реакторах уровень напряжения на секциях будет неодинаков: наибольший на секции 3 и наименьший на секции 1. Для повы-
§ 5-2] Схемы электрических соединений на стороне 6—10 кВ
405
Рис. 5-9. Схема с одной системой сборных шин, соединенной в кольцо.
406
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
шения напряжения па секции 1 необходимо шунтировать реактор РС1, для чего в схеме предусмотрен шунтирующий разъединитель ШР1. В рассматриваемом режиме второй шунтирующий разъединитель не включается, так как это приведет к параллельной работе генераторов Г2 и ГЗ без реактора между ними, что недопустимо по условиям отключения к. з.
Порядок операций шунтирующими разъединителями должен быть следующим: отключить секционный выключатель ВС', включить шунтирующий разъединитель ШР, включить секционный выключатель ВС.
Чем больше секций на электростанции, тем труднее поддерживать одинаковый уровень напряжения, поэтому при трех и более секциях сборные шины соединяют в кольцо. В схеме на рис. 5-9 первая секция может быть соединена с третьей секционным выключателем и реактором, что создает кольцо сборных шин. Нормально все секционные выключатели включены, и генераторы работают параллельно. При к. з. на одной из секций отключается генератор данной секции и два секционных выключателя, однако параллельная работа других генераторов не. нарушается.
При отключении одного из генераторов потребители данной секции получают питание с двух сторон, что создает меньшую разницу напряжений на секциях и позволяет выбирать секционные реакторы на меньший ток, чем в схеме с незамкнутой системой шин.
В схеме кольца номинальный ток секционных реакторов принимают примерно равным 50—60% номинального тока генератора, а сопротивление их 8—10%.
Рассмотренная схемй рекомендуется для ТЭЦ с генераторами до 60 МВт включительно, если потребители питаются по резервируемым линиям, а число присоединений к секции не превышает шести— восьми.
б) Схема с двумя системами сборных шин
С учетом особенностей электроприемников (1-я, 2-я категории), схемы электроснабжения их (отсутствие резерва по сети), а также большого количества присоединений к сборным шинам для главного распределительного устройства ТЭЦ может предусматриваться схема с двумя системами сборных шин (рис. 5-10), в которой каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой системе шин. На рис. 5-10 схема изображена в рабочем состоянии: генераторы Г1 и Г2 присоединены на первую систему сборных шин 1СШ, от которой получают питание групповые реакторы и трансформаторы связи Т1 и Т2. Рабочая система шин секционирована включателем ВС и реактором PC, назначение которых такое же, как и в схеме с одной системой шин. Вторая система шин
§ 5-2] Схемы электрических соединений на стороне 6—10 кВ
407
2СШ является резервной, напряжение на ней нормально отсутствует. Обе системы шин могут быть соединены между собой шиносоединительными выключателями ШСВ1 и ШСВ2, которые в нормальном режиме отключены.
Возможен и другой режим работы этой схемы, когда обе системы шин находятся под напряжением и все присоединения распределяются между ними равномерно. Такой режим, называемый работой с фиксированным присоединением цепей, обычно применяется на шинах повышенного напряжения (§ 5-3).
Рис. 5-10. Схема с двумя системами сборных шин.
Достоинством этой схемы является возможность ремонта любой системы шин без отключения потребителей и источников. В этом случае после включения ШСВ переводят все присоединения на резервную систему шин, включая соответствующие разъединители, и отключают рабочую систему шин для ремонта. Другим достоинством является то, что при к. з. на одной системе шин потребители теряют питание только на время переключений на резервную систему шин.
В этой схеме можно использовать шиносоединительный выключатель для замены выключателя любого присоединения.
Подробно оперативные переключения в схеме с двумя системами шин рассматриваются в курсе «Эксплуатация и ремонт электрооборудования электрических станций и сетей» [5-6],
408 Главные схемы электростанций и подстанций [Гл. 5
Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной. К недостаткам ее следует отнести большое количество разъ-един и телсй, изоляторов, токовсдущих материалов и выключателей, J более сложную конструкцию распределительного устройства, что ве-
дет к увеличению капитальных затрат на сооружение ГРУ. Существенным недостатком является использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов. Большое количество операций разъединителями и сложная блокировка между выключателями и разъединителями приводят к возможности ошибочного отключения тока нагрузки разъединителями. Вероятность аварий из-за неправильного действия обслуживающего персонала в схемах с двумя системами шин больше, чем в схемах с одной системой шин.
5-3. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ НА СТОРОНЕ 35 хВ И ВЫШЕ
а) Схемы блоков трансформатор — линия
При небольшом количестве присоединений на стороне 35—220 кВ применяют упрощенные схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, число выключателей уменьшенное. В некоторых схемах выключателей высокого напряжения вообще не предусматривают. Упрощенные схемы позволяют уменьшить расход электрооборудования и строительных материалов, снизить стоимость распреде-} лителыюго устройства, ускорять его монтаж. Такне схемы наиболь-
шее распространение получили па подстанциях.
Одной из упрощенных схем является схема блока трансформатор — линия (рис. 5-11, п). В блочных схемах элементы электроустановки соединяются последовательно без поперечных связей с другими блоками. В рассматриваемой схеме трансформатор Т1 соединен с линией Л1 выключателем В2. При аварии в линии отключаются выключатели В1 и В2, работа трансформатора прекращается; при аварии в трансформаторе отключаются выключатели В2, ВЗ.
С целью дальнейших уменьшений затрат на сооружение РУ высокого напряжения можно не устанавливать выключатель В2, передав его функции отделителю ОД (рис. 5-11, б). Для отключения трансформатора в нормальном режиме достаточно отключить нагрузку выключателем В2 со стороны 6—10 кВ, а затем отключить ток намагничивания трансформатора отделителем ОД. Допустимость последней операции зависит от мощности трансформатора и его номинального напряжения (подробно — см. в § 4-4).
. При повреждении в трансформаторе релейной защитой отклю-
*' чается выключатель В2 и посылается импульс на отключение вы-
ключателя 8/ на подстанции энергосистемы. Отключающий импульс может передаваться по специально проложенному кабелю, по ли-, ниям телефонной связи или по высокочастотному каналу линии вы-
§ 5-3] Схемы электрических соединений на стороне 35 кВ и выше
409
сокого напряжения. Получив телеотключающий импульс (ТО), выключатель В1 отключается* после чего автоматически отключается
отделитель ОД. Транзитная линия, к которой присоединяется транс форматор, должна остаться под напряжением, поэтому после сра
батывания ОД автоматически включается выключатель В/. Пауза в схеме автоматического повторного включения (АПВ) должна быть согласована с временем отключения ОД, в противном случае линия будет включена на неустраненное повреждение в трансформаторе.
Отключение В1 можно обеспечить без передачи телеотключающего импульса. Для этого на стороне ВН установлен короткозамы-катель КЗ. Защита трансформатора, срабатывая, подает импульс на привод КЗ, который, включаясь, создает искусственное к. з. Релейная защита линии Л1 срабатывает и отключает В1. Необходимость установки короткозамыкатели вытекает из того, что релейная защита линии Л1 на подстанции систе-
Рис. 5 11. Схемы блоков трансфор матор — линия.
МЫ может оказаться нечувствитель- а - с выключателем, б - без выклю-, J чателя
нои к повреждениям внутри транс-
форматора. Однако применение ко-
роткозамыкателей создает тяжелые условия для работы выключателя на питающем конце линий (Bi), так как этому выключателю
приходится отключать неудаленные к. з.
Основным достоинством схемы (рис. 5-11, б) является экономичность, что привело к широкому применению таких схем для одно-трансформатор ных подстанций, включаемых глухой отпайкой к транзитной линии.
Надежность роботы рассмотренной схемы зависит от четкости и надежности работы КЗ и ОД, поэтому в последнее время намечается переход на замену КЗ и ОД открытого исполнения на КЗ и ОД закрытого исполнения с элегазом (см. § 4-5, г), которые имеют значительно меньшее время включения и отключения и надежнее в работе. По тем же причинам вместо отделителя может быть установлен выключатель нагрузки ВН.
б) Схемы мостиков
При двух линиях 35—110 кВ и двух трансформаторах возможно применение схемы мостиков (рис. 5-12).
410
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
В схеме для четырех присоединений устанавливается три выключателя Bl, В2, ВЗ (рис. 5-12, а). Нормально выключатель ВЗ на перемычке между двумя линиями Л1 и Л2 (в мостике) включен. При повреждении на линии Л1 отключается выключатель В1, трансформаторы Т1 и Т2 остаются в работе, связь с энергосистемой осуществляется по линии Л2. При повреждении в трансформаторе Т1 отключается выключатель В4 со стороны 6—10 кВ и выключатели В1 и ВЗ. В этом случае линия Л1 оказалась отключенной, хотя никаких повреждений на ней нет, что является недостатком схемы мостика.
Если учесть, что аварийное отключение трансформаторов бывает редко, то с таким недостатком схемы можно мириться, тем более что после отключения В1 и ВЗ и при необходимости вывода в ремонт поврежденного трансформатора отключают разъединитель Р1 и включают В1, ВЗ, восстанавливая работу линии Л1. Более существенным недостатком схемы является отключение соответствующих линий при ревизии выключателя В1 и В2 на все время производства ремонта.
Плановые отключения трансформатора производятся так же, как в схеме блока
Рис. 5-12. Схемы мостиков с выключателями.
а — перемычка в сторону трансформаторов: б — перемычка в сторону линий.
трансформатор —линия: отключают выключатель В4 и разъединителем Р1 отключают ток намагничивания трансформатора, если это
допустимо по его мощности.
Для удобства производства операций разъединители Pl, Р2 могут быть заменены отделителями.
Основным достоинством схемы является экономичность (три выключателя на четыре присоединения) и простота. Конструкция распределительного устройства должна предусматривать возмож-
ность перехода от схемы мостика к другим схемам при расширении электростанции.
Возможно применение второго варианта схемы мостика (рис. 5-12, б) с перемычкой в сторону линий. В такой схеме аварийное отключение линии вызовет отключение неповрежденного трансформатора. Аварийность линий значительно выше, чем трансформаторов, поэтому второй вариант схемы мостика применяется при коротких линиях.
Для сохранения в работе обеих линий при ревизии любого из
§ 5-3] Схемы электрических соединений на стороне 35 кВ и выше
411
выключателей (Bl, В2, ВЗ) предусматривается дополнительная перемычка из двух разъединителей РЗ, Р4 (рис. 5-12, а). Нормально один из разъединителей (РЗ) перемычки отключен, все выключатели включены. Для ревизии выключателя В1 предварительно включают РЗ, затем отключают Bi и разъединители по обе стороны выключателя. В результате оба трансформатора и обе линии остались в работе. Если в этом режиме произойдет к. з. на одной линии, то отключится В2, т. е. обе линии останутся без напряжения.
Для ревизии выключателя ВЗ также предварительно включают перемычку, а затем отключают ВЗ. Этот режим имеет тот же недостаток: при к. з. на одной из линий отключаются обе линии.
Вероятность совпадения аварии с ревизией одного из выключателей тем больше, чем больше длительность ремонта выключателя.
Схема мостика с выключателями рекомендуется на подстанциях на среднем напряжении при двух отходящих линиях и на высоком напряжении при необходимости секционирования сети или возможности перехода к другим схемам с выключателями.
в) Кольцевые схемы
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. 5-13, а). Линия Л1 присоединена в схему выключателями Bl, В2, линия Л2 — выключателями В2, ВЗ, трансформатор — выключателями В1, ВЗ. 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 В1 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 короткое замыкание на линии Л2, то отключатся выключатели В2 и ВЗ, вследствие чего обе линии и трансформатор останутся без напряжения. Полное отключение всех элементов подстанции произойдет также при к. з. на линии и отказе одного выключателя: так, например, при к. з. на линии Л1 и отказе в работе выключателя Bi по вине релейной защиты, при неисправности привода или самого выключателя, отключатся выключатели В2 и ВЗ. Вероятность совпадения повреждения на линии с ревизией выключателя, как было сказано выше, зависит от длительности ремонта выключателя. Увеличение меж
412
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
ремонтного 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. 5-13, б представлена схема четырехугольника (квадрата). Эта схема экономична (четыре выключателя на четыре присоеди-
нения), позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы ее элементов. Схема обладает высокой надежностью.
Как было сказано выше, надежность схемы значительно снижается в режиме разомкнутого кольца, поэтому после отключения релейной защитой линии или трансформатора необходимо отключить разъединитель в данной цепи и включить отключившиеся выключатели. Например, при устойчивом повреждении линия Л1 будет отключена выключателями Bln В2. Необходимо отключить разъединитель Р1, а затем включить В1 и В2. Разъединители Pl — Р4 могут быть снабжены дистанционным приводом, что позволит полностью автоматизировать схему. Возможна установка в этих цепях отделителей.
Достоинством всех кольцевых схем является использование разъединителей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителями в таких схемах невелико.
§ 5-3] Схемы электрических соединений на стороне 35 кВ и выше 413
К недостаткам кольцевых схем следует, отнести более сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, установленных в кольце, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется. Например, при ревизии В1 (рис. 5-13, б) в цепи В2 ток возрастает вдвое. Релейная защита также должна быть выбрана с учетом всех возможных режимов при выводе в ревизию выключателей кольца.
Достаточно широкое применение получила схема шестиугольника (рис. 5-13, в), обладающая всеми особенностями разобранных выше схем. Выключатели В2 и В5 являются наиболее слабыми элементами схемы, так как их повреждение приводит к отключению двух линий Л1 и Л2 или ЛЗ и Л4. Если по этим линиям происходит транзит мощности, то необходимо проверить, не произойдет ли при этом нарушение устойчивости параллельной работы энергосистемы. Вероятность повреждения В2 и В5 достаточно велика, поэтому схему рекомендуется применять при двухцепных линиях.
В заключение следует отметить, что конструктивное выполнение распределительных устройств по кольцевым схемам позволяет сравнительно просто переходить от схемы треугольника к схеме четырехугольника, а затем к схеме блоков трансформатор — шины или к схемам со сборными шинами.
Кольцевые схемы получили распространение на гидростанциях и мощных узловых подстанциях для РУ 220—500 кВ с небольшим числом присоединений (четыре — шесть). Кроме рассмотренных схем возможно применение схем объединенных многоугольников (см. рис. 5-25).
г) Схемы с одной рабочей и обходной системами шин
При большом количестве присоединений на повышенном напряжении возможно применение схем с одиночной секционированной системой шин (рис. 5-8). Эта схема обладает рядом существенных недостатков, в том числе необходимостью отключения линий или источников питания на все время ремонта выключателя в их цепи. При напряжении 35 кВ отключение линии будет непродолжительным, так как длительность ремонта выключателей невелика. В этот период используется резерв по сети, чтобы обеспечить питание потребителей. При напряжениях ПО кВ и выше длительность ремонта выключателей, особенно воздушных, возрастает и становится недопустимым отключать цепь на все время ремонта, поэтому схема по рис. 5-8 применяется обычно для РУ 35 кВ.
Одним из важных требований к схемам на стороне высшего напряжения является создание условий для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы. Этим требованиям отвечает схема с обходной системой шин (рис. 5-14). В нормальном режиме обходная система шин ОСШ находится без напряжения, разъеди-
414
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
кители РО, соединяющие линии и трансформаторы с ОСШ,отключены. В схеме предусматривается обходной выключатель ВО, который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей. Секции в этом случае расположены параллельно друг другу. Выключатель ВО может заменить любой другой выключатель, для чего надо произвести следующие операции: включить обходной выключатель ВО для проверки исправности OCIU, отклю-
Рис. 5-14. Схема с одной рабочей и обходной системами шин.
а — схема с обходным и секционным выключателем: б — режим замены линейного выключателя обходным; в — схема с совмещенным обходным и секционным выключателем.
чить ВО, включить РО, включить ВО, отключить выключатель В1, отключить разъединители Р1 и Р2.
После указанных операций линия получает питание через обходную систему ищи и выключатель ВО от первой секции (5-14, б).
В целях экономии на подстанциях с небольшим числом присоединений возможно применение схемы, в которой функции секционного выключателя объединены с обходным (рис. 5-14, в). Нормально выключатель ВС-ВО является секционным, при этом разъединители РЗ, Р6 включены, а Г4, Р5 отключены. При ремонте В1 отключают ВС-ВО, Р6, затем включают Р5 и ВС-ВО, который будет выполнять функцию обходного выключателя. В этом режиме пару-
§ 5-3] Схемы электрических соединений на стороне 35 кВ и выше
415
шается параллельная работа липин Л1, Л2 и ЛЗ, Л4, что может оказаться нежелательным или недопустимым для энергосистемы.
В схеме (рис. 5-14, в) в цепях трансформаторов установлены отделители или выключатели нагрузки. При повреждении в трансформаторе (например Т2) отключаются выключатели линий ЛЗ, Л4 и секционный ВС-ВО. После отключения 0Д2 (или выключателя нагрузки ВН2) выключатели включаются автоматически, восстанавливая работу линий ЛЗ, Л4. Такая схема менее удобна в обслуживании и применяется на стороне ПО кВ подстанций при числе линий не более четырех, если допустимо разделение сети на две изолированно работающие части. Существенным недостатком схем с одной системой шин является необходимость отключения всех цепей, присоединенных к данной секции, в случае ремонта шинных разъединителей или шин. Отказ в работе выключателя при к. з. на линии или в трансформаторе также приводит к отключению секции. При повреждении или отказе в работе секционного выключателя отключаются обе секции.
При ремонте любой секции генерирующий источник отключается на все время работы. Последнее совершенно недопустимо для электростанций большой мощности.
д) Схема с двумя рабочими и обходной системами шин
Для РУ напряжением 110 кВ и выше с большим числом присоединений широко применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь (рис. 5-15, а). Как правило, в установках ПО кВ и выше применяется фиксированное распределение присоединений: линии Л1, Л2 и источник ИП1 присоединены к 1-й системе шин, линии ЛЗ, Л4 и источник питания ИП2 присоединены ко 2-й системе шин, перемычка с разъединителем Р включена и обходной выключатель служит одновременно шиносоединительным (ШСОВ).
При необходимости использования ШСОВ по прямому назначению надо отключить его, разделив тем самым рабочие системы шин, затем отключить разъединитель Р и воспользоваться обходным выключателем.
Если размыкание шин недопустимо вследствие возможности нарушения параллельной работы источников питания, то предварительно переводят все присоединения на одну систему шин. Чем больше присоединений к сборным шинам, тем больше операций необходимо произвести для освобождения обходного выключателя и тем большее время он будет занят для замены выключателей присоединений, поэтому отказ от отдельного шиносоединительного выключателя допустим при числе присоединений не более семи и мощности агрегатов меньше 160 МВт [5-1].
416 Главные схемы электростанций и подстанций [Гл. 5
Установка отдельного II1CB (рис. 5-15, б) обеспечивает большую оперативную гибкость, но увеличивает капитальные затраты.
Особенности схемы с двумя системами шин были рассмотрены ранее (§ 5-2, в). Здесь следует отметить, что для РУ НО кВ и выше существенными становятся недостатки этой схемы:
отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной СШ, а если в работе находится одна СШ, отключаются все присоединения. Ликвидация аварии затягивается, так как все операции по переходу с одной системы шин на другую производятся разъединителями.
Рис. 5-15. Схема с двумя рабочими и обходной системой шин.
а — схема с совмещенным обходным и шиносоединительным выключателем; б — уста* новка отдельных обходного и шиносоединительного выключателей.
Если источниками питания являются мощные блоки турбогенератор — трансформатор, то пуск их после сброса нагрузки на время более 30 мин может занять несколько часов;
повреждение шиносоединительного выключателя равноценно к. з. на обеих системах шин, т. е. приводит к отключению всех присоединений;
большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;
необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин. Дополнительные капитальные затраты могут оправдать себя только при большом количестве присоединений (более 12—16).
§ 5-3] Схемы электрических соединений на стороне 35 кВ и выше
417
е) Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи
В распределительных устройствах 330—500 кВ применяется схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи. Как видно из рис. 5-16, на шесть присоединений необходимо девять выключателей, т. е. на каждое присоединение «полтора» выключателя (отсюда происходит второе название схемы: «полуторная» или «схема с 3/2 выключателями на цепь»).
Каждое присоединение включено через два выключателя. Для отключения линии Л1 необходимо отключить выключатели Bl, В2, для отключения трансформатора Т1 — В2, ВЗ.
В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии любого выключателя отключают его разъединители, установленные по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ревизию — минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключений ими не производят. Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Другим достоинством полуторной схемы является высокая ее надежность,
так как все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах. Так, например, при к. з. на первой системе шин отключатся выключатели ВЗ, В6, В9, шины останутся без напряжения, но все присоединения сохранятся в работе. При равенстве числа источников питания и линий работа всех цепей сохраняется даже при отключении обеих систем шин; при этом может лишь нарушиться параллельная работа на стороне повышенного напряжения.
Схема позволяет в рабочем режиме без операций разъединителями производить опробование выключателей. Ремонт шин, очистка изоляторов, ревизия шинных разъединителей производится без нарушения работы цепей (отключается соответствующий ряд шинных выключателей), все цепи продолжают работать параллельно через оставшуюся под напряжением систему шин.
14 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
418 Главные схемы ллектроаопций и нод< 1анцнй [Гл. 5
Количество необходимых операции разъединителями в течение года для вывода в ревизию поочередно всех выключателей, разъедини 1елей и сборных шип значительно меньше, д’м в схеме с двумя рабочими и обходной системами шин.
Для увеличения надежности схемы одноименные элементы присоединяются к разным системам шин: трансформаторы 77, ТЗ и линия J12 — к первой системе шин: линии JU, J13 -- трансформатор Т2 — ко второй системе шип. При таком сочетании в случае повреждения любого элемента или сборных шин при одновременном отказе в действии одного из выключателей и ремонте выключаюля другого присоединения отключается не более одной линии н одного источника питания.
Так, например, при ремонте R5, к. з. па липин Л1 и отказе в работе выключателя /?/ отключаются выключатели В2, 134, 137, в результате чего кроме поврежденной линии Л1 будет отключен еще один элемент Т2. Носте снключепия указанных выключателей линия J11 может быть отключена линейным разьедшштетем и трансформатор Т2 включен выключи шлем 131. Одновременное аварийное отключение двух линий или двух трансформаторов в рассмотренной схеме мало вероятно.
В схеме па рис. 5 16 к сборным шинам присоединено три цепочки. Если таких цепочек будет более пяти, то шины рекомендуется секционировать выключателем.
/IcdM'maiiiKa.uii рт смотренной схемы пчлтотся:
отключение к. з. па линии двумя выключателями, чю увеличивает общее количество ревизий выключателей;
удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений, так как одна из цепей должна присоединяться через два выключателя;
снижение надежности схемы, если количество линий не соответ ствует числу трансформаторов. В данном случае к одной цепочке из трех выключателей присоединяются два одноименных элемента, поэтому возможно аварийное отключение одновременно двух линий;
усложнение цепей релейной защиты;
увеличение количества выключателей в схеме.
Благодаря высокой надежности и гибкости схема находит широкое применение в РУ 330—500 кВ на мощных электростанциях и узловых подстанциях.
ж) Схема с двумя системами шнн и с четырьмя выключателями на три цепи
В схеме на рис. 5-17, а на девять присоединений требуется 12 выключателей, т. е. на каждое присоединение 4/3 выключателя. Наилучшие показатели схема имеет, если число линий в 2 раза меньше или больше числа трансформаторов.
§ 5-41
Главные схемы КЭС н ЛЭС
419
Схема с -ИЗ выключателя на присоединение имеет все достоинства полуторной схемы и кроме того:
схема боте экономична (1,33 выключателя на присоединение вместо 1,5);
секционирование сборных тин требуется только при 15 присоединениях и более;
Рис. 5-17, Схема 4/3 выключателя на цепь.
а — четырех рядное расположение выключи гелей; б — двухрядное расположен не выключателей.
надежность схемы практически не снижается, если в одной из цепочек будут присоединены две линии и один трансформатор вместо двух трансформаторов и одной линии;
конструкция ОРУ по рассмотренной схеме достаточно экономична и удобна в обслуживании, если принять компоновку с двухрядным расположением выключателей (рис. 5-17, б) [5-6].
Схема находит применение в РУ 330—500 кВ мощных КЭС.
5-4. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ КЭС И АЭС
а) Требования к схемам мощных тепловых электростанций
Мощность генераторов, установленных па тепловых электростанциях, неуклонно возрастает. Освоены в эксплуатации блоки 500, 800 МВт, осваиваются блоки 1200 МВт. Установленная мощность современных КЭС достигает нескольких миллионов киловатт. На шипах таких электростанций осуществляется связь между не-
14*
420
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
сколькими электростанциями, происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую. Все это приводит к тому, что крупные КЭС играют очень ответственную роль в энергосистеме. К схеме электрических соединений КЭС помимо общих требований, рассмотренных в § 5-1, предъявляются и другие специфические требования 15-11:
1. Главная схема должна выбираться на основании утвержденного проекта развития энергосистемы, т. е. должны быть согласованы напряжения, на которых выдается электроэнергия, графики нагрузки на этих напряжениях, схема сетей и число отходящих линий, допустимые токи к. з. на повышенных напряжениях, требования в отношении устойчивости и секционирования сетей, наибольшая допустимая потеря мощности по резерву в энергосистеме и пропускной способности линий электропередачи.
2. На электростанциях с блоками 300 МВт и более повреждение или отказ любого выключателя, кроме шиносоединительного и секционного, не должны приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При повреждении секционного или шиносоединительного выключателя допускается потеря двух блоков и линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого также допускается потеря двух блоков.
3. Повреждение или отказ любого выключателя не должны приводить к нарушению транзита через шины электростанции, т. е. к отключению более одной цепи транзита, если он состоит из двух параллельных цепей.
4. Энергоблоки, как правило, следует присоединять через отдельные трансформаторы и выключатели на стороне повышенного напряжения.
5. Отключение липин электропередачи должно производиться не более чем двумя выключателями, а энергоблоков, трансформаторов собственных нужд не более чем тремя выключателями РУ каждого напряжения.
6. Ремонт выключателей напряжением НО кВ и выше должен быть возможным без отключения присоединения.
7. Схемы РУ высокого напряжения должны предусматривать возможность секционирования сети или деления электростанции на самостоятельно работающие части с целью ограничения токов к. з.
8. При питании от данного РУ двух пускорезервных трансформаторов собственных нужд должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе любого выключателя.
Все перечисленные требования в равной степени относятся к современным атомным электростанциям, на которых устанавливаются мощные блоки по 500 и 1000 МВт.
§ 5.4] Главные схемы КЭС и АЭС 421
Окончательный выбор схемы зависит от ее надежности, что может быть оценено математическим методом по удельной повреждаемости элементов. Главная схема должна удовлетворять режимным требованиям энергосистемы, обеспечивать минимальные расчетные затраты.
б) Схемы блоков генератор-гтдднсформатор и генератор—трансформатор—Линия
Как было показано в § 5-1, схемы выдачи электроэнергии КЭС и АЭС характерны блочным соединением генераторов с трансформаторами. Рассмотрим более подробно схемы блоков генератор — трансформатор (рис. 5-18).
'КРУ ВНили.
Рис. 5-18. Схемы блоков генератор —трансформатор.
а, д — блоки с двухобмоточными трансформаторами: б — блок с автотрансформатором; в — объединенный блок; г — блок с генератором 1200 МВт.
В блоке с двухобмоточным трансформатором выключатели на генераторном напряжении, как правило, отсутствуют (рис. 5-18, а). Включение и отключение блока в нормальном и аварийном режимах производится выключателем В1 со стороны повышенного напряжения. Такой блок называют моноблоком. Соединение генератора с блочным трансформатором и отпайка к трансформатору с. н. выполняются на современных электростанциях закрытыми комплектными токопроводами с разделенными фазами, которые обеспечивают высокую надежность работы, практически исключая междуфазные к. з. в этих соединениях. В этом случае никакой коммутационной аппаратуры между генератором и повышающим трансформатором, а также на ответвлении к трансформатору с. н. не предусматривается. Отсутствие выключателя на ответвлении к с. н. приводит к необходимости отключения всего блока при повреждении в тран-
422 Главные схемы электростанций и подстанций [Гл. 5
сформаторе с. н. (отключаются В/, выключатели со стороны 6 кВ трансформатора с. и. и АГП генератора).
При высокой надежности работы трансформаторов и наличии необходимого резерва мощности в энергосистеме данная схема принята как типовая для блоков мощностью 160 МВт и более 15-11.
На рис. 5-18, б показана схема блока генератора с автотрансформатором. Такая схема применяется при наличии двух повышенных напряжений на КЭС или АЭС. При повреждении в генераторе отключается выключатель ВЗ, связь между двумя РУ повышенного напряжения сохраняется. При повреждении на шинах напряжением 110—220 кВ пли 500—750 кВ отключится В2 пли В1 соответственно, а блок останется работать на шипы напряжением 500— 750 или ПО—220 кВ. Разъединители между выключателями В1, В2, ВЗ и автотрансформатором необходимы для возможности вывода в ремонт выключателей при сохранении в работе блока или автотрансформатора.
В некоторых случаях с целью упрощения и удешевления конструкции РУ напряжением 330—750 кВ применяется объединение двух блоков с отдельными трансформаторами под общий выключатель В1 (рис. 5-18, <?). Выключатели В2, ВЗ необходимы для включения генераторов па параллельную работу и обеспечивают большую надежность, так как при повреждении в одном из генераторов второй генератор сохраняется в работе.
Следует отметить, что наличие генераторных выключателей позволяет осуществить пуск генератора без использования пускорезервного трансформатора с. н. В этом случае при отключенном выключателе генератора питание на шины с, н. подается через блочный трансформатор и рабочий трансформатор с. и. После всех операций по пуску генератор синхронизируется и включается выключателем В2 (ВЗ).
Вместо громоздких и дорогих воздушных выключателей на генераторном напряжении могут устанавливаться элегазовые выключатели нагрузки. В этом случае повреждение в любом из блоков приводит к отключению выключателя В1. После отделения поврежденного блока исправный блок включается в работу.
Применение объединенных блоков допустимо в мощных энергосистемах, имеющих достаточный резерв и пропускную способность межсистемных связей, в случае компоновочных затруднений (ограниченная площадь для сооружения РУ напряжением 500—750 кВ), а также в целях экономии выключателей, воздушных и кабельных связей между трансформаторами и РУ повышенного напряжения.
Объединенные блоки находят применение на АЭС, когда на один реактор устанавливается два турбогенератора.
Генераторы 1200 МВт, имеющие две независимые обмотки статора (шестифазная система), соединяются в блок с повышающим трансформатором с двумя обмотками НН: одной, соединенной в тре
§ 5-4].
Главные схемы КЭС и АЭС
423
угольник, а другой — в звезду для компенсации сдвига в 30э между двумя обмотками статора (рис. 5-18, г).
В ряде случаев применяются блоки с генераторным выключателем (рис. 5-18, <)). Отключение и включение генератора осуществляется выключателем В (или выключателем нагрузки ВН), при этом не затрагивается схема на стороне ВН, что особенно важно для кольцевых схем или схем с 3/2 и 4/3 выключателя па цепь. Такие схемы применяются для блоков, которые участвуют в регулировании графика нагрузки энергосистемы, а также в схемах генератор— трансформатор—линия (ТТЛ) без выключателей между трансформатором и линией ВН.
Рис. 5-19. Схема блоков генератор —трансформатор —линия с уравнительной cucieMoft шин.
Схемы ТТЛ применяются, если число линий равно числу блочных трансформаторов. Линии ВН присоединяются к ближайшей районной подстанции, распределительное устройство ВН на электростанции в этом случае не сооружается. Указанные схемы имеют существенный недостаток — при повреждении линии блок отключается на все время ремонта липни. Для устранения этого недостатка применяются схемы ГТЛ с уравнительной системой шин.
Па рис. 5-19 показана схема ГТЛ для четырех блоков и четырех линий с уравнительной системой шин, секционированной на две части. Ответвления от блоков к уравнительной системе шин выполнены непосредственно за повышающими трансформаторами и снабжены выключателями В2, В4 и т. д.
В нормальном режиме все выключатели включены, шунтирующие разъединители ШР отключены. При к. з. на линии Л1 отключается выключатель В1, блок остается в работе через В2 на уравни
424 Главные схемы электростанций и подстанций [Гл. 5
тельную СШ. При аварии в блоке отключаются В1 и В2, т. е. выйдет из работы неповрежденная линия. При плановом отключении блока предварительно включается ШР, а затем отключаются В1 и В2, при этом линия продолжает получать питание от уравнительном СШ.
Отказ в работе выключателя В1 при к. з. на линии приводит к потере неповрежденного блока, так как отключается В2. Отказ в работе В2 при к. з. в блоке приводит к отключению секционного выключателя ВС и выключателя В4 другого блока, т. е. отключаются неповрежденная линия JI1 и блок Ы. Блок Б2 и линия Л2 в этом случае окажутся изолированными от остальной части станции.
Для вывода в ревизию выключателя В1 включается шунтирующий разъединитель, а затем отключается В1 и разъединители с обеих его сторон. Если в этом режиме произойдет к. з. на линии, то отключатся выключатели В2, В4 и ВС; при этом отключится неповрежденный блок Ь’7, блок Б2 будет продолжать работать, ио раздельно.
Для вывода в ревизию выключателя В2 включается шунтирующий разъединитель, а затем отключается В2. Если в этом режиме произойдет к. з. на линии, то выбудет из работы блок Б1, одновременно отключится от уравнительной СШ другой блок Б2 (отключатся Bl, В4, ВС).
Эта схема экономична — девять выключателей на восемь присоединений, применение ее позволяет ограничить ток к. з. на стороне ВН.
Недостатком схемы является отключение неповрежденных блоков или линий при отказах выключателя, разрыв транзита чёрез шины, а также достаточно большое количество операций разъединителями для выводов в ревизию и опробования включателей и для ревизии самих разъединителей.
Слабым местом в схеме ГТЛ является секционный выключатель ВС, повреждение которого приводит к отключению всех блоков от уравнительной системы шин, т. е. раздельной работе блоков и нарушению транзита мощности через шины.
Кроме рассмотренной схемы возможно применение схем ГТЛ с уравнительным многоугольником и обходной системой шин [6-11.
Схемы ГТЛ могут найти применение на стороне 220—750 кВ электростанций, шины которых не используются для перетоков мощности в энергосистеме.
в) Типовые схемы мощных КЭС и АЭС
На современных КЭС и АЭС устанавливаются блоки 500, 800 1000, 1200 МВт. Выдача электроэнергии производится на напряжении 220, 330, 500, 750 кВ. Ниже приведены примеры типовых схем.
220кВ I 500к В
Рис 5-20. Схема КЭС (8 X 300 + 1 X 1200) МВт.
42G
Гладные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
На рис. 5-20 показана схема КЭС с восемью блоками по 300 МВт и установкой блока 1200 МВт при расширении. Блоки 1, 2, 3 выдают электроэнергию в РУ 220 кВ, выполненное по схеме с двумя рабочими и обходной СШ. В процессе развития электростанции при увеличении числа присоединений к шинам 220 кВ одна СШ
Рис. 5-21. Схема КЭС (6 X 800) МВт.
секционируется. Блок 4 с автотрансформатором связывает РУ 220 кВ и 500 кВ. Объединенные блоки 6, 5 и 7, 8 выдают электроэнергию в РУ 500 кВ, выполненное по схеме шестиугольника, а при развитии и установке блока 1200 МВт — по схеме 3/2 выключателя на присоединение (на рис. 5-20 расширение схемы показано пунктиром).
На рис. 5-21 показана схема КЭС с шестью блоками по 800 МВт. РУ 330 кВ выполнено по схеме 4/3 выключателя на присоединение. РУ 750 кВ выполнено по схеме шестиугольника с возможностью перехода на схемы 3/2 или 4/3 выключателя на присоединение при увеличении числа цепей.
Значительное уменьшение числа выключателей в РУ ВН может быть достигнуто при отказе от установки автотрансформатора связи, что, однако, возможно лишь при наличии соответствующих связей в сетях данного района энергосистемы.
На рис. 5-22 приведен пример схемы АЭС с двумя атомными реакторами по 1000 МВт. На первом этапе развития АЭС на один
§ 5-5]
Главные схемы ТЭЦ
427
реактор установлено два турбогенератора по 500 МВт. Поскольку эти турбогенераторы по технологической части объединены в пределах одного реактора, то и в электрической части применен объединенный блок ГТ. На следующих этапах устанавливаются моноблоки по 1000 МВт. РУ 330 и 750 кВ выполнены по схеме квадрата
Рис. 5-22. Схема АЭС — 2000 МВт,
с возможностью перехода при увеличении числа присоединений к схеме 3/2 выключателя на цепь. Резервные трансформаторы с. н. присоединены к автотрансформатору связи и независимому источнику по линиям ПО кВ.
5-5. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ТЭЦ
а) Схемы ТЭЦ со сборными шинами генераторного напряжения
Как было рассмотрено в § 5-1, в, на ТЭЦ предусматривается сооружение ГРУ, к которому присоединяются линии 6—10 кВ для питания близкорасположенных потребителей. Более удаленные потребители могут получать питание по линиям 35—ПО кВ.
428
Главные схемы злект рост акций. и подстанций
[Гл. 5
Главные схемы ТЭЦ проектируются в тесной увязке со схемами распределительных сетей и схемами электроснабжения промышленных предприятий.
Применение одиночной или двойной системы шин на генераторном напряжении определяется исключительно схемой распределительных сетей на этом напряжении, т. е. наличием или отсутствием сетевого резерва. Применение той или иной схемы на стороне повышенного напряжения определяется числом и характером отходящих линий. В СССР распространена схема ТЭЦ с двумя системами шин на стороне генераторного и высшего напряжения; на среднем напряжении (35 кВ) осуществляется питание удаленных потребителей. Схема такой ТЭЦ представлена на рис. 5-23. Генераторы Г1, Г2, ГЗ работают на сборные шины 6—10 кВ, которые связаны с шипами 35 и ПО кВ с помощью трехобмоточных трансформаторов Т1, Т2. На стороне 35 кВ из-за небольшого числа линий и малой ответственности потребителей принята одиночная секционированная система шин. Питание' потребителей на стороне генераторного напряжения осуществляется через групповые реакторы.
При росте тепловых нагрузок па ТЭЦ могут быть установлены турбогенераторы мощностью 120 МВт и более. Такие турбогенераторы к сборным шинам генераторного напряжения (6—10 кВ) не присоединяются, так как, во-первых, это резко увеличит токи к. з., а во-вторых, номинальные напряжения этих генераторов 15,75; 18 кВ отличаются от напряжения распределительных сетей. Мощные генераторы соединяются в блоки, работающие на шины ПО— 220 кВ.
б) Схемы блочных ТЭЦ
Рост единичной мощности турбогенераторов, применяемых на ТЭЦ (120, 250 МВт), привел к широкому распространению блочных схем. В схеме, изображенной на рис. 5-24, потребители 6—10 кВ получают питание реактированными отпайками от генераторов Г1, Г2, более удаленные потребители питаются через подстанции глубокого ввода от шин ПО кВ. Параллельная работа генераторов осуществляется на высшем напряжении, что уменьшает ток к. з. на стороне 6—10 кВ. Как всякая блочная схема, такая схема дает экономию оборудования, а отсутствие громоздкого ГРУ позволяет ускорить монтаж электрической части. Потребительское КРУ имеет две секции с АВР на секционном выключателе. В цепях генераторов для большей надежности электроснабжения устанавливаются выключатели Bl, В2. Трансформаторы связи Tl, Т2 должны быть рассчитаны на выдачу всей избыточной активной и реактивной мощности и обязательно снабжаются РПН.
На трансформаторах блоков ГЗ, Г4 также может быть предусмотрено устройство РПН (на рис. 5-24 показано пунктиром), позво-
Рис. 5-23. Схема ТЭЦ мощностью 180 МВт (3 X 60 МВт).
ис. 5-24. Схема блочной ТЭЦ.
§ 5-G1
Главные схемы гидроэлекростанций
431
ляющее обеспечить соответствующий уровень напряжения на шинах 110 кВ при выдаче резервной реактивной мощности ТЭЦ, работающей по тепловому графику. Наличие РПН у этих трансформаторов позволяет уменьшить колебания напряжения в установках с. н.
При дальнейшем расширении ТЭЦ устанавливаются турбогенераторы Г5, Гб, соединенные в блоки ТТЛ. Линии 220 кВ этих блоков присоединяются к близлежащей районной подстанции. На стороне 220 кВ ТЭЦ выключатели не установлены, отключение линии производится выключателем районной подстанции. При недостаточной чувствительности релейной защиты подстанции к повреждениям в трансформаторах Тб, Тб, предусматривают передачу телеотключающего импульса (ТО) или устанавливают короткоза-мыкатели и отделители (см. схему на рис. 5-11,6). Отключение генераторов производится выключателями ВЗ, В4.
Связи между РУ 110 кВ и 220 кВ не предусмотрено, что значительно упрощает схему РУ 220 кВ. Как было отмечено выше, это допустимо в том случае, если связь сетей ПО и 220 кВ осуществляется на ближайшей районной подстанции.
5-6. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
а) Особенности ГЭС
При выборе главных схем гидроэлектростанций необходимо учитывать их особенности.
Как правило, ГЭС сооружаются вдали от потребителей, а поэтому вся мощность выдается на одном или двух повышенных напряжениях. Эта особенность ГЭС позволяет применить блочное соединение генератор—трансформатор, не предусматривая сборных шин генераторного напряжения.
Увеличение установленной мощности ГЭС практически исключается, так как опа проектируется по максимальному водотоку. Вследствие этого число линий высокого напряжения обычно не увеличивается, а поэтому расширения РУ высокого напряжения не требуется. Эта особенность ГЭС позволяет широко применять схемы многоугольников, сдвоенных квадратов, схемы с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь.
Многие ГЭС работают в пиковой части графика энергосистемы, поэтому агрегаты часто включаются и отключаются, что требует предусматривать установку выключателей на генераторном напряжении.
ГЭС, как правило, сооружаются в местах со сложной топографией и ограниченной площадью для сооружения РУ повышенного напряжения и выхода линий. Это приводит к необходимости применения простых схем с наименьшим числом выключателей.
432
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
Главные повышающие трансформаторы на ГЭС устанавливаются на стороне нижнего или верхнего бьефа, в условиях ограниченной площадки. Это вызывает необходимость сооружения укрупненных блоков: два—три генератора на один повышающий трансформатор.
Собственные нужды ГЭС менее ответственны, чем на тепловых электростанциях, и потребляют значительно меньшую мощность, что влияет на схему питания с. н. ГЭС.
б) Схемы мощных ГЭС
Для мощных ГЭС характерно применение укрупненных блоков (рис. 5-25), позволяющих уменьшить количество повышающих
трансформаторов и число линий связи с ОРУ ВН. Конструкция
чнтельном числе присоединений
самого ОРУ ВН также упрощается за счет меньшего числа присоединений.
Выключатели Bl, В2 используются для включения и отключения генератора, что особенно важно при пиковом режиме работы ГЭС. В качестве этих выключателей могут быть использованы упрощенные по конструкции выключатели нагрузки, в этом случае при повреждении в одном из генераторов отключается весь блок.
На мощных ГЭС выдача электроэнергии может производиться на двух повышенных напряжениях, связь между которыми обычно осуществляется с помощью автотрансформаторов.
На повышенных напряже-
пнях мощных ГЭС при зна-прнменяются схемы с 3/2 и 4/3
выключателя па цепь, зарекомендовавшие себя более высокой надежностью, чем другие схемы со сборными шинами.
На действующих ГЭС значительно чаще, чем на тепловых элек-
тростанциях применяются кольцевые схемы: трех-, четырех-, пяти-и шестиугольник.
В приведенной схеме ГЭС (рис. 5-25) ОРУ 500 кВ выполнено по схеме двух четырехугольников, соединенных выключателями ВС1 н ВС2. В отношении вывода в ремонт выключателей, шин, разъе-
1\Э
Ч>
§ 5-7]
Главные схемы подстанций
433
ди кителей схема обладает такой же гибкостью, как кольцевая. Отключение линии производится двумя выключателями, отключение блока —тремя. После отделения повредившегося блока разъединителем схему можно восстановить, включив отключившиеся выключатели. Для автоматизации этой операции в цепи ВН блоков следует установить разъединители с дистанционным управлением или выключатели нагрузки.
Несколько снижается надежность схемы при совпадении аварии в одном из блоков, например, в первом и отказе в работе выключателя ВС1, так как при этом отключаются все выключатели верхнего ряда, т. е. отключенным окажется не только первый, но и третий блок. Однако восстановить нормальную работу после отсоединения повредившегося блока нетрудно. Такая схема экономична, в ней десять выключателей на восемь присоединений.
Если шины ВН гидроэлектростанции не являются коммутационным узлом энергосистемы, то рекомендуются упрощенные схемы: ТТЛ, простые и двойные мостики, шины — линия, шины — трансформатор (см. рис. 5-30).
При большем числе присоединений на стороне ПО, 220 кВ ГЭС применяют схемы с одной или двумя рабочими и обходной системами шин.
Как следует из краткого описания, схемы мощных ГЭС во многом сходны со схемами блочных ТЭС.
5-7. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ
а) Общие сведения
Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с учетом схемы развития электрических сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района.
По способу присоединения к сети все подстанции можно разделить на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые.
Тупиковая подстанция — это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям. На рис. 1-1—это подстанции Г, И, К.
Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям (на рис. 1-1 — подстанция Д).
Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий с двусторонним или односторонним питанием (на рис. 1-1 — это подстанция Ж).
Узловая подстанция — это подстанция, к которой присоединен» более двух линий питающей сети, приходящих от
434
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
двух или более электроустановок (на рис. 1-1 —подстанции А, Б, В).
По назначению различают потребительские и системные подстанции. На шинах системных подстанций А, Б (рис. 1-1) осуществляется связь отдельных районов энергосистемы или различных энергосистем. Как правило, это подстанции с высшим напряжением 750—220 кВ. Потребительские подстанции В, Г, Д, Е (см. рис. 1-1) предназначены для распределения электроэнергии между потребителями.
Схема подстанций тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна 15-2]: обеспечить надежность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным пли магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режиме, учитывать перспективу развития;
допускать возможность постепенного расширения;
учитывать требования противоаварийной автоматики;
обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.
На подстанциях рекомендуется применение простейших схем с минимальным числом выключателей высокого напряжения.
б) Схемы тупиковых и ответвительных подстанций
Тупиковые и ответвительные подстанции выполняются по упрощенным схемам без выключателей высокого напряжения.
Однотрансформаторная подстанция может присоединяться к питающей сети по схеме блок трансформатор — линия с установкой КЗ п ОД или передачей телеотключающего импульса на опорную подстанцию-(см. рис. 5-11,6).
Подстанции 35—110 кВ с двухобмоточными трансформаторами небольшой мощности (до 6300 кВ -А) могут иметь на стороне ВЫ только предохранитель и разъединитель. В этом случае необходимо проверить селективность работы предохранителей и релейной защиты линий.
Двухтрансформаторные подстанции в отличие от схемы (рис. 5-11,6) снабжаются автоматической или неавтоматической перемычкой на стороне высшего напряжения (рис. 5-26).
В автоматической перемычке (рис. 5-26, а) установлен разъединитель и отделитель двустороннего действия. Нормально РЗ включен, а ОДЗ отключен, так как режим работы двух линий на один трансформатор через включенную перемычку недопустим: при повреждении в одной из параллельных личин релейная защита отключит обе линии.
§ 5-7]
Главные схемы подстанций
435
Аварийное отключение линий происходит гораздо чаще, чем трансформаторов. В этом случае и используется перемычка. Так, при устойчивом к. з. на линии Л1 отключается выключатель В1 на питающем конце, защитой минимального напряжения отключается выключатель ВЗ, а затем отделитель 0Д1. Для восстановления в работе трансформатора Т1 автоматически включается отделитель ОДЗ в перемычке, а затем выключатель ВЗ. Таким образом, на подстанции будут работать оба трансформатора и одно из ответвлений к транзитной линии Л2.
Рис. 5-26. Схемы двухтрансформаторных ответвительных подстанций, а — с автоматической перемычкой; б — с неавтоматической перемычкой.
Если при включенной перемычке произойдет к. з. в трансформаторе Т1, то отключится ВЗ, включится короткозамыкатель К.31, отключится В‘2, в бестоковую паузу отключится ОДЗ, затем сработает АПВ, и линия Л2 останется в работе, следовательно останется в работе и трансформатор Т2.
Как видно из описания различных режимов работы схемы, автоматические переключения возможны только при четком согласовании работы всех элементов. Например, нельзя включить ОДЗ, если не отключен ОД1 или 0Д2-, ОД1 и ОД2 можно отключать лишь после надежного отключения ВЗ или В4 и при отсутствии напряжения на линиях Л1, Л2\ если включен 1\31 или Д32, включать ОДЗ нельзя. Соблюдение всех этих условий достигается специальными блокировками.
436
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
Возможно применение схемы с ремонтной перемычкой из двух разъединителей РЗ, Р4, один из которых в нормальном режиме отключен (рис. 5-26, б). При устойчивом повреждении па линии Л1 отключаются В1 и ВЗ и действием АВР па стороне 6—10 кВ включается ВС, обеспечивая питание потребителей от Т2. Если линия выводится в ремонт, то действиями дежурного персонала подстанции или оперативной выездной бригадой отключается Р1, включается перемычка РЗ, Р4 и трансформатор Т1 ставится под нагрузку включением ВЗ с последующим отключением ВС. В этой схеме возможно питание Т1 от липин Л2 при ремонте Л1 (пли Т2 от линии Л Г).
Для увеличения надежности работы таких подстанций отделители и короткозамыкатели открытого исполнения заменяются отдели
Рис. 5-27. Схема проходной подстанции с выключателем в перемычке.
телями и короткозамыкателями с элегазом (§ 4-5, г).
Дальнейшим развитием упрощенных схем будет внедрение выключателей нагрузки высокого напряжения на одно, два и три направления (см. § 4-6, ж). Такие выключатели позволят не только присоединить подстанцию к проходящей линии, но и секционировать последнюю (рис. 5-28).
в) Схемы проходных подстанций
Если подстанция включена в рассечку линии с двусторонним питанием,то в цепях трансформаторов устанавливаются отделители, а в перемычке — выключатель (рис. 5-27). В нормальном режиме выключатель В/ включен, ремонтная перемычка разомкнута разъединителем РЗ или Р4.
При повреждении Т1 включается К31, отключается В1, а затем В2 на опорной подстанции А. В бестоковую паузу отключится отделитель ОД/, затем включаются В1 и В2. Переток мощности не нарушен, трансформатор отключен.
При повреждении на одной линии, например Л2, отключится В/, затем ВЗ на опорной подстанции Б. Если АПВ линии оказалось неуспешным, отключится В5, и действием АВР будет включен вы
§ 5-7]
Главные схемы подстанций
437
ключатель ВС. Таким образом, электроснабжение потребителей не нарушится.
При необходимости ревизии выключателя В1 включается перемычка РЗ, Р4, через которую осуществляется переток мощности.
Значительная экономия средств может быть достигнута внедрением схем подстанций с выключателями нагрузки 110—220 кВ [5-3]. Выключатели нагрузки с элегазом на одно, два и три направления (ВНЭ1, ВНЭП, ВНЭП!) позволяют создать схемы автоматического секционирования сети. Па подстанции 1 (рис. 5-28) установлены три выключателя нагрузки на одно направление каждый, на подстанции 2 — один выключатель нагрузки на три направления (третья камера использована для установки трансформатора тока) и
Рис. 5-28. Схемы проходных подстанций с выключателями нагрузки. а - с ВНЭ Г. б - с ВНЭП и ВНЭ1П.
один — на два направления. Подстанцию можно оборудовать одним выключателем нагрузки на три направления, что еще больше упростит ее конструкцию и снизит капитальные затраты.
Линия между опорными подстанциями А и Б разделена на три участка. При повреждении на Л2 отключатся Bl, В2, автоматически отключатся ВН2 и ВН4 в сторону линии Л2, а затем АП В включит Bl, В2. Работа подстанций не нарушена.
Если подстанцию 1 присоединить глухой отпайкой по схеме рис. 5-11, б, то при повреждении Л2 она потеряет питание на время, необходимое для прибытия персонала, отыскания места повреждения, и отсоединения поврежденного участка. Ущерб от недоот-пуска электроэнергии в этом случае может быть значительным.
Для двухтрансформаторных подстанций, присоединяемых к двухцепным линиям, секционирование линий с помощью выключателей нагрузки также целесообразно.
Освоение выпуска таких выключателей позволит широко применить секционирование сетей, автоматизировать работу сетевых подстанций и увеличить надежность электроснабжения.
438
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
Рис. 5-29. Схема расширенного четырехугольника.
правило, в этом случае
На проходных подстанциях возможно также применение схем мостика с выключателями (см. рис. 5-12). В сетях 220—330 кВ применяют также кольцевые схемы, обеспечивающие более высокую надежность и оперативную гибкость. В отличие от схемы по рис. 5-13, а трансформаторы (автотрансформаторы) присоединяются через отделители в вершинах четырехугольника (рис. 5-29): АТ1 соединен в блок с Л1, АТ2 — в блок с Л4. Линии Л1, Л4 — радиальные, линии Л2, ЛЗ — транзитные. В цепях линий могут устанавливаться отделители или разъединители с дистанционным приводом. Это позволит восстановить работу схемы на стороне 220—330 кВ после отключения поврежденной линии.
г) Схемы мощных узловых подстанций
На шинах 330—750 кВ узловых подстанций осуществляется связь отдельных частей энергосистемы или связь двух систем, поэтому к схемам на стороне ВН предъявляют повышенные требования в отношении надежности. Как применяют схемы с многократным при
соединением линий: кольцевые схемы (см. рис. 5-13), схемы 3/2 выключателя на цепь (см. рис. 5-16) и схема шины — трансформатор.
На рис. 5-30 показана схема мощной узловой подстанции. На стороне 330—500 кВ применена схема шины—автотрансформатор. В цепи каждой линии—два выключателя, автотрансформаторы присоединяются к шинам без выключателя (устанавливаются разъединители с дистанционным приводом или отделители). При повреждении А Т1 отключаются все выключатели, присоединенные к 1СШ, работа линий 330—500 кВ при этом не нарушается. После отключения ATI со всех сторон отключается дистанционно разъединитель Р1 и схема со стороны ВН восстанавливается включением всех выключателей 1CILI.
В зависимости от числа линий 330—500 кВ возможно применение кольцевых схем или схемы 3/2 выключателя на цепь.
На стороне среднего напряжения 110—220 кВ мощных Подстанций применяется схема с одной рабочей и обходной системой шин при количестве одиночных линий до шести, а параллельных до десяти. При большем числе линий применяется схема с двумя рабочими и обходной СШ.
При выборе схемы на стороне НН в первую очередь решается вопрос об ограничении тока к. з. Для этой цели можно применять
§ 5-7]
Главные схемы подстанций
439
Рис. 5-30. Схема узловой подстанции.
440
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
трансформаторы с повышенным значением ик, трансформаторы с расщепленной обмоткой НН или устанавливать реакторы в цепи трансформатора. В схеме, показанной на рис. 5-30, на стороне НН установлены сдвоенные реакторы. Синхронные компенсаторы с пусковыми реакторами присоединены непосредственно к выводам НН автотрансформаторов. Присоединение мощных СК к шинам 6— 10 кВ привело бы к недопустимому увеличению токов к. з.
5-8. СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
а) Источники питания собственных нужд
Если на электростанции предусматривается ГРУ 6—10 кВ, то распределительное устройство собственных нужд (РУСН) получает питание непосредственно с шин ГРУ реактированными линиями или через понижающий трансформатор ТСН (рис. 5-31, а).
Рис. 5-31. Структурные схемы рабочего питания собственных нужд.
а — от шин ГРУ; б — отпайкой от блока; в от вспомогательного турбоагрегата: / — главный турбоагрегат; 2 — вспомогательный турбоагрегат; г — от вспомогательного генератора.
Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе с. н., являются 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и 0,38/0,23 кВ для остальных электродвигателей и освещения. Применение напряжения 3 кВ не оправдало себя, так как стоимость электродвигателей 3 и 6 кВ мало отличается, а расход цветных металлов и потери электроэнергии в сетях 3 кВ значительно больше, чем в сетях 6 кВ.
Для мощных блочных ТЭС возможно применение напряжения 0,66 кВ для электродвигателей 16—630 кВт и напряжения 10 кВ для крупных электродвигателей.
Если генераторы электростанции соединены в блоки, то питание с. н. осуществляется отпайкой от блока (рис. 5-31, б).
§ 5-8]
Схемы питания собственных нужд
441
С увеличением мощности блоков растет потребление на собственные нужды, следовательно увеличивается и мощность трансформатора с. н. Чем больше мощность ТСН, тем больше токи к. з. в системе с. и., тем тяжелее установленное оборудование. Для ограничения токов к. з. можно применять трансформаторы с повышенным напряжением к. з. или трансформаторы с расщепленными обмотками 6 кВ; последние применяются при мощности ТСН 25 МВ -А и более.
Значительного уменьшения токов к. з. в системе с. н. можно добиться, применяя вспомогательный турбоагрегат, пар для которого поступает от отбора главной турбины (рис. 5-31, в), а генератор не имеет электрической связи с основными генераторами станции. Однако установка турбины малой мощности неэкономична и такая система может себя оправдать только в сочетании со схемой питания отпайкой от блока. В этом случае часть потребителей с. и. присоединяют к ТСН, а часть к вспомогательному турбоагрегату. При уменьшении нагрузки блока уменьшают частоту вспомогательного генератора, чем осуществляется плавное регулирование производительности подключенных механизмов (питательных, циркуляционных, конденсатных насосов, дымососов, вентиляторов). Такое частотное групповое регулирование позволяет снизить расход энергии на с. н., что может оправдать увеличение затрат на установку вспомогательного турбоагрегата.
Установка вспомогательного генератора на одном валу с главным генератором требует меньших капитальных затрат (рис. 5-31, г). Такая схема питания с. н. применяется на АЭС.
Все рассмотренные схемы не могут обеспечить надежного питания с. н., так как при повреждениях в генераторах, на шинах ГРУ или в тепломеханической части нарушается питание РУСН. Поэтому кроме рабочих источников с. н. должны предусматриваться резервные источники питания. Такими источниками могут быть трансформаторы, присоединенные к шинам повышенного напряжения, имеющим связь с энергосистемой. Даже при отключении всех генераторов электростанции питание с. н. будет осуществляться от энергосистемы. На тот редкий случай, когда авария на электростанции совпадает с аварией в энергосистеме, и напряжение на с. н. не может быть подано от резервного трансформатора, для наиболее ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии (масляные насосы смазки, уплотнений вала, валоповоротные устройства и др.), предусматриваются аккумуляторные батареи и дизель-генераторы. На ряде зарубежных электростанций в качестве аварийных источников питания с. н. установлены газовые турбину, которые подхватывают питание с. н. блока при снижении частоты в энергосистеме.
Выбор мощности рабочих трансформаторов с. н. производится с учетом числа и мощности потребителей с. н. Точный перечень
442
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
всех потребителей определяется при реальном проектировании после разработки тепломеханической части электростанции и всех ее вспомогательных устройств. С примером выбора числа и мощности трансформаторов с. и. можно ознакомиться по приложению П1 16-1].
В учебном проектировании с достаточной точностью можно определить нагрузку с. н. Л. H,mn.v и расход электроэнергии „ ориентировочно по табл. 5-2 13-4].
Таблица 5-2
Нагрузки, расход электроэнергии и коэффициент спроса установок с. н.
т пп электроустановки р с. 0/ «"„ыр'
р ’ усг
ТЭЦ Пылеугольная 8—14 8-10 0,8
Газомазутная 5-7 4-6 0,8
КЭС Пылеугольная 6-8 5-7 0,85—0,9
Газомазутная 3—5 3-4 0,85-0,9
С газовым теплоноенте- 5—14 . 3—12 0,8
АЭС лем С водным теплоносителем 5-8 4-6 0,8
ГЭС Малой и средней мощно- 3-2 2—1,5 0,7
сти Большой мощности 1—0,5 0,5-0,2 0,8
Полетай- Районная 50-200 кВт
ция Узловая 200—500 кВт — —
Используя данные табл. 5-2, можно определить необходимую мощность с. н., МВ -А,
$с, н Рc,a,niaxkc. (5-14)
б) Схемы собственных нужд КЭС
Рабочие трансформаторы с. н. блочных ТЭС присоединяются отпайкой от блока (рис. 5-31, б). Мощность этих трансформаторов определяется по (5-14), где Рс, и,тах подсчитывается в зависимости от установленной мощности блока. На электростанциях с блоками 300 МВт и более часть мощных механизмов с. н. (питательные насосы, дутьевые вентиляторы) могут иметь турбопривод. Это значительно снижает расход электроэнергии на с. н. Так, для блока 800 МВт газомазутной КЭС по (5-14)
Sc, „ = ~ 800 0,0 = 36 МВ А,
§ 5-8]
Схемы питания собственных нужд
443
т. е. следует выбрать трансформатор с. н. мощностью 40 МВ -А. Если питательный насос и дутьевой вентилятор имеют турбопривод, то мощность ТСН снижается до 32 МВ -А.
Распределительное устройство с. н. выполняется с одной секционированной системой шин.
Количество секций 6—10 кВ для блочных ТЭС принимается: две на каждый блок (при мощности блока более 160 МВт).
Каждая секция или секции попарно присоединяются к рабочему трансформатору с, н.
На рис. 5-32 приведена схема питания с. н. части блочной КЭС с тремя блоками по 300 МВт (см. рис. 5-20). Трансформаторы ТСН1, ТСН2, ТСНЗ питают секции 6 кВ соответственно первого блока 1А, 1Б, второго блока — 2А, 2Б и третьего блока — ЗА, ЗБ. К этим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ турбинного и котельного отделения, общестанционная нагрузка (о. с. н.) и трансформаторы 6/0,4 кВ.
Резервное питание секций с. н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервными трансформаторами с. н. (ПРТСН1, ПРТСН2 на рис. 5-32).
Резервные магистрали для увеличения гибкости и надежности секционируются выключателями через каждые два-три блока.
Согласно [5-1] число резервных трансформаторов с. н. на блочных ТЭС принимается: один — при двух блоках; два — при числе блоков от трех до шести. При большем числе блоков предусматривается третий резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к источнику питания, но установленный на электростанции и готовый к замене любого рабочего ТСН. Резервные трансформаторы с. н. должны присоединяться к сборным шинам повышенного напряжения, которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов станции). Это требование трудно выполнить, если связь с энергосистемой осуществляется по линиям 500—750 кВ. В этом случае резервные ТСН присоединяются к шинам среднего напряжения (НО, 220 кВ) при условии, что они связаны через автотрансформатор с шинами ВН.
Допускается также резервный ТСН присоединять к обмотке НН автотрансформатора или при помощи ответвления от блока генератор—трансформатор с установкой генераторного выключателя.
В схеме КЭС по рис. 5-20 резервные трансформаторы присоединены к разным секциям РУ 220 кВ, а в схеме по рис. 5-21 один резервный трансформатор присоединен к РУ 330 кВ, а второй — к обмотке НН автотрансформатора.
Мощность каждого резервного ТСН должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или аварийный останов второго блока. Если точный перечень потребителей с. и. неизвестен, то мощность ПРТСН выбирают, исходя из
414
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
Рис. 5-32. Схема питания с. н. КЭС с тремя блоками. Секции с. н. 0,4 кВ показаны только для первого блока (рубильники в схеме не показаны).
§ 5-8]
Схемы питания собственных нужд
445
расчетной нагрузки, в 1,5 раза большей нагрузки наиболее загруженного рабочего ТСН. При этом учитывается допустимая перегрузочная способность с учетом того, что резервные трансформаторы большую часть времени отключены или работают с недогрузкой. Трансформатор, выбранный по этим условиям, должен быть проверен по условиям самозапуска электродвигателей с. н.
Рассмотрим эти условия. После отключения рабочего источника ответственные электродвигатели, оставшиеся включенными, начинают тормозиться, т. е. частота вращения их постепенно уменьшается (происходит «выбег» электродвигателей).
Напряжение на секции с. н. восстанавливается после автоматического включения резервного источника (АВР).
Перерыв питания на секции с. и. обычно не превышает 1—2,5 с. После подачи напряжения от резервного источника происходит увеличение частоты вращения одновременно всех неотключенных электродвигателей. Этот процесс называется самозапуском. При самозапуске электродвигатели потребляют значительные пусковые токи, за счет чего происходит большая потеря напряжения в обмотках НРТСН.
Вследствие этого к секции с. н. подводится не номинальное, а пониженное напряжение, что осложняет и затягивает процесс самозапуска. В неблагоприятных условиях затянувшийся самозапуск может привести к недопустимому снижению давления питательной воды, напора воздуха, подаваемого в котельный агрегат, или других технологических параметров, от которых зависит нормальная работа. В этом случае блок может быть отключен технологическими защитами.
Для того чтобы обеспечить нормальный самозапуск, необходимо по возможности уменьшить время перерыва питания, оставить присоединенными к секции только двигатели ответственных механизмов, отключив все остальные, ио возможности уменьшить сопротивление на пути к резервному источнику и сопротивление самого НРТСН. Для обеспечения последнего приходится увеличивать мощность ПРТСН, не применять трансформаторы с ил больше 13%.
Процесс самозапуска зависит от многих факторов, точный рас-। чет его достаточно сложен и здесь не приводится.
! Многочисленные потребители с. н. напряжением 0,4 кВ (на один
блок 300 МВт приходится более 600 электродвигателей 0,4 кВ) I присоединяются к секциям 0,4 кВ, получающим питание от транс-! форматоров 6—10/0,4 кВ. Расход на с. н. 0,4 кВ приблизительно можно принять равным 10% o6ui,eeo расхода.
Трансформаторы 6/0,4 кВ устанавливаются по возможности в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделении, на топливном складе, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и т. д. Трансформаторы мощностью более 1000 кВ -А не применяются, так как это приводит к значительному увеличению
446
Главные схемы, электростанций и подстанций
[Гл. 5
тока к. з. в сети 0,4 кВ. Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания. Каждая секция обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически. Требования к схемам с. н. 0,4 кВ более подробно изложены в [5-1].
На рис. 5-32 показано питание секций с. н. 0,4 кВ одного блока, расположенных в главном корпусе. Потребители 0,4 кВ первого блока и часть общестанционной нагрузки получают питание от секций 1НА, 1НБ, 1НВ, 1НГ. Наиболее ответственные потребители присоединены на полусекции 1НА и 1НВ, отделяемые автоматами от остальной части этих же секций. Резервный трансформатор 6/0,4 кВ присоединен к секции ЗА третьего блока.
Потребители 0,4 кВ второго блока присоединяются к секциям 211А, 2НБ, 2НВ, 2НГ, а третьего блока — к секциям 311 А, ЗНБ, ЗНВ, ЗНГ (на рис 5-32 эти секции не показаны). Резервный трансформатор для последних секций присоединен к секции 6 кВ 2Б второго блока.
Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах с. н. ТСН и ПРТСН имеют РПН. Схема соединения обмоток рабочих и резервных трансформаторов выбирается таким образом, чтобы возможно было их кратковременное параллельное включение ь моменты перехода с рабочего на резервное питание й наоборот.
Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой и раздельная работа секций 6 кВ приводят к ограничению тока к. з. до такого значения, которое позволяет применить ячейки комплектного распределительного устройства с выключателями ВМПЭ-10 или ВЭМ-6 (для блоков 500 МВт и больше). При необходимости ограничения тока к. з. на стороне 0,4 кВ на вводах к некоторым сборкам устанавливаются реакторы.
в) Схемы собственных нужд ТЭЦ
Рабочие трансформаторы с. н. неблочной части ТЭЦ присоединяются к шинам генераторного напряжения. Число секций с. н. 0 кВ выбирается равным числу котлов. В некоторых случаях выделяют секции для питания общестанционных потребителей.
Мощность рабочих ТСП выбирают по условию
С '-’с- п
о ТСН 2= - п - ,
где£с, и— мощность с. н. по (5-14) неблочпой части ТЭЦ; п— число секций 6 кВ в неблочной части ТЭЦ.
Мощность ТСН и количество секций с. н. в блочной части ТЭЦ выбирается так же, как для КЭС.
Резервный ТСП присоединяется к шинам ГРУ (при схеме с двумя системами шин) или отпайкой к трансформатору связи (при схеме с одной системой шин).
§ 5-8] Схемы питания собственных нужд 447
На рис. 5-33, а показано присоединение рабочего и резервного ТСН к двойной СШ ГРУ: рабочий трансформатор присоединен к 1СШ, а резервный — к 2СШ. Шиносоединительный выключатель ШСВ нормально включен, трансформатор связи присоединен к 2CLU. При повреждении в рабочем ТСН отключаются В2, ВЗ и
Рис. 5-33. Схемы резервирования с. н. ТЭЦ.
а — от шин ГРУ; б — отпайкой от трансформатора связи.
автоматически включаются В6 и В4. При повреждении на рабочей системе шин 1СШ отключатся BJ, ШСВ и ВЗ. Напряжение на резервной системе шин 2СШ сохранится благодаря Т1, связанному с шинами ВН ТЭЦ, поэтому автоматически включатся В6 и В4, восстанавливая питание секции с. и.
На рис. 5-33, б показано присоединение рабочего и резервного ТСН к ГРУ, выполненному с одной системой шин. При отключении генератора Г1, при его пуске и останове собственные нужды питаются от рабочего ТСН. При аварии в ТСН отключаются выключатели В2 и ВЗ и автоматически включаются В6 и В4, подавая питание от резервного трансформатора РТСН. При аварии на шипах
448
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
ГРУ отключаются Bl, В7, затем защитой минимального напряжения ВЗ, после чего автоматически включаются В6 и В4, восстанавливая питание с. и. от шин ВН ТЭЦ через трансформаторы связи Т1 и резервный трансформатор РТСН.
Обычно к одной секции ГРУ присоединяется один ТСН или одна линия с. н. 6 кВ. В этом случае мощность резервного источника должна быть не меньше любого из рабочих источников.
Рис. 5-34. Схема питания с. и. ТЭЦ с тремя турбинами по 60 МВт (рубильники в схеме не показаны).
Если к одной секции ГРУ присоединены два рабочих источника с. н., то мощность РТСН или резервной линии выбирается на 50% больше наиболее мощного рабочего источника.
Число резервных источников 6 кВ на ТЭЦ неблочного типа выбирается: один — при числе рабочих источников до шести включительно; два — при большем числе рабочих ТСН или линий с. н.
Резервирование РУСН 0,4 кВ па ТЭЦ неблочного типа осуществляется от трансформаторов 6/0,4 кВ, число и мощность которых выбирается по такому же принципу. При этом рабочий и резервирующий его трансформатор присоединяются к разным секциям с. н. 6 кВ. Для вспомогательных цехов возможно взаимное резервирование. Мощность резервных трансформаторов с. н., так же как и
§ 5-8] Схемы питания собственных нужд 449
рабочих, не должна превышать 1000 кВ -А. Мощность с. н. 0,4 кВ для ТЭЦ можно принять равной 15% общей мощности с. н.
На рис. 5-34 показана схема питания с. н. газомазутной ТЭЦ 3 х 60 МВт, главная схема которой была рассмотрена ранее (рис. 5-23). От трех секций ГРУ 6 кВ отходят три реактированные линии для питания с. н. и одна линия резервного питания. Общестанционные нужды выделены на секции 6 кВ IPO, 2РО и 0,4 кВ — 1НО и 2ИО. Потребители с. н. котельных и турбинных агрегатов питаются от секций 6 кВ IP, 2Р, ЗР и секций 0,4 кВ 1Н, 2Н, ЗН. Резервный трансформатор 6/0,4 кВ присоединен к секции 1РО.
Схема питания с. н. блочной ТЭЦ не отличается от схем с. н. КЭС.
г) Схемы питания собственных нужд АЭС
Особенности технологического процесса АЭС существенным образом влияют на схему питания с. н. На АЭС необходимо обеспечить надежное управление ядерными процессами в реакторе в нормальном режиме и его надежное расхолаживание при аварийных остановах 15-71.
Если на АЭС установлены водо-водяные реакторы типа ВВЭР, то особо важное значение имеют главные циркуляционные насосы (ГЦН), обеспечивающие циркуляцию воды через активную зону реактора. Один реактор обслуживается несколькими ГЦН. В случае аварийного останова реактора даже при полном исчезновении напряжения на шинах с. и. необходимо обеспечить надежное расхолаживание реактора. Для этого часть ГЦН должна на определенное' время (1—2 мин) остаться в работе. Например, при шести рабочих ГЦН допускается отключение не более двух.
При этом на схему питания с. н. влияет тип примененных ГЦН. На реакторах ВВЭР, у которых электродвигатель встроен в корпус насоса, а ротор вращается в среде перекачиваемой жидкости, ГЦН бессальникового типа имеют очень малую инерцию. В этом случае для питания электродвигателей ГЦН устанавливаются вспомогательные генераторы, работающие на одном валу с главным генератором (рис. 5-31, а). Если применяются ГЦН с обычным электродвигателем и механическим уплотнением вала (реакторы РБМК), то их инерционный выбег при исчезновении напряжения обеспечивает аварийное расхолаживание реактора. Такие ГЦН могут присоединяться к секциям с. н. 6 кВ.
В качестве рабочих источников питания с. н. АЭС используются основные генераторы электростанции и энергосистемы, питание от которых подается через ТСН на секции 6 кВ. Мощность ТСН можно определить по данным табл. 5-2.
На АЭС, так же как на ТЭС, предусматриваются резервные трансформаторы с. н.: при числе блоков до двух включительно —
16 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
450
Главные схемы электростанций а подстанций
[Гл. 5
один ПРТСН; от трех до шести —два ПРТСН; при большем числе блоков-- два присоединенных п одни иеирисоедииепиый ПРТСН. Мощность резервных трансформаторов должна быть достаточной: а) для пуска блока из холодного состояния; б) для нормального расхолаживания блока; в) для замены рабочего ТСН одного турбогенератора с одновременным пуском (остановом) другого турбогенератора.
Резервные трансформаторы присоединяются к шинам ВН АЭС или к ближайшей электростанции.
Так же как па ТЭС ПРТСН должен обеспечить самозапуск ответственных механизмов, поэтому его мощность обычно на ступень больше, чем рабочего ТСН. Так, на АЭС с ВВЭР 440 рабочий ТСН имеет мощность 25 МВ -Л, резервный — 32 МВ -Л, па АЭС с канальным реактором РБМК 1000 МВт —- два рабочих по 32 МВ -А, резервный — 63 МВ -Л.
Кроме резервных трансформаторов, па АЭС устанавливаются независимые источники электроэнергии, которые должны обеспечить безаварийный останов реактора. Такими источниками являются аккумуляторные батареи, дизель-генераторы, газотурбинные установки, вспомогаюльпые генераторы (ВСГ).
Потребители с. и. АЭС по требованиям к надежности электроснабжения делятся на четыре группы: 1-я группа — потреби тели, не допускающие перерыва ни при каких режимах, включая полное исчезновение напряжения от рабочих и резервных трансформаторов с. н., или допускающие перерывы не более 1 с. К этой группе относится система управления и защиты реактора (СУЗ), КИП и автоматика реактора, система дозиметрического контроля, аварийные маслонасосы турбогенераторов, часть аварийного освещения.
Для питания этих потребителей создается автономная сеть надежного питания, независимым источником служит аккумуляторная батарея.
На рис. 5-35 показана схема питания с. н. одного блока АЭС, состоящего из канального реактора РБМК и двух турбогенераторов ио 500 МВт.
Потребители постоянного тока I-й группы присоединены к секции 111 Л, переменного тока — к секции 111 Б. В нормальном режиме секция 1НЛ получает питание через преобразователь, при этом синхронная машина работает электродвигателем, а машина постоянного тока — генератором.
При исчезновении переменного тока секция 111Б отделяется от 1НГ и преобразователь меняет режим — машина постоянного тока работает электродвигателем, получая питание от аккумуляторной батареи, а синхронная машина — генератором, обеспечивая питание секции 1НБ.
2-я труп и а — потребители, допускающие перерыв питания от десятков секунд до 2—3 мин с последующим восстановлением
§ 5-8]
Схемы питания собственных нужд
451
питания. К этой группе относятся механизмы аварийного расхолаживания реактора, специальная вентиляция, аварийные насосы технической воды, аварийные питательные насосы (АПН), вало-поворотные устройства турбин и т. и. Для них, так же как для 1-й группы, создается автономная сеть надежного питания.
Рис. 5-35. Схема питания одного блока АЭС. Сети надежного питания с. и. 1 п 2 группы покатаны для половины блока.
3-я группа — мощные потребители с. и., требующие высокой степени надежности питания из-за необходимости обеспечения ядерной безопасности реактора.
К этой группе относятся ГЦЫ. В нормальном режиме их питание осуществляется от секций с. и. 6 кВ. 13 аварийных режимах для ГЦН с малой инерцией предусматривается питание от ВСГ (рис. 5-31, г). В этой схеме используется энергия выбега турбогенератора. После закрытия стопорных клапанов турбины генератор, вращаясь по инерции, вырабатывает некоторое количество электроэнергии с постоянно снижающейся частотой. Блок, состоящий из турбины К-500-65 и генератора ТВВ-500-2 мощностью 500 МВт, имеет запас кинетической энергии 805 кВт-ч. Этой энергии доста-
15*
452
Главные схемы электростанций и подстанций
[Гл. 5
точно для питания ГЦН на время аварийного расхолаживания реактора.
ГЦН с большей инерцией присоединяются к секциям с. и. 6 кВ из расчета на каждую секцию не более двух насосов. Резервирование питания осуществляется от энергосистемы или специально выделенной линией от соседней электростанции.
4-я г руппа — потребители, не предъявляющие особых требований по надежности, более высоких, чем на блочной тепловой электростанции. К этой группе относятся механизмы, обслуживающие турбину: конденсатные, циркуляционные насосы и большая часть общестанционных с. и. — компрессорные, химводоочистка, мастерские и т. п. Потребители этой группы присоединяются к секциям 1А, 1Б, 2 А, 2Б непосредственно или через понижающие трансформаторы 6/0,4 кВ. Схема питания их ничем не отличается от схем с. н. ТЭС.
д) Схемы питания собственных нужд ГЭС
Технологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на тепловых и атомных электростанциях, а поэтому требует значительно меньшего числа механизмов с. в.
Подсчет нагрузок с. н. ГЭС ведется конкретно для каждого проекта, так как эти нагрузки зависят не только от мощности установленных агрегатов, но и от типа электростанции (приплотин-ная, деривационная, водосливная и др.).
В учебном проектировании для определения установленной мощности с. н. ГЭС можно воспользоваться данными табл. 5-2.
В отличие от тепловых электростанций на ГЭС отсутствуют крупные электродвигатели напряжением 6 кВ, поэтому распределение электроэнергии осуществляется на напряжении 0,4/0,23 кВ. Питание с. н. производится от трансформаторов, присоединенных к шинам 6—10 кВ, или отпайкой от блоков.
Потребители с., н. ГЭС делятся на агрегатные (масло-насосы МНУ, насосы откачки воды с крышки турбины, охлаждение главных трансформаторов и др.) и о б щ е с т а н ц и о и н ы е (насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, дренажные и пожарные насосы, отопление, освещение, вентиляция, подъемные механизмы и др.).
Часть этих потребителей являются ответственными (техническое водоснабжение, маслоохладители трансформаторов, маслона-сосы МНУ, система пожаротушения, механизмы закрытия затворов напорных трубопроводов). Нарушение электроснабжения этих потребителей с. н. может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений.
§ 5-8]
Схемы питания собственных нужд
453
На рис. 5-36 приведен пример схемы питания с. н. мощной ГЭС. Агрегатные с. н. питаются от отдельных секций 0,4/0,23 кВ. Часть потребителей общестанционных с. н. может быть значительно удалена от здания ГЭС, поэтому возникает необходимость распределения электроэнергии на более высоком напряжении (3,6 или 10 кВ). В этом случае предусматриваются главные трансформаторы
Рис. 5-36. Схема питания с. н. мощной ГЭС.
с. и. Т1, Т2 и агрегатные Т5 — Т8. Трансформаторы T9 — Т12 служат для питания общестанционных нагрузок. Резервное питание секций 6 кВ осуществляется от местной подстанции, оставшейся после строительства ГЭС. Резервирование агрегатных с. н. осуществляется от резервных трансформаторов ТЗ, Т4. Ответственные потребители с. н., отключение которых может привести к отключению гидроагрегата или снижению его нагрузки, присоединяются к разным секциям с. и.
Мощность трансформаторов агрегатных с. и. выбирается по суммарной нагрузке с. и. соответствующих агрегатов. Главные трансформаторы (77, Т2) выбираются с учетом взаимного резервирования и с возможностью их аварийной перегрузки.
На крупных ГЭС возможно присоединение трансформаторов агрегатных с. н. отпайками от блоков, а резервирование секций
454 Главные схемы электростанций и подстанций [Гл. 5
6 кВ может осуществляться от автотрансформаторов связи подобно схемам с. н. на блочных ТЭС.
е) Схемы питания собственных нужд подстанций
Состав потребителей с. н. подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей с. и. иа подстанциях, выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это — электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов ОД и КЗ, шкафов КРУII, а также освещение подстанции.
На подстанциях с выключателями ВН дополнительными потребителями являются компрессорные установки (для выключателей ВМК, ВВН, ВВБ), а при оперативном постоянном токе — зарядный и подзарядный агрегаты. При установке синхронных компенсаторов необходимы механизмы смазки их подшипников, насосы системы охлаждения СК.
Наиболее ответственными потребителями с. п подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов и СК, аварийное освещение, система пожаротушения, элекгроприемники компрессорной.
Мощность потребителей с. н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих
Таблица 5-3
Нагрузка с.н. подстанции
Электронрнемник Установленная мощность, кВт Колимество приемников, шт. Суммаркая мощность, кВт
Электродвигатели обдува трансформаторов Устройство подогрева выключателя У 110 То же, ВМК.-35Э Обогрев: шкафов релейной аппаратуры приводов ОД и КЗ шкафов КРУН Отопление и освещение помещения приезжего персонала Наружное освещение Нагрузка, потребляемая оперативными цепями Компрессорная установка 8 1,75 1,15 0,5 0.6 0,6 5,5 4,5 1,8 13 2 1 7 23 6 '21 J 1 1 1 16/0,85-19 1,75 8.05 11.5 3.6 14 5,5 1,5 1,8 13/0,85-1.5,3
Итого 85
§ 5-8]
Схемы питания собственных нужд
455
трансформаторов. Мощность ТСН выбирается в соответствии с на
грузками в разных режимах работы подстанции, но не более 630 кВ-Л (пли 1000 кВ-Л с ик = 8%).
В табл. 5-3 приведен подсчет нагрузки с. н. для подстанции
с двумя трехобмоточными трансформаторами мощностью от 16 до 40 МВ -А, с одним выключателем У-110 в перемычке на стороне 110 кВ и выключателями ВМК-.35 на стороне 35 кВ.
С учетом коэффициента спроса 0,7 для рассматриваемой подстанции могут быть приняты два ТСН по 63 кВ -А.
Если отсутствуют данные для подробного подсчета нагрузки с. и., то мощность ТСН выбирается ориентировочно но табл. 5-2.
На всех двухтрансформаторных подстанциях 35—750 кВ устанавливаются два трансформатора с. и.
На простейших однотрапс-форматорпых подстанциях малой мощности устанавливается один ТСН и предусматривается складской резерв. Если на однотрансформаторной подстанции установлен синхронный компенсатор, или воздушные выключатели, или трансформатор с сп-
Рис. 5-37. Схема питания с. н. подстанции с оперативным переменным током.
стемой охлаждения Д и ДЦ, то предусматриваются два ТСН, один из которых присоединяется к местной сети 6—35 кВ.
Для питания оперативных цепей подстанций может применяться переменный и постоянный ток.
Постоянный оперативный ток применяется на всех подстанциях 330—750 кВ и на подстанциях с РУ НО—220 кВ со сборными
шинами.
Переменный оперативный ток применяется на подстанциях 35 — 220 кВ без выключателей ВН. Возможно применение выпрямленного оперативного тока па подстанциях 110—220 кВ с выключателями ВН, если исключена возможность одновременного включения более одного выключателя.
На подстанциях с оперативным постоянным током ТСН присоединяются к шинам 6—10 кВ.
456
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
На подстанциях с оперативным переменным током ТСН присоединяются отпайкой к вводам главных трансформаторов (рис. 5-37). Это необходимо для возможности управления выключателями 6— 10 кВ при полной потере напряжения на шинах 6—10 кВ. Шины 0,4 кВ для большей надежности секционируются автоматическим выключателем. Питание оперативных цепей предусмотрено от вводов НН трансформаторов с. в. до автоматических выключателей через стабилизаторы напряжения, дающие на выходе напряжение 220 В.
Глава шестая
КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
6-1. ЗАКРЫТЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА (ЗРУ)
а) Требования к конструкциям ЗРУ
Распределительное устройство — это электроустановка, пред- I назначенная для приема и распределения электрической энергии и содержащая электрические аппараты, тины и вспомогательные j, устройства. I
Если распределительное устройство расположено внутри зда- | ния, то оно называется закрытым.
Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) сооружаются обычно при напряжении 3—20 кВ. При больших напряжениях, как правило, сооружаются открытые РУ. Однако при ограниченной площади под РУ или при повышенной загрязненности атмосферы, а также в районах Крайнего Севера могут применяться ЗРУ на напряжения 35—220 кВ.
Распределительные устройства должны обеспечивать надежность работы электроустановки, что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования, при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствии с ПУЭ.
Обслуживание РУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозре-ваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ 1-121.
Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Ограждение может быть сплошным или сетчатым. Во многих конструкциях ЗРУ применяется смешанное ограждение — на сплошной части ограждения крепятся приводы выключателей
§6-1] Закрытые распределительные устройства 457
и разъединителей, а сетчатая часть ограждения позволяет наблюдать за оборудованием. Высота такого ограждения должна быть не меньше 1,9 м, при этом сетки должны иметь отверстия размером не более 25 X 25 мм. Ограждения должны запираться на замок.
Неизолированные токоведущие части, расположенные над полом на высоте меньше 2,5 м в установках 3—10 кВ и 2,7 м в установках 20—35 кВ, должны ограждаться сетками, причем высота прохода под сеткой должна быть не менее 1,9 м.
Осмотры оборудования производятся из коридора обслуживания, ширина которого должна быть не меньше 1 м при одностороннем и 1,2 м при двустороннем расположении оборудования.
Если в коридоре ЗРУ размещены приводы разъединителей и выключателей, то ширина такого коридора управления должна быть соответственно 1,5 и 2 м.
Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями: один выход при длине РУ до 7 м; два выхода по концам при длине от 7 до 60 м; при длине более 60 м — два выхода по концам и дополнительные выходы с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки коридоров РУ до выхода не превышало 30 м. Двери из РУ должны открываться наружу и иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ.
ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Строительные конструкции ЗРУ должны отвечать требованиям СНиП, а также правилам пожарной охраны (ППО). Здание РУ сооружают из огнестойких материалов. При проектировании ЗРУ предусматриваются меры для ограничения распространения возникшей аварии. Для этого оборудование отдельных элементов РУ устанавливается в камерах — помещениях, ограниченных со всех сторон стенами, перекрытиями, ограждениями. Если часть ограждений сетчатая, то камера называется открытой. В таких камерах устанавливаются разъединители, безмасляные и маломасляные выключатели и баковые выключатели с количеством масла до 25 кг. В современных ЗРУ баковые выключатели с большим количеством масла (более 60 кг) не применяются, так как для их установки надо предусматривать закрытые камеры с выходом наружу, что значительно усложняет строительную часть.
При установке в ЗРУ масляных трансформаторов предусматриваются меры для сбора и отвода масла в маслосборную систему.
В ЗРУ предусматриваются естественная вентиляция помещений трансформаторов и реакторов, а также аварийная вытяжная вентиляция коридоров обслуживания открытых камер с маслонаполненным оборудованием.
Распределительное устройство должно быть экономичным. Стоимость сооружения РУ слагается из стоимости строительной части, электрического оборудования, электромонтажных работ и наклад-
458
Конструкции распределитель пых цстройств
[Гл. 6
пых расходов. Для уменьшения стоимости строительной части по возможности уменьшают объем здания и упрощают его конструкцию. Значительное уменьшение стоимости достигается применением зданий РУ из сборных железобетонных конструкций, заменивших кирпичную кладку, применявшуюся раньше.
Для уменьшения стоимости электромонтажных работ и ускорения сооружения РУ широко применяются укрупненные узлы, собранные на специализированной монтажной базе. Такими узлами могут быть камеры и шкафы со встроенным электрооборудованием: камеры для сборных шин и шинных разъединителей, шкафы управления выключателями, шкафы линейных разъединителей и т. и. Для присоединения линий 6—10 кВ в современных РУ широко применяются шкафы комплектных распределительных устройств (§ 6-2). Применение укрупненных узлов позволяет использовать индустриальные методы сооружения ЗРУ с максимальной механизацией электромонтажных работ.
Распределительное устройство, смонтированное из укрупненных узлов, называется сборным. В сборном РУ здание сооружается в виде коробки, без каких-либо перегородок, зального типа. Основу камер составляет стальной каркас, а перегородки между камерами выполняются из асбоцементных или гипсолитовых плит.
Уменьшение стоимости РУ достигается также сооружением их по типовым проектам. Типовые проекты РУ разрабатываются ведущими проектными организациями СССР. Задачей учащихся является выбор той или иной типовой конструкции, которая соответствовала бы схеме электрических соединений и установленному оборудованию.
Ниже рассматриваются некоторые конструкции ЗРУ по типовым проектам институтов «Теплоэлектропроект», «Энергосетьпроскт» и «Промэнергопроектя.
б) Конструкции ЗРУ 6—10 кВ с одной системой шин
РУ 6—10 кВ с одной системой шин без реакторов на отходящих линиях широко применяются в промышленных установках и городских сетях. В таких РУ устанавливаются маломасляные или бгз-масляные выключатели небольших габаритов, что позволяет все оборудование одного присоединения разместить в одной камере. Такие РУ с камерами КСО-266, КСО-366 получили широкое распространение. Однако ремонт выключателей в этих камерах затруднен, поэтому взамен их в настоящее время применяют камеры с выключателями, расположенными на выкатиой тележке — ячейки комплектного распределительного устройства (КРУ). Конструкции КРУ рассмотрены в § 6-2.
Гейера т о р и ы е р а с и р е д с л и т с л ь н ьг е у с т р о й-с т в а (ГРУ), сооружаемые на ТЭЦ, выполняются с применением сборных и комплектных ячеек.
§ 6-11
Закрытые распределительные устройства
459
ГРУ 6—10 кВ с одной системой шин и групповыми сдвоенными реакторами па линиях показано на рис. 6-1. Оно разработано для ТЭЦ, схема которой рассмотрена на рис. 5-9.
При конструировании РУ необходимо знать размещение оборудования по камерам, для чего вначале вычерчивается схема заполнения.
Схема заполнения — это электрическая схема включения основного оборудования и аппаратуры, отражающая их действительное взаимное размещение.
В схеме заполнения условно, без соблюдения масштаба показывается контур здания и камер, расположение оборудования и делаются необходимые поясняющие надписи. Схема заполнения облегчает составление спецификации на оборудование, облегчает понимание конструкции РУ, но не заменяет конструктивных чертежей РУ. В некоторых случаях вычерчивается план РУ и на нем условными обозначениями показывается размещение оборудования. Такой план-схема заполнения показан на рис. 6-1, б.
В ГРУ предусмотрены три секции сборных шип, к каждой из которых присоединен генератор 60 МВт. К первой и третьей секциям присоединены трехоб.моточпые трансформаторы связи. На каждой секции установлены два групповых сдвоенных реактора 2 X 2000 А и четыре сборки КРУ с выключателями ВМП-10 (серии K-XII). ГРУ рассчитано на ударный ток до 300 кА. Здание ГРУ одноэтажное, с пролетом 18 м, выполняется из стандартных железобетонных конструкций, которые применяются для сооружения и других зданий ТЭЦ. В центральной части здания в два ряда расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей, далее следуют ячейки генераторных, трансформаторных и секционных выключателей, групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения. Шаг ячейки 3 м. У стен здания расположены шкафы КРУ. Все кабели проходят в двух кабельных туннелях. Охлаждающий воздух к реакторам подводится из двух вентиляционных каналов, нагретый воздух выбрасывается наружу через вытяжную шахту. В каналы воздух подается специальными вентиляторами, установленными в трех камерах (/, 2, 3, рис. 6-1, б).
Обслуживание оборудования осуществляется из трех коридоров: центральный коридор управления шириной 2000 мм, коридор вдоль шкафов КРУ, рассчитанный па выкатку тележек с выключателями, и коридор обслуживания вдоль ряда генераторных выключателей. Следует обратить внимание па то, что все ячейки генераторных выключателей расположены со стороны ГРУ, обращенной к турбинному отделению, а ячейки трансформаторов связи — со стороны открытою РУ (см. план-схему заполнения на рис. 6-1, б). Такое расположите позволяет осуществить соединение генераторов и трансформаторов связи с ячейками ГРУ с помощью подвесных гибких токе проводов (рис. 6-30).
Рис. 6-1. ГРУ 6—10 кВ с одной системой сборных шин и групповыми реакторами.
а — разрез по цепям генератора и группового реактора: / — трансформатор тока: 2 — проходной изолятор; 3 — камера генераторного выключателя: 4 — привод выключателя; 5 — блок сборных шин; 6 — блок шинных разъединителей; 7 — привод шинных разъединителей и заземляющих ножей; 8 — камера сдвоенного реактора; 9 — шинопровод; 10 — ячейки КРУ; б — план-схема заполнения.
4(>2 Конструкции распределительных устройств [Гл. 6
Соединение секций сборных ншн 6 кВ в кольцо производится снаружи здания гибкой связью.
в) Комплектное распределительное устройство генераторного напряжения ИГРУ
Конструкция ГРУ, рассмотренная выше (рис. 6-1), имеет ряд недостатков: тяжелое каркасное здание, ячейки с металлическими каркасами, большой объем монтажных работ, производимых вручную с применением малой механизации. Этих недостатков не имеет комплектное главное распределительное устройство (КГРУ) 6—10 кВ на номинальный ток 8000 А и ударный ток 330 кА, разработанное проектным институтом «Теп-лоэлектропроект» 16-31. На рис. 6-2 показаны разрез по цепям генератора и сдвоенного реактора и схема заполнения для первой и второй секций. КГРУ разработано для схемы с одной системой сборных шин, состоящих из четырех секций, соединенных в кольцо (см. рис. 5-9). Ячейки выключателей, реакторов, разъединителей расположены в два ряда. Сборные шины расположены в один ряд. КГРУ рассчитано па присоединение к каждой секции одного генератора 120 Л1Вт или двух по 60 МВт при U — 10 кВ и одного генератора 60 МВт при (7 — 6 кВ.
Отходящие кабельные линии присоединяются с помощью шкафов КРУ 9 к ветвям сдвоенных реакторов 7. На каждую секцию могут быть присоединены две группы сдвоенных реакторов по 2 х 2500 А или три группы по 2 х 1600 А и по одной линии с. и. Сборные шины /, ответвления от них, секционная перемычка 2 между первой и четвертой секциями, а также выводы из ячеек генераторов, трансформаторов связи и линий с. н. выполнены пофазно экранированными токопроводамп (см. § 6-6, б). Шинные разъединители 3 установлены в металлических ячейках с междуфазными перегородками. Ошиновка в ячейках выключателей и реакторов выполняется укрупненными монтажными блоками. Охлаждение ячеек осуществляется с помощью искусственной автоматической вентиляции.
Применение КГРУ повышает надежность работы и упрощает эксплуатацию РУ, значительно сокращает затраты на его сооружение. Сооружение КГРУ с одной системой шин па четыре секции позволяет уменьшить капитальные затраты на 10%, расход металла на 40%, железобетонных конструкций на 21 % по сравнению с типовыми ГРУ (рис. 6-1).
г) Конструкция ЗРУ Cf 10 кВ с двумя системами шин
Распределительные устройства 6—10 кВ с двумя системами шин, как правило, сооружаются на ТЭЦ. Па подстанциях такая
§ 6-1]
Закрытые распределительные устройства
463
схема встречается крайне редко. Значительные токи к. з. на сборных шинах генераторного напряжения приводят к необходимости увеличения расстояния между фазами, установки секционных и групповых реакторов. Все это усложняет конструкцию распределительного устройства.
На рис. 6-3 показано ГРУ 6—10 кВ по типовому проекту института «Теплоэлектропроект». Здание сооружается из стандартных железобетонных конструкций, несущие колонны расположены в два ряда через каждые 6 м. На колонны опираются балки перекрытия пролетом 15 м. Высота здания до балок 9,6 м. Стены из железобетонных плит не имеют оконных проемов. Здание, подготовленное для электромонтажных работ, представляет собой коробку без междуэтажного перекрытия, что позволяет выбирать любую длину ячейки независимо от шага колонн.
Основой ячеек является стальной каркас, па который опираются плиты междуэтажного перекрытия на высоте 4,8 м. Таким образом, здание ГРУ двухэтажное. Все оборудование расположено в два ряда в соответствии со схемой рис. 5-10 (рабочая СШ разделена на две секции) или рис. 5-23 (три секции). Рабочая система шип размещается в центральном отсеке, резервная — в боковых отсеках, по длине здание разделено поперечными стенами, отделяющими одну секцию от другой. Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных и лит, а второго этажа — из асбоцементных плит, укрепленных на металлическом каркасе. Сборные шины коробчатые, алюминиевые, с расстоянием между фазами по горизонтали 840 мм, по вертикали 1180 мм, с пролетом между изоляторами 800 мм, рассчитаны на ударный ток 300 кА. Блоки сборных пши и шинных разъединителей опираются на металлический каркас ячеек первого этажа. Тяжелое оборудование -- генераторные выключатели МГ-10 или МГ-20, секционные и групповые реакторы, ячейки КРУ — расположены на первом этаже, фундаментом для них служат железобетонные конструкции туннелей для силовых и контрольных кабелей. Специальные вентиляционные туннели не сооружаются, подвод охлаждающего воздуха в камеры реакторов и для сборных пши осуществляется из центрального коридора первого этажа. Нагрел ый воздух выбрасывается через проемы с жалюзи на втором этаже.
В типовом проекте предусмо1ре;г1 возможность объединения рабочей системы шип в кольцо с помощью шинной перемычки, находящейся в боковом коридоре второго этажа.
Па рис. 6-3, б представлена схема заполнения ГРУ 6 кВ, на которой показаны только две секции; оборудование третьей и, если есть, четвертой секций располагается в ячейках аналогично.
Рассмотренное ГРУ требует значительного расхода металлоконструкций, асбоцементных досок, железобетонных конструкций, поэтому намечается переход к сооружению КГРУ, подобного они-
Рис. 6-2. Комплектное главное распределительное устройство 10 кВ (КГРУ) с одной системой сборных шин.
а — разрез по цепям генератора и сдвоенного реактора: 1 — токопроводы сборных шин; 2 — токопроводы секционной перемычки; 3 — шинный разъединитель; 4— трансформатор тока; 5 — выключатель; 6 — вентиляционный короб; 7 — реактор; 8 — шкаф разъединителя; 9— КРУ отходящих линий; 10 — кабельный туннель; //_— вентиляционный подвал; б — схема заполнения.
Конструкции распределительных устройств
Рис. 6-3. . ГРУ 6— 10 кВ с двумя системами шин и групповыми реакторами.
а — разрез по цепям генератора и группового реактора; б — схема заполнения для первой и второй секций.
Конструкции распределительных устройств [Гл. 6 poxod/j
б)
468
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
санному выше (рис. 6-2). В отличие от КГРУ для схемы с одной системой шин в КГРУ с двумя системами шин внесен дополнительный элемент развилки разъединителей 5 и несколько иначе присоединены шинные разъединители 4 к сборным шинам (рис. 6-4).
Рис. 6 4. КГРУ 6—10 кВ с двумя системами шин (второй этаж).
1 — секционная перемычка; 2 — резервная система шин; 3 — рабочая система шин; 4 — шинные разъединители; 5 — развилка.
Все строительные конструкции первого этажа, ячейки разъединителей, выключателей, реакторов, выводов и секционной перемычки одинаковые для обоих КГРУ.
д) Конструкция ЗРУ 35—220 кВ
Как было отмечено ранее, в особых условиях (ограниченность площади, загрязненная атмосфера, суровые климатические условия) распределительные устройства 35—220 кВ сооружаются закрытыми. ЗРУ 35—220 кВ дороже открытых распределительных устройств на то лее напряжение, так как стоимость здания значительно больше стоимости металлокрнструкцнй и фундаментов, необходимых для открытой установки аппаратуры. В ЗРУ 35—220 кВ применяются только воздушные илй маломасляные выключатели. Установка баковых масляных выключателей привела бы к значительному увеличению стоимости РУ за счет сооружения специальных камер и маслосборных устройств.
На рис. 6-5 показано закрытое РУ ПО кВ с двумя рабочими и обходной системами шин. Здание зального типа высотой 10,2 м, одноэтажное. Сборные шины выполнены гибкими проводами и закреплены на гирляндах изоляторов (фазы А, В) и стержневых опорных изоляторах! (фаза С). Обслуживание изоляторов, ошиновки,
§ 6-1]
Закрытые распределительные устройства
469
_________6000____________________6250___________| 200/7 J 3750
' 78000 »
Рис. 6-5. ЗРУ 110 кВ зального типа. Разрез по ячейке воздушной линии.
1 — выключатель ВНВ-110; 2 — первая система шин; 3 — шинные разъединители; 4 — вторая система шин; 5 — обходная система шин; 6 — обходной разъединитель; 7 — конденсатор связи; 8 — линейный разъединитель.
470
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
шинных разъединителей производится с помощью передвижных телескопических подъемников. В ЗРУ 110 кВ могут устанавливаться выключатели ВВБ-110, BHB-1I0.
В работающих электроустановках имеются другие конструкции ЗРУ 110 кВ, например двухэтажное с вынесенной наружу обходной системой шин. Последнее обстоятельство является серьезным недостатком, так как значительно увеличивает занимаемую площадь и снижает надежность работы при возможности загрязнения изоляции обходной СШ.
Так же как для ГРУ 6—10 кВ, наиболее прогрессивным решением является применение комплектных РУ 35—110 кВ (см. § 6-2, в).
Институтом «Промэнергопроект» разработана конструкция ЗРУ 220 кВ для схемы с двумя рабочими и обходной системами шин (рис. 6-6).
Все оборудование ЗРУ 220 кВ размещено в здании пролетом 36 м с шагом колони 12 м, что соответствует шагу ячейки. Для сооружения здания используются сборные железобетонные детали и металлические элементы. Высота здания до низа фермы перекрытия 16,2 м.
Сборные шины выполнены двумя проводами АС-240 в фазе, по торцам здания они крепятся на натяжных гирляндах, а на каждой ферме (через 12 м) поддерживаются подвесными гирляндами 15ПФ6-Б. Расстояние между фазами 3250 мм, а между сборными шинами 4000 мм. В ЗРУ 220 кВ принято обычное оборудование — разъединители РЛНД-220/1000 с приводом ПДН-1, выключатели ВВБ-220-12, трансформаторы тока ТФНД-220 и трансформаторы напряжения НКФ-220. Объем здания на одну ячейку 7034 м3. Выводы линий 220 кВ могут быть воздушными и кабельными.
Расположение оборудования на высоких стойках позволяет использовать при монтаже и ремонте автокраны, инвентарные вышки, автопогрузчики и другие механизмы.
Общая сметная стоимость такого ЗРУ из семи ячеек — около 960 тыс. руб.
6-2. КОМПЛЕКТНЫЕ УСТРОЙСТВА ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
а) Комплектные распределительные устройства внутренней установки
Комплектное распределительное устройство (КРУ) — это распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения более надежной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранным и готовым к работе оборудо-
I — первая система шин: 2 — вторая система шин; 3 — обходная система шин; 4 — трансформатор тока; 5 — воздушный выключатель: разъединитель; 7 — шинная опора с опорным изолятором.
472
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
ванием поступают на место монтажа, где их устанавливают, соединяют сборные шины на стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУ безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением, закрыты металлическим кожухом.
В качестве изоляции между токоведущими частями в КРУ могут быть использованы воздух, масло, пирален, твердая изоляция, инертные газы. КРУ с масляной и газовой изоляцией могут изготовляться на высокие напряжения (в мировой практике есть конструкции на 220, 400 и 500 кВ). В КРУ могут применяться обычные аппараты или специально предназначенные для КРУ, могут сочетаться и те и другие. Например, для КРУ 6—10 кВ применяются выключатели обычной конструкции, а вместо разъединителей — втычные контакты.
Наша промышленность выпускает КРУ 3—35 кВ с воздушной изоляцией и КРУ 110 кВ с изоляцией из элегаза.
Применение КРУ приводит к сокращению объема и сроков проектирования, при необходимости легко производятся реконструкция и расширение электроустановки.
Для РУ 6—10 кВ понизительных подстанций, а также в системе собственных нужд электростанций для схемы с одной системой шин широко применяются КРУ различных типов, но наиболее распространенным является КРУ серии К-ХП (рис. 6-7). Шкаф состоит из жесткого металлического корпуса, внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделен на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися металлическими шторками. Выключатель с приводом установлен на выкатной тележке 9. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты, которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинным 15 и линейным 14 неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отсоединен от сборных шин и кабельных вводов. Когда тележка находится вне корпуса шкафа, обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта. Размещение выключателя на выкатной тележке позволяет значительно уменьшить размеры шкафа по сравнению со сборными РУ, где камера выключателя должна предусматривать возможность доступа к аппаратам и ремонт их на месте.
Выкатная тележка может занимать три положения: рабочее (тележка находится в корпусе шкафа, первичные и вторичные цепи замкнуты); испытательное (тележка в корпусе шкафа, но первичные цепи разомкнуты, а вторичные замкнуты); ремонтное (тележка находится вне корпуса шкафа, первичные и вторичные цепи
ВН
§ 6-2]
Комплектные устройства высокого напряжения
473
разомкнуты). В рабочем и испытательном положении тележка фиксируется специальным устройством. Для облегчения перемещения тележки в рабочее положение имеется рычажный механизм, управляемый съемной рукояткой. При выкатывании тележки из шкафа
Рис. 6-7. Шкаф серии К-ХП с выключателем ВМП-10К и приводом ПЭ-11.
/ — отсек тележки; 2 — отсек трансформатора тока и кабельной сборки; 3 — отсек шинного разъединяющего контакта; 4 — отсек сборных шин; 5 — приборный шкаф; 6 — блок релейной защиты; 7 — поворотная рама для установки счетчиков; 8 — штепсельный разъем вторичных соединений; 9— тележка; 10— выключатель ВМП-10К с приводом ПЭ-11; И — трансформатор тока земляной защиты; 12 — трансформатор тока; /.? — заземляющий разъединитель; 14 — неподвижный линейный контакт; 15 — неподвижный шинный контакт.
автоматически металлическими шторками закрываются отсеки шин-ного и линейного разъединяющих контактов. Таким образом, исключается случайное прикосновение к токоведущим частям, оставшимся под напряжением.
На выкатной тележке монтируются также трансформаторы напряжения и разрядники, силовые предохранители, разъединители и трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ до 63 кВ • А.
474
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
Отсек сборных шин устанавливается на корпусе шкафа. Верх отсека имеет поворотную крышку для монтажа сборных шин сверху (после полной установки всех шкафов). Сборные шины связаны с разъединяющим контактом шинами через проходные изоляторы. КРУ серии К-ХП позволяют осуществить шинный ввод в одной ячейке, тогда как в серии КРУ2-10 он осуществляется в двух смежных ячейках.
Приборный шкаф 5 представляет собой металлическую конструкцию, на фасадной дверце которой размещаются приборы измерения, счетчики, ключи управления и аппаратура сигнализации. На задней стенке установлен короб для шинок вторичных соединений (до 40). Блок для релейной аппаратуры поворотного типа установлен внутри шкафа и может вместить до 22 приборов. Цепи вторичных соединений тележки и релейного шкафа соединяются гибким шлангом с многоконтактным штепсельным разъемом. Такое соединение позволяет быстро заменить одну тележку другой в случае необходимости.
В шкафах серии К-ХП могут размещаться различные аппараты, в соответствии с сеткой схем, приводимой в соответствующих каталогах. Корпус шкафа имеет жалюзи для естественной вентиляции отсеков. Шкафы устанавливаются в помещении и обслуживаются с одной стороны. В шкафах данной серии выполнена блокировка, не допускающая вкатывание тележки в рабочее положение и выкатывание из рабочего положения при включенном выключателе, а также не допускающая вкатывание тележки при включенном заземляющем разъединителе или включение его в рабочем положении тележки.
В зависимости от схемы электрических соединений и числа присоединений подбираются типы шкафов, из которых собирается все КРУ.
Широкое распространение получают КРУ с электромагнитными выключателями ВЭМ-6. В настоящее время освоен выпуск КРУдля цепей с номинальным током до 3200 А на ударный ток до 125 кА. Благодаря особенностям конструкции выключателя ВЭМ-6 обеспечивается пожаро- и взрывобезопасность КРУ, облегчается обслуживание, уменьшается расход вспомогательных материалов при эксплуатации.
В новых сериях КРУ, разрабатываемых в Советском Союзе, будут полностью изолированы токоведущие части, что не только увеличит надежность КРУ, но и уменьшит их габариты. Широко будут внедряться КРУ с выключателем ВЭМ-6 не только на электростанциях, но и на промышленных предприятиях, а также для работы в условиях повышенной пожарной опасности. Для новых КРУ будут применяться более надежные устройства защиты, автоматики и управления на основе полупроводниковых элементов. Для установок с большой частотой включений найдет применение КРУ с вакуумным выключателем ВНВП-10/320. —
§ 6-2]
Комплектные устройства высокого напряжения
475
Рис. 6-8. Распределительное устройство собственных нужд блочной тепловой станции.
476
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
Порядковый номер шкафа. 2 3 4 5 6 7 6
Схема, первичных соединений. Сварные шины внв 1500А Е i с £ £ L. —Аналогично Мг1 $ 2 -i 4 L £ £ > \ г S XI & § L_ ь- I *3 !» i i О Ч У 5 f —Аналогично У-7 С ь а XJ b 3
Назначение шкафа. Насос б эжектор ной исто, ковки. - Запас Насос Б конденсатный ввод резерв-* кого питании Сливной насоа в Насос В конденсатный Дымо~ CQG а Запас
Серия КРУ к-ш к-ш к-ош к-хт КрШ K-HL к-т к-л 1
Номенклатурное обозначение шкафа. 101 101 102 110 101 102 101 101
Тип выключателя вмпэ-ю 500 вмпэ-ю 600 вмпэ-ю 600 вмпэ-ю 1500 вмпэ-ю 600 вмлз-ю 500 вмпэ-ю 600 вмпэ-ю 500 1
Тип трансформаторов тона. ТВЛМ-10 о,5/Р200Д твлм-ю 0,5/р200/5 ТВЛМ-10 0,5jp200/s ТВЛМ-10 ЧЗ/рЮ00/5 твлм-ю ор!рЩ твлм-ю 0,5/р200/5 ТВЛМ-10 0,5/р300/5 твлм-ю 0,5/р200/5 1
Количество а сечение кабелей 3/95 — 3x95 —- 3X95 3X95 3X150 •—• 1
Количества трансформаторов тока нулевой последовательное та. 1 1 1 — 1 1 1 7
Рис. 6-8.
а — разрез по РУСН 6 кВ и РУСН 0,4 кВ; б — план РУСН 6 кВ
Пример 6-1. Выбрать конструкцию РУСН 6 кВ для одного блока тепловой электростанции, главная схема которой приведена на рис. 5-20, а схема питания собственных нужд — на рис. 5-32.
Решение. Воспользовавшись типовым проектом газомазутной ГРЭС с блоками 300 МВт, выбираем типовое решение: РУСН располагается в главном корпусе у фасадной стены турбинного отделения (рис. 6-8, а). На нулевой отметке находится РУСН 6 кВ с двухрядным расположением ячеек КРУ. Под потолком этого помещения проложены магистрали резервного питания секций с. и. На отметке 5,2 м находится РУСН 0,4 кВ с расположением панелей в три ряда. План РУСН 6 кВ для секций с. и. ЗА и ЗБ и схема заполнения секции ЗБ показаны на рис. 6-8, б и в. Для всех цепей принято КРУ серии K-XI1, номенклатурное обозначение шкафа выбрано по каталогу. Шипки оперативных цепей вводятся в специальных шкафах 1А в торце секций. Сечение кабельных линий выбирается в зависимости от нагрузки. По схеме заполнения видно, что необходимо для секции ЗБ заказать шкафов КРУ серии K-X1I № 101 — 14 шт., № 102 — 2 шт., №110 — 1 шт., № 111 — 1 шт., № 201 — 1 шт.
§ 6-2]
Комплектные устройства высокого напряжения
477
9 10 11 1г 13 14 15 16 11 18 13
в т ч с» ST Ч с> £ «3 К С» t к о t St ч ъ а: 7 ©г ч о t
ч а й § 'а I ж ? а § 'а | 51 § I § т а а § а ч ! «а 1 а. S § | Л» с* § ч I
Дд/MOCffC Циркуля- Ввод Питатет Дутьевой Трапс/рор Насос Питатет. Трансфер
рецирку- цианный рабочего ный насос вентилятор матбр намыва ныи на - моторы Запас
ЛЯЦЦЦ насос питания В бус- и I блока. целлю- сое В напряже
газов 5 торный скорость скорость лозы бистерни •кия
К~Ш к-ш к-ш к-ш к-ш к-ш к-ш к-ш к-ш к-ш к-ш
101 101 111 101 101 101 101 101 101 201 101
вмпз-ю вмпэ-ю вмпэ-ю вмпэ-ю вмпэ-ю вмпэ-ю вмпэ-ю ВМПЭ-10 вмпэ-ю вмпэ-ю
600 600 1500 600 600 600 600 600 600 600
ТвЛМ-10 ТвЛМ-10 твлм-ю ТвЛМ-10 ТВЛМ-10 твлм-ю твлм-ю твлм-ю ТвЛМ-10 НТМИ-6 твлм-к
6.5/р200/5 0,5/p200/s 0.6/^0/5 0.5/р200/5 0,6lp300/5 0.5/р200]5 0.5/p200/s пом-6 3.5/р200/6
3x95 — 3x95 3X120 3X95 3x95 3x95 3x95 — —
1 1 — 1 1 ' 1 1 1 1 — 1
Продолжение.
секций ЗА и ЗБ; « — схема заполнения РУСН 6 кВ секции ЗБ.
б) Комплектные распределительные устройства наружной установки
К о м п л е кт и ы с р а с п р е д е л и т е л ь н ы е у стр о й-ства наружной установки (КРУН) предназначены для открытой установки вне помещения. КРУН состоят из металлических шкафов со встроенными в них аппаратами, приборами, устройствами защиты и управления.
Шкафы КРУН имеют уплотнения, обеспечивающие защиту аппаратуры от загрязнения и атмосферных осадков. Так как шкафы не абсолютно герметичны, то КРУН не предназначены для работы в среде с влажностью воздуха более 80%, опасной в отношении взрыва и пожара, а также в среде с химически активными газами и токопроводящей пылью. КРУН рассчитаны для работы при температурах окружающего воздуха от —40 до 4-35°С. В некоторых сериях
478
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
КРУН предусматривается искусственный подогрев воздуха внутри шкафа для создания условий, препятствующих конденсации влаги при резких колебаниях температуры наружного воздуха.
Рис. 6-9. Шкаф КРУН серии K-VI-У.
1 — отсек вторичной коммутации; 2 — тележка с выключателем В МП-1 ОК с пружинным приводом: 3 — отсек нижних разъемных контактов, трансформаторов тока, кабельного ввода; 4 — отсек верхнего разъемного контакта; 5 — отсек сборных шин.
КРУН могут иметь стационарную установку выключателя в шкафу или выкатпую тележку с выключателем подобно КРУ внутренней установки. Преимущества выкатного исполнения были отмечены выше.
Шкафы КРУН широко применяются для комплектных трансформаторных подстанций и в открытых РУ электростанций и подстанций. Так же как КРУ, они разработаны для схемы с одной системой шин.
§ 6-2] Комплектные устройства высокого напряжения 479
Шкаф серии K-VI-У (рис. 6-9) разделен на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися шторками. Тележка с выключателем BMII-10K имеет такую же конструкцию, как и для КРУ внутренней установки. Привод выключателя может работать на оперативном переменном токе (ПП-67) и выпрямленном постоянном токе (ПЭ-11). Шкафы вводов и отходящих линий могут иметь кабельный или воздушный ввод В шкафах отходящих линий имеются заземляющие ножи со стороны линии, а в шкафах трансформаторов напряжения — заземляющие разъединители со стороны шин. Для секционирования и ввода с током более 1000 А применяются шкафы серии К1Х с выключателем ВМП-10К на ток 1400 А, имеющие те же габариты, что и K-VI-У.
Шкафы этих серий размещают па специально подготовленной площадке высотой 30—-40 см, шириной 4,2—4,5 м с твердым покры тием, что позволяет выкатывать тележку из шкафа на время производства ремонтных работ. Однако производство работ на открытом воздухе в зимнее время и в ненастную погоду сопряжено с трудностями.
Лучшие условия для обслуживания имеют КРУП серии К-37 (рис. 6-10). В основу этой серии положены шкафы КРУ внутренней установки серии К-ХП. С выкатпой тележкой выполняются шкафы вводов питания и отходящих линий, шкафы секционирования, трансформаторов напряжения и разрядников, предохранителей. Без выкатпой тележки выполняются шкафы собственных нужд, высокочастотной связи и глухого шинного ввода.
Закрытый коридор обслуживания в КРУН серии К-37 образуется передней стенкой коридора со стороны фасада КРУ, крышей и торцевыми стенками с дверями, открывающимися наружу. Все эти части поставляются отдельными элементами и собираются на месте монтажа.
Оборудование и аппаратура с. и. устанавливается в двух шкафах: в обычном шкафу с выкаткой частью, на которой установлены предохранители, и в шкафу собственных нужд шириной 1350 мм, состоящем из пяти отсеков.
Шкаф высокочастотной связи также не имеет выкатпой части — это утепленный шкаф с внутренним подогревом, в котором размещены аккумуляторная батарея и аппаратура высокочастотной связи.
Для укомплектования вводов и секционирования в РУ, выполненном из шкафов серии К-37 (при токе более 1600 А), используются шкафы серии К 33 с выключателем ВМП-10Э-3000 на ток 3000 А.
Для подстанций с линиями G—10 кВ небольшой мощности при ограниченном токе к. з. могут применяться малогабаритные КРУН серии К-34 с выключателями ВММ-10Д. КРУН этой серии при однорядной установке не имеет закрытого коридора обслуживания. Шкафы устанавливаются и поставляются заводом в собранном виде на общей раме (до десяти шкафов). Характерной особенностью этой
480
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
серии является то, что на выкатной тележке вместе с выключателем установлены трансформаторы тока и аппаратура вторичных цепей. Трансформатор с. н. в этой серии располагается на крыше шкафа собственных нужд, а вся релейная защита его выполнена в шкафу разрядников.
Рис. 6-10. КРУ наружной установки серии К-371 Разрез по ячейке отходящей линии:
/ — отсек воздушного ввода: 2 — отсек сборных шин; 3 — релейный шкаф; 4 — тележка с выключателем; 5 — отсек разъединяющих контактов, заземляющего разъединителя, трансформаторов тока; 6 — вентилятор; 7 — шкаф вторичных цепей.
КРУН серии К-38 отличаются от КРУН серии К-34 тем, что шкафы устанавливаются в два ряда, а крыши шкафов образуют общий коридор обслуживания шириной 2000 мм.
Комплектное распределительное устройство наружной установки серии К-XIV рассчитано на напряжение 3 5 к В и предназначено для подстанций энергосистем и комплектных трансформаторных подстанций. Шкаф ввода (рис. 6-11) разделен на несколько отсеков. Выключатель с трансформаторами тока устанавливается на выкат-
§ 6-2]
Комплектные устройства высокого напряжения
481
ной тележке. Роль разъединителей выполняют линейные и шинные разъединяющие контакты, подвижная часть которых находится на тележке, а неподвижная — в корпусе шкафа. Для выкатывания тележки из шкафа имеется специальный рычаг, облегчающий работу. При включенном выключателе тележку нельзя вкатить или выка-
Рис. 6-11. Шкаф КРУН серии K-XIV напряжением 35 кВ.
/ — отсек линейного вывода и линейных разъединяющих контактов; 2 — шкаф релейной защиты и приборов; .7 — тележка с выключателем ВМП-35Б; 4 — огсек сборных шин и шинных разъединяющих контактов.
тпть из рабочего положения, так как в шкафу имеется блокировка. Тележка с выключателем заземляется в корпусе двумя скользящими контактами. При производстве ремонтных работ на линии и в отсеке выкатной части включается заземляющий разъединитель, сблокированный с тележкой выключателя.
Сборные шины заземляются разъединителем, установленным в шкафу трансформаторов напряжения. Шкаф приборов и релейной защиты устроен так же, как в КРУ серии К-ХП.
На крыше шкафа установлены кронштейны, к которым крепятся натяжные гирлянды воздушных вводов. Кронштейны воспринимают усилия от тяжения провода.
16 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
482
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
В КРУ К-XIV предусмотрены электронагреватели на тележке, в корпусе и в релейном отсеке для повышения температуры внутри шкафа, обеспечивающей нормальную работу аппаратуры.
в) Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией
Создание комплектных распределительных устройств напряжением НО кВ и выше идет по пути использования специальных аппаратов с элегазовой изоляцией. Как было отмечено выше, элегаз обладает высокими электроизоляционными и дугогасительными свойствами, нетоксичен, не горит, не образует взрывоопасных смесей. Выключатели, разъединители, трансформаторы тока с элегазовой изоляцией имеют значительно меньшие габариты, чем такие же аппараты с масляной и фарфоровой изоляцией. В опытных образцах КРУЭ-110, разработанных ВЭИ им. В. И. Ленина, используются аппараты с элегазовой изоляцией, а все соединения выполняются стержневыми шинами, заключенными в соответствующие корпуса и изолированные от них с помощью элегаза и изолирующих вводов высокого напряжения из эпоксидного компаунда [6-4]. Каждая ячейка состоит из трех одинаковых полюсов, т. е. все аппараты и сборные шины однофазного исполнения. КРУЭ-110 рассчитано на напряжение НО кВ, номинальный ток 1250 А, ток термической стойкости 31,5 кА, ток электродинамической стойкости 80 кА, номинальный ток отключения выключателя 31,5 кА.
На рис. 6-12 схематически показан один полюс трансформаторной ячейки КРУЭ-110 с двумя кабельными вводами 5. Каждый полюс имеет выключатель 1 (В) с пневматическим приводом 7, элементы сборных шин 3 (1СШ и 2СШ), шинные 2 (1Р и 2Р) и линейные (трансформаторные) 6 (ЗР) разъединители, трансформаторы тока 8 и заземлители 4 (РЗ). Схема электрических соединений полюса (рис. 6-12, б) рассчитана на схему с двумя системами шин.
Конструкция полюса обеспечивает замену любого элемента ячейки без вывода из работы полюсов соседних ячеек. Отдельные элементы полюса объединены в блоки. Так, например, в трансформаторной ячейке пять блоков: блоки верхних и нижних сборных шин, блоки верхнего и нижнего трансформаторов тока, блок вводов и привода выключателя.
Элементы блоков соединены с помощью фланцев. Электрическое соединение элементов осуществляется втычными розеточными контактами.
Все внутренние полости элементов заполнены элегазом под давлением: в выключателе 0,35 МПа, в сборных шинах и других элементах 0,25 МПа.
Корпуса элементов ячеек и рамы, на которых они крепятся, заземлены.
§ 6-2] Комплектные устройства высокого напряжения 483
КРУЭ рассчитано на установку внутри помещения. Разработана также конструкция ячеек КРУЭ на 220 кВ.
Применение КРУЭ-110 и КРУЭ-220 позволяет сооружать закрытые подстанции 220/110/10 кВ в центре нагрузок, в черте промышленного развитого города на небольших земельных участках [6-5].
Рис. 6-12. Ячейка комплектного распределительного устройства с элегазом (КРУЭ ПО кВ).
а — общий ппд одного полюса; б — схема электрических соединений элементов в полюсе.
Строительство подстанции с КРУЭ дает значительную экономию строительно-монтажных работ, в 7—8 раз сокращает расход металлоконструкций, снижает шум от РУ. КРУЭ обладают высокой надежностью в эксплуатации, значительно большим межремонтным периодом, исключают биологическое воздействие на человека электрического поля.
Применение КРУ с элегазовой изоляцией имеет большие перспективы.
г) Комплектные трансформаторные подстанции
Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) изготовляются на заводах и крупноблочными узлами доставляются на место монтажа. Широкое внедрение КТП позволило индустриализовать и ускорить монтаж подстанций, обеспечить максимальную безопасность при обслуживании, уменьшить габариты подстанций.
16-
484
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
Комплектные трансформаторные подстанции 6—10/0,4—0,23 кВ внутренней и наружной установки широко применяются для электроснабжения промышленных предприятий, сельскохозяйственных и коммунальных потребителей. Такие КТП комплектуются силовыми трансформаторами типа ТНЗ с негорючим заполнителем, трансформаторами типа ТМЗ герметичного исполнения с азотной подушкой или обычными масляными трансформаторами ТМ, ТСМА мощностью 30—1000 кВ >А. Шкаф высшего напряжения имеет глухой кабельный ввод 6—10 кВ, или выключатель нагрузки с предохранителем, или разъединитель и предохранитель. В шкафах низшего напряжения устанавливаются автоматические выключатели выдвижного исполнения, блоки предохранитель — выключатель, магнитные пускатели с предохранителями.
Конструкция этих КТП здесь не рассматривается, так как в основном они применяются для электроснабжения промышленных предприятий.
На подстанциях энергосистем применяются КТП наружной установки с высшим напряжением 35 и 110 кВ, схемы которых приведены в гл. 5 (см. рис. 5-11, б, 5-26, 5-27).
Со стороны высшего напряжения в КТП могут устанавливаться силовые предохранители типа ПСН или короткозамыкатели и отделители. На двухтрансформаторных КТП может предусматриваться схема мостика с отделителями или выключателями (для КТП 35 кВ). Со стороны 6—10 кВ применяются КРУН.
Широкое применение (для электрификации сельского хозяйства) находят КТП с предохранителями ПСН (рис. 6-13). Все узлы ОРУ ПО кВ и КРУН 6—10 кВ изготовляются на заводе, в поставку завода не входит лишь силовой трансформатор. Стреляющий предохранитель устанавливается на приемном портале открытым концом трубки вниз. Площадка под предохранителем ограждена, так как при срабатывании его выбрасываются гибкая связь, расплавленный металл и пламя. Применение ПСН обеспечивает быстрое отключение поврежденного участка при к. з. в трансформаторе. Стоимость КТП с ПСН невелика, конструкция проста и удобна в обслуживании. Недостатками КТП являются недостаточная чувствительность ПСН к перегрузкам и относительно небольшим токам повреждения в трансформаторе, возможность их неселективного срабатывания из-за разброса характеристик предохранителей, а также возможность возникновения неполнофазного режима работы при перегорании вставки предохранителя одной из фаз.
Применение управляемых предохранителей УПСН (§ 4-4, в) значительно улучшает защитные хзрактеристики и расширяет область применения КТП с предохранителями (при 35 кВ могут применяться трансформаторы мощностью 6,3 МВ -А включительно, а при ПО кВ—25 МВ-А).
Наличие привода УПСН позволяет осуществить релейную за
§ 6-2] Комплектные устройства высокого напряжения 485
щиту силового трансформатора и защиту от неполнофазных режимов.
В настоящее время куйбышевским заводом «Электрощит» выпускаются комплектные трансформаторные подстанции из блоков заводского изготовления (К.ТПБ). Эти подстанции рассчитаны на установку двухобмоточных трансформаторов 110 кВ мощностью от 2500 до 40 000 кВ - А; 35 кВ — от 6300 до 16 000 кВ - А и трехобмоточных трансформаторов 110/35—6 (10) кВ — от 6300 до
Рис. 6-13. Общий вид однотрансформаторной КТПС-110/2500.
1 — аппаратура в. ч. связи; 2 — разъединитель; 3 — приемный портал; 4 — стреляющий предохранитель; 5 — разрядник; 6 — ошиновка ОРУ 110 кВ; 7 — трансформатор ТМН-2500/110; 8 — токопровод ячейки ввода; 9 — ячейки КРУН; 10 ~ ограждение; 11 — узел установки ЗОН-НО и разрядников РВС-35 и РВС-15,
§ 6-3]
Открытые распределительные устройства
487
40 000 кВ -А. Схемы электрических соединений на стороне НО кВ могут быть различными: блок трансформатор — линия с ОД и КЗ, мостик с автоматической и неавтоматической перемычкой, мостик с выключателем. На стороне 35 и 6 (10) кВ принята схема с одной секционированной системой шин.
На рис. 6-14 показаны план и разрез КТПБ с двумя трехобмоточными трансформаторами 110/35/6 (10) кВ. ОРУ 110 и 35 кВ выполнено из отдельных блоков, на которых смонтированы оборудование, аппаратура и внутренние соединения. В перемычке ПО кВ установлен выключатель МКП-НОМ. Ошиновка ОРУ выполнена трубами из сплава алюминия, а отпайки — гибкими проводами А и АС. На стороне 6 (10) кВ установлены шкафы КРУН серий К-37, К-39, К-44 на каждую секцию до 8 шт. При необходимости можно установить реакторы 6 (10) кВ. Здание ОПУ собирается из утепленных панелей и рассчитано на установку панелей релейной защиты, устройств связи и телемеханики, а также имеет комнату для оперативно-выездной бригады.
Компоновка КТП легко может осуществляться по разным схемам путем выбора тех или иных блоков по сетке схем.
Все сказанное о КТП позволяет сделать вывод, что большинство подстанций 35—ПО кВ могут быть комплектными, заводского изготовления.
6-3. ОТКРЫТЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА (ОРУ)
а) Требования к конструкциям ОРУ
Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, называется открытым распредели
488 Конструкции распределительных устройств [Гл. 6
тельным устройством. Как правило, РУ напряжением 35 кВ и выше сооружаются открытыми.
Так же как ЗРУ, открытые РУ должны обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах па сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ 11-12].
Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многэпрово-лочных проводов или из жестких труб. Первые крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах, а вторые — с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.
Применение жесткой ошиновки позволяет отказаться от порталов и уменьшить площадь ОРУ.
Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами и баковыми выключателями 110 кВ и выше укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см и предусматривается сток масла в аварийных случаях в систему отвода ливневых вод. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.
Открытое РУ должно быть ограждено.
Открытые РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми: меньше объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ;
легче выполняются расширение и реконструкция;
все аппараты доступны для наблюдения.
В то же время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают значительно большую площадь, чем ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.
Конструкции ОРУ разнообразны и зависят от схемы электрических соединений, от типов выключателей, разъединителей и их взаимного расположения. Ниже рассмотрены примеры выполнения ОРУ разных напряжений.
б) Конструкции ОРУ 35—НО кВ со сборными шинами
Открытое РУ 35 кВ по схеме с одной секционированной системой шин сооружается однопортальпым (рис. 6-15). Металлические стой-
§ 6-3]
Открытые расп ределительные устройства
489
ки, расположенные через 4,6 м, соединены швеллерами и уголками и образуют жесткую конструкцию, на которой в нижней части установлены выключатели и трансформаторы тока, а в верхней части — разъединители и сборные шины. Между линейным и шинным разъединителями есть сетчатое ограждение для обеспечения безопасности при подъеме па опору со стороны линии (или трансформатора) во время ремонтов. Приводы разъединителей монтируются на основных металлических стойках. Вдоль многопролетного портала проходит лоток для контрольных кабелей. Такое ОРУ достаточно компактно. но не вполне удобно в эксплуатации из-за высокого расположения разъединителей.
Все шире применяется ОРУ 35 кВ из блоков заводского изготовления (рис. 6-16). Ь таком ОРУ все оборудование смонтировано на заводе и готовыми блоками (типов Б-1 и В-2) поставляется для монтажа. Сборные шины, к которым присоединяются блоки, могут быть гибкими или жесткими Разъединители в блоках расположены на небольшой высоте, что облегчает их ремонт. Для безопасности при обслуживании блоки имеют сетчатое ограждение. Блок Б-1 — это металлическая конструкция, на которой смонтированы выключатель С-35 630, шинный и линейный разъединители РЛНД-35. Привод выключателя установлен в шкафу, закрепленном на той же металлической конструкции. Выключатель и разъединители сблокированы между собой для предотвращения неправильных операций. Аппараты релейной защиты, автоматики, измерения и сигнализации размещаются в релейном шкафу рядом со шкафом привода. Блок Б-2 также состоит из металлической конструкции, на которой смонтированы трансформаторы напряжения ЗПОМ-35, предохранители ПКТН-35, вентильные разрядники РВС-35 и разъединители РЛНД-2-35 с двумя заземляющими ножами. На конструкции крепится релейный шкаф наружной установки Вся регулировка и наладка оборудования в пределах блока осуществлены на заводе, что значительно облегчает монтаж и включение подстанции в работу.
Таблица 6-1
Размеры типового ОРУ по схеме с двумя рабочими и обходной системами шин
Позиции на рис. Размеры м при напряжении, кВ Позиции на рис. Размеры, м, при напряжении. кВ
6-17 по 150 220 330 500 6-17 по 150 220 330 500
а 8,0 11,5 11,75 18,0 29,0 OiC 2,0 2,55 3,7 4,0 5,5
б 9,0 9,5 12,0 19,6 26,8 3 7,5 8,0 11.0 11,0 14,5
в 12,5 15,0 18,25 20,1 29.0 и 11.0 13,0 16,5 16,5 23.6
3 10,5 16,0 20,5 31.5 •15,0 к 3,0 4,35 4.0 4,5 6,0
д 9.0 11.1 15.4 22,0 31 0 л 1,5 2,13 3,25 3,5 —
е 2,5 3,0 1,0 8,0 н,о At — — — — 5,0
На именования ячеек Воздушная линия Транарорма -тор Воздушная линия
№ ячеек 1 2 3
г)
Рис. 6-15. Открытое РУ 35 кВ, однопортальное.
а — разрез по ячейке линии: 1 — опорный изолятор СТ-35; 2 — разъединитель РНД31-35; 3 — выключатель ВМК-35; 4 —, трансформатор, тока; 5 — разъединитель РНД32-35; 6 — натяжная гирлянда; 7 — врезная гирлянда; 8 — в. ч. заградитель; 9 — конденсатор связи СМР; 10 — фильтр присоединения; б — разрез по ячейке трансформатора; в — план ОРУ 35 кВ; г — схема заполнения.
492 Конструкции распределительных устройств [Гл. 6 I § 6-3]Открытые распределительные устройства
4)
Рис. 6-16. Блоки напряжением 35 кВ.
а ~ б;лок Б1 с выключателем для ввода линии или секционирования: / — разъединитель линейный; 2 — ремонтное огражде-нпе, j выключатель; 4 — разъединитель шинный; 5 — привод разъединителей; 6 — металлоконструкция; 7 — шкаф при-ВОДаа• БЫОКЛючателя* ° — релейный шкаф; б — блок типа Б-2 с трансформатором напряжения и разрядником: 1 — релейный шкаф; 2 разъединитель; 3 — предохранитель; 4 — металлоконструкция; 5 — вентильный разрядник; 6 — регистратор срабатывания разрядника; 7 — трансформатор напряжения; 8 — привод разъединителя.
Рис. 6-17. Компоновка типовых ОРУ НО—500 кВ для схемы с двумя рабочими и обходной системами шин.
Рис. 6-18. ОРУ 220 кВ по схеме со сборными шинами. Разрез и план ячейки линии и шинных аппаратов.
// — разъединитель обходной системы шин; 2 — конденсатор_ связи; 3 — “f 4 пдзъеднннте/мГп/ннны” в'Тпаргзов;^ — трансфор-
ыключзтеля и шинной oropi' > - шинные разъединитель. 7 - впервые изоляторы, 8 - разъединитель шинных ашир
.матор напряжения; 10 — разрядник.
20 Э
а — разрез по ячейке трансформатора: / — обходная система шин; 2 — разъединитель обходной системы шин; 3 — разъединитель; 4 — трансформатор тока; 5 — выключатель ВМК-ИО; 6 — кабельный лоток: 7 — сборные шины; £ — шинный разъединитель; 9 — разрядник; 6 — разрез по ячейке шиносоединительного выключателя и шинных аппаратов: / — разрядник; 2 — трансформатор напряжения; в — разрез по ячейке линии; / — опорный изолятор; 2 — высокочастотный заградитель и конденсатор связи.
Рис. 6-20. Элемент установки шинных разъединителей вОРУ ПО кВ (по рис. 6-19).
•У — опорным изолятор OHC-110-1000; 2 — сборные шины;
3 — полюс шинного разъединителя; 4 — привод разъединителя.
§ 6-3] Открытые распределительные устройства
ооог ооог
QuQ6
§ G-3J
Открытые распределительные устройства
499
Рис. 6-21. Продолжение, б — схема заполнения.
Для широко распространенной схемы с двумя рабочими и обходной системами шин применяется типовая компоновка ОРУ, разработанная институтом «Энергосетьпроекг» (рис. 6-17).
Размеры основных элементов компоновки в зависимости от напряжения указаны в табл. 6-1.
На рис 6-18 приведены разрез и план ячейки ОРУ 220 кВ по рассмотренному типовому проекту. В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание Такие ОРУ называются однорядными в отличие от других компоновок,где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключатели трансформаторов — в другом В типовых компоновках выключатель не изображается, показано лишь место его установки (узел выключателя и шинной опоры). При конкретном проектировании, когда тип выключателя выбран, разрабатывается его установочный чертеж.
Из рис. 6-18 видно, что каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выпол-
00'LL ' G083L ' I ’ DOiLl'| 00091 0000l\
§ 6-3]
Открытые распределительные устройства
501
нить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Рассмотренные разъединители имеют пополюсное управление.
Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминиевым проводом. При большой нагрузке или по условиям проверки на ко-ронирование в каждой фазе могут быть два-три провода. На рис. 618 сборные шины и ошиновка ячеек выполнены сдвоенным проводом 2 X АСО с дистанционными распорками, ошиновка в сторону шинных аппаратов — одним проводом в фазе. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами — стандартные, железобетонные.
Большие количество портальных конструкций в рассмотренном типовом ОРУ вызывает необходимость производства работ на высоте, затрудняет и удорожает монтаж. Если сборные шины выполнить жесткими, то шинных порталов не требуется, а монтаж облегчается. Конструкция такого ОРУ НО кВ, разработанная Горьковским отделением института «Энергосетьпроект», с применением крупноблочных узлов заводского изготовления показана на рис. 6-19. Сборные шины выпол-
502 Конструкции распределительны^устройств [Гл. 6'
пены трубами, закрепленными на изоляторах ОНС-110-1000, которые установлены на железобетонных опорах высотой 4,6 м. Шинные разъединители РНДЗ расположены на типовой опорной конструкции ниже сборных шин, причем все три полюса — под средней фазой.(рис. 6-20). Разъединители шинных аппаратов и линейные крепятся на опорных конструкциях высотой 2,5 м.
Вместо выключателя ВМК-110 могут устанавливаться ВВБ-110, У-110, в этом случае ошиновка и изоляторы рассчитываются на ударный ток 80 кА, междуфазное расстояние увеличивается до 2 м, общая длина ячейки на 5 м.
Кабели и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками. В местах пересечений с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги.
Площадь распределительного устройства такого типа меньше типового, сокращается расход сборного железобетона и металлоконструкций, снижается стоимость строительно-монтажных работ.
На рис. 6-21 показана конструкция ОРУ ПО кВ по схеме четырехугольника. Характерно, что расположение токоведущих частей, разъединителей, выключателей и другой аппаратуры на площадке принято таким, чтобы при расширении распределительного устройства можно было перейти к схеме с одной или двумя рабочими системами шип и обходной системой.
в) Конструкция ОРУ 330—500 кВ
Если ОРУ 330—500 кВ выполняется по схеме с двумя рабочими и обходной системами шин, то принимается типовая компоновка (см. рис. 6-17). Для схемы с полутора выключателями на цепь широко применяется компоновка с трехрядной установкой выключателей (рис. 6-22). В таком ОРУ необходимо сооружение дорог вдоль трех рядов выключателей, что значительно увеличивает длину ячеек (157,4 м). Расстояние между фазами выключателей 330 кВ принимается 7,5—8 м для того, чтобы автокран мог подъехать к любой фазе во время монтажа или ремонта.
При ремонтно-монтажных работах высшая точка крана может находиться на высоте 16 м. Учитывая, что минимальное расстояние от крана до проводов, находящихся под напряжением, принимается равным 4 м, а стрела провеса проводов — 3 м, высота опор ОРУ принята 23 м.
ОРУ 500 кВ по такой же компоновке имеет длину ячейки 249,4 м, а шаг ячейки 28 м. Общие размеры ОРУ настолько возрастают, что его трудно разместить на площадке электростанции. С целью уменьшения размеров ОРУ 500 кВ возможно применение других компоновок, например с шахматным расположением выключателей в два ряда. Возможен отказ от сооружения трех дорог
§ 6-3]
Открытые распределительные устройства
503
Рис. 6-23. ОРУ 500 кВ по схеме 4/3 выключателя на присоединение.
h
5
S' jl
к
1
i j
504
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
О
Т-Г—1----1--1--1-1---1-1--1--1--г
< 1-
00083 00031- 00084 00088 00033 ОООЗз'
Рис. 6-23. Продолжение, б — план;
вдоль трех рядов выклю-чателей, если высоту сту-* 1 льев под оборудование при-= ь пять по 4 м, что обеспе-чпвает возможность проез-з | х да ремонтно-монтажных механизмов и подготовку й§3 их к работе без снятия = напряжения с соседних це-пей.
Существенно сокраща-ются ширина ОРУ, коли-= чество ветвей изоляции, длина ошиновки, расход « I I железобетона на сваи при использовании в ОРУ 500 кВ подвесных разъеди-нителей.
88 8 На рис. 6-23 показано “ £ “ ОРУ 500 кВ по схеме 4/3 о35 выключателя на присоеди-Зо| пение, разработанное Ура-Йо® льским отделением «Теп-g|J. лоэлектропроекта». Конст-рукция ОРУ 500 кВ пред-==| усматривает двухрядное §,§8 расположение выключате-3§ = лей и применение подвес-। ных разъединителей. При-' = 5 соединение каждого транс-форматора (рис. 6-23, в) g = § выполняется с помощью ° ошиновки верхнего яруса, а затем через подвесной = 6-g разъединитель 4 и выклю-нй 3 чатель 5 — к одной из си-. । стем шин. Ошиновка от
= ив.'® выключателя к сборным 5 gjs* шинам поддерживается рас-§ ? | н тяжками с подвесными гир-5 ляндами 6.
С с?| Подвижная часть под-"3“ весных разъединителей 2 SoJ, подвешивается на гирлян-“•°., дах изоляторов к консолям £ 1 g | и траверсам опор и порта-
§ 6-4]
Распределительные щиты и щиты управления
507
лов. Неподвижная часть монтируется на трансформаторах тока, напряжения или опорных изоляторах. Опускание и подъем подвижной части разъединителя производятся гибким тросом, связанным через блоки с приводом разъединителя.
Для заземления отключенных цепей применены телескопические заземлители.
Рассматриваемая компоновка предусматривает установку в линиях 500 кВ шунтирующих реакторов (в плане ОРУ — 3-я и 8-я ячейки).
Предполагается, что дальнейшее сокращение размеров ОРУ 500, 750 и 1150 кВ будет достигнуто за счет применения подвесных выключателей.
6-4. РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ЩИТЫ И ЩИТЫ УПРАВЛЕНИЯ
а) Конструкция распределительных щитов до 1000 В
В установках до 1000 В коммутационная и защитная аппаратура присоединений (автоматические выключатели, трансформаторы тока, рубильники, предохранители) устанавливаются на металлических панелях, совокупность которых называется распределительным щитом.
В зависимости от принятой аппаратуры конструкция щита может быть различной, но все они изготовляются на заводах и в готовом виде устанавливаются на станциях и подстанциях. Распределительные щиты могут обслуживаться с двух сторон, в этом случае на передней стенке устанавливаются измерительные приборы и рукоятки управления рубильниками или автоматическими выключателями, а с задней—сборные шины, контактная часть рубильников, автоматических выключателей, трансформаторы тока, предохранители и другие аппараты, предусмотренные схемой. Щиты прислонного типа обслуживаются с одной стороны, в этом случае с передней стороны предусматриваются съемные крышки и дверцы для доступа к оборудованию.
На рис. 6-24 показана комплектная панель с автоматическими выключателями А3100. Панель рассчитана на шесть линий. Все аппараты крепятся на металлической раме, передняя сторона панели закрыта стальным листом, через отверстие которого проходят рукоятки автоматов. В цепи каждой линии установлен трансформатор тока для присоединения амперметра, расположенного на передней стороне щита.
В системе собственных нужд электростанций и подстанций применяются панели типа ПСН, рассчитанные на ток до 1600 А при напряжении до 500 В. Г)анель состоит из каркаса-карниза,
508
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
внутри панельных профилей и опорных поясов, изготовленных из стальных листов. Ширина панели 900 мм, глубина 800 мм, высота 2300 мм. На фасаде панели размещаются измерительные приборы, реле, приводы рубильников и автоматов, рукоятки аппаратов дис-О танционного управления, светосигнальная арматура. Внутри кар-
каса размещается силовое оборудование: автоматы, рубильники, магнитные пускатели и т. п. Аппаратура вторичной коммутации — реле тока, времени, сигнальные и др.—устанавливается внутри панели в съемных блоках с фасадной стороны. Силовое оборудование панелей и аппаратура блоков различны и зависят от их назначе-
□
Рис. 6-24. Комплектная панель 380/500 В с автоматическими выключателями.
§ 6-4]
Распределительные щиты и щиты управления
509
ния. Так, для кабельного ввода рабочего питания на шины с. н. 0,4 кВ применяется панель Типа ПСН-13 с автоматом АВМ-15, рубильником с центральной рукояткой Р-2315, трансформатором тока ТК-20 и сигнальной лампой с арматурой. Блок вторичной коммутации содержит автомат АП50, реле времени, сигнальное и промежуточное.
Тип панели и блока выбирается в зависимости от схемы первичных и вторичных соединений конкретного объекта по каталогам, как это делается для комплектных распределительных устройств.
На рис. 6-25 показаны схема заполнения части секции с. н. 0,4 кВ, план расположения щита с. и. и панель ПСН-61.
Панели ПСЫ имеют открытые токоведущие части, поэтому они не обеспечивают полной безопасности при обслуживании. Более совершенным является КРУ 0,4 кВ, состоящее из полностью закрытых шкафов двустороннего обслуживания с выкативши автоматами и блоками релейной защиты, управления и автоматики. В КРУ 0,4 кВ обеспечиваются взаимозаменяемость блоков и выкатных элементов и локализация аварий. КРУ 0,4 кВ рассчитывается на ударный ток до 50 кА. В шкафах устанавливаются автоматы типов ABM, А3700, А3100 и серии «Электрон».
Типы шкафов выбираются по сетке схем первичных и вторичных соединений. В отличие от ПСН шкафы КРУ можно устанавливать непосредственно в цехах (котельное и турбинное отделения, топливоподача и т. п.).
б) Конструкция щитов управления
Щитом, управления называется устройство, содержащее необходимые технические средства для управления работой электроустановки (приборы, аппараты и ключи управления, приборы сигнализации и контроля).
На электростанциях типа ТЭЦ управление электродвигателями собственных нужд производится с местных (агрегатных, цеховых) щитов: в котельном отделении — со щита котла, в турбинном отделении — со шита турбины и т.п. Основные элементы главной схемы — генераторы, трансформаторы, линии ВН, питающие элементы собственных нужд — управляются с главного шита управления (ГЩУ).
На тепловых блочных электростанциях предусматриваются блочные щиты управления (БЩУ) и центральный шит управления (ЦЩУ). С БЩУ производятся управление электроустановками одного или двух смежных блоков, включая их собственные нужды, а также управление и контроль за режимом работы котельных агрегатов и турбин.
510
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
§ 6-4]
Распределительные щиты и Щиты управления
511
С центрального щита производится управление выключателями повышенных напряжений, резервных трансформаторов с. н., резервных магистралей, а также координируется работа блоков электростанции.
Управление на ГЭС производится в основном с ЦЩУ. Многие ГЭС с помощью средств телемеханики управляются диспетчером энергосистемы. На подстанциях по упрощенным схемам (без выключателей ВН) специальных щитов управления не предусматривается. Переключения на таких подстанциях частично или полностью производятся с диспетчерских пунктов с помощью средств телемеханики. Сложные операции производятся оперативно-выездной бригадой (ОВБ).
На мощных подстанциях ПО кВ и выше по схемам с выключателями ВН сооружаются общеподстанционные пункты управления (ОПУ), с центрального щита которого производится управление трансформаторами, линиями 35 кВ и выше, аккумуляторной батареей и контролируется работа основных элементов подстанции. Управление линиями 6—10 кВ осуществляется из РУ 6—10 кВ.
Местные щиты управления устанавливаются вблизи управляемого объекта. Для них используются панели закрытого типа или КРУ 0,4 кВ.
Главные и центральные щиты управления на современных электростанциях размещаются в специальном помещении в главном корпусе со стороны постоянного торца или в специальном здании, примыкающем к ГРУ (на ТЭЦ), или вблизи открытых распределительных устройств (на КЭС).
БЩУ размещают в главном корпусе электростанции между турбинным и котельным отделениями. Обычно с одного блочного щита производится управление двумя блоками. Блочный щит современной электростанции показан на рис. 6-26.
Щит оборудован вертикальными панелями 1 и наклонными пультами 2, на которых размещены приборы управления и контроля основными цепями блоков. Эти пульты и панели расположены по дуге для лучшей обозреваемости со стола дежурного. Справа и слева от пультов находятся панели неоперативного контура с приборами защит котла, турбины, генератора, собственных нужд, автоматики, интегрирующих и регистрирующих приборов, т. е. все то, что не требует постоянного внимания дежурного персонала.
По такому же принципу располагаются пульты и панели на ГЩУ и ЦЩУ. Панели и пульты изготовляются на заводах по заранее разработанным схемам. На месте монтажа укрепляют панели, прокладывают сигнально-оперативные шинки и подключают контрольные кабели. Так же как для КРУ 0,4 кВ, возможно применение унифицированных блоков защиты, автоматики, управления, из которых набирается панель или пульт. На современных электро
512
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
станциях имеется большое количество аппаратов измерения, контроля и управления, поэтому для их размещения требуются громоздкие шиты. Умсны' ение габаритов щитов достигается использованием м-1 -огабаритных приборов, телемеханической системы избирательного управления (см. §7-1) и контроля по вызову.
Рис. G-26. Блочный щит управления.
а — общий вид; б — план; / — панели оперативного контура; 2 — пульты оперативного контура; 3 — неоперативные панели; 4 — вычислительное устройство; 5 — управление вычислительным устройством; 6 — стол дежурного; 7 — табло сигнализации; 8 — изме-ригельные приборы; 9 — приборы особо ответственных систем; 10 — ключи управления.
§ 6-4]
Распределительные щиты и щиты управления
513
Рис. G-27. Агрегатный щит управления.
Расположение пультов и панелей, освещение, окраска, температура помещения щита, расположение и форма приборов, ключей управления выбираются, исходя из создания наилучших условий труда оперативного персонала.
Нарис. 6-27 показан агрегатный Щит управления блочнойстанции.
17 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
514 Конструкции распределительных устройств [Гл. G
6-5. РАЗМЕЩЕНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ НА ТЕРРИТОРИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
а) Размещение РУ на территории электростанции
Общая компоновка сооружений па тепловых электростанциях была рассмотрена в § 1-2. Здесь следует лишь отметить, что на ТЭЦ ГРУ 6 (10) кВ обычно находится перед фасадом главного корпуса со стороны турбинного отделения, за ним — открытое РУ. На блочных тепловых электростанциях открытые РУ размещаются за водоподводящим каналом перед фасадом главного корпуса (см рис. 1-4) или со стороны котельного отделения. В последнем случае необходима перекидка линий от повышающих трансформаторов через главный корпус. Если па электростанции используются два повышенных напряжения, то автотрансформатор связи обычно устанав ливается около РУ высшего напряжения. План размещения ОРУ для ГРЭС 4800 МВт дан на рис. 6-28. К ЗРУ 35 кВ кабелем присоединен резервный трансформатор с. н На территориях ОРУ 220 и 500 кВ предусматриваются помещения для панелей релейной защиты и аккумуляторных батарей. Шунтовые реакторы 500 кВ, если они предусмотрены, устанавливаются вдоль железнодорожной колеи.
Распределительные устройства с. н. на блочных тепловых электростанциях размещаются в главном корпусе вдоль фасадной стены. Разрез по РУСН 6 кВ и 0,4 кВ был рассмотрен в примере 6-1 (см. рис. 6-8, а).
На тепловых электростанциях с поперечными связями (ТЭЦ) распределительные устройства с. и. 6 и 0,4 кВ размещают под деаэраторным помещением меж^.у турбинным и котельным отделениями.
б) Размещение РУ на территориях районной и узловой подстанций
Все сооружения на площадке подстанции должны размещаться так, чтобы при строительстве и монтаже, а также при ремонтах оборудования можно было использовать различные передвижные и стационарные грузоподъемные устройства. Из рис. 6-29 видно, что проезд по дороге возможен вдоль ряда выключателей ПО кВ и около трансформаторов. Кроме того, возможна доставка оборудования к ОРУ 35 кВ через съемное звено ограды. Силовые трансформаторы находятся в центре подстанции, что обеспечивает минимальную протяженность связей ПО, 35 п 6 —10 кВ. Возможны варианты размещения ОРУ 35 кВ справа или слева от трансформаторов. ОРУ 110 кВ на рассматриваемой подстанции выполнено из укрупненных блоков заводского изготовления (см. рис. 6-19), ОРУ 35 кВ— из блоков, применяемых в КТП-35 (см. рис. 6-16), РУ 6—10 кВ —
17*
Наименования ячеек ВЛ 110кВ ВЛ 110кВ Обходной выключатель Трансформатор 1Т
. дЛ ячеек 1 2 3 4
Ось 6. ч. оборудования______________
9000 С ьвъ/h
9000 ОкВкЛ.
117000
9000
9000
5000 «
25002500
-
|1Ю|1Ж|11
Ось установки обход'
ной системы шин и разъединителей Ось порталов
Ось установки, разъединителей Ось установки трансформаторов тона .
Ось проезда._______
Ось установки.___
выключателей
Ось установки, К системы шин а разъединителей Ось порталов Ось установки 1 системы шин а разъединителей
Ось установки, разрядников ив. ч. _ оборудования ,
Рис. 6-29. План подстанции 110/35/6(10) кВ.
Пип
Кабельный канал потребительских кабелей _—
OOSCZ J' 000L2 /-А 00S61
518 Конструкции распределительных устройств [Гл. G
§ 6-6j Конструкции соединений между генераторами и ЗРУ 6—10 кВ 519
из шкафов КРУН серии К-37. На территории подстанции предусмотрена установка компрессорного агрегата для подачи сжатого воздуха в систему управления выключателями. Контрольные и силовые кабели с. п. и воздуховоды прокладываются в наземных лотках. В общеиодстанциоппом пункте управления (ОПУ) расположены панели управления собственных нужд и релейной защиты, устройство связи-, мастерская для приезжих ремонтных бригад; служебная комната и др.
Если ревизия трансформатора осуществляется на подстанции, то предусматривается специальное место для установки разборного портала, с помощью которого будет подниматься кожух или сердечник трансформатора. На подстанциях с мощными трансформаторами (автотрансформаторами) ревизия производится при помощи совмещенного портала, к которому прикреплена ошиновка трансформа тора, а усиленная траверса портала рассчитана на подъем кожуха или сердечника.
6-6. КОНСТРУКЦИИ СОЕДИНЕНИЙ МЕЖДУ ГЕНЕРАТОРАМИ, СИЛОВЫМИ ТРАНСФОРМАТОРАМИ И ЗРУ 6—10 кВ
а) Открытые токопроводы
Электрическое соединение генератора и трансформаторов с распределительным устройством 6—10 кВ может быть выполнено гибким токопроводом (рис. 6-30). Такие токопроводы состоят из пучка алюминиевых проводов, равномерно распределенных по окружности, для чего их закрепляют в кольцах-обоймах. Кольца с токо-ведущими проводами крепятся к сталеалюминиевым проводам, воспринимающим механическую нагрузку. Число проводов определяется расчетом с учетом экономической плотности тока. Несущие провода подвешены на натяжных гирляндах к стене главного корпуса п к опорам. Расстояние между кольцами-обоймами принимается 1 м. Переход от гибких проводов к линейным выводам в стене главного корпуса и ГРУ выполняется с помощью специальной концевой разделки.
Расстояние между фазами гибкого токопровода 3 м.
Гибкие токопроводы надежны в работе, просты в изготовлении и имеют небольшую стоимость. Это привело к широкому применению их на ТЭЦ.
На подстанциях соединение силового трансформатора с РУ 6—10 кВ может выполняться шинным мостом (рис. 6-31). Жесткие шины крепятся на штыревых изоляторах, установленных на металлических пли железобетонных конструкциях. Расстояния между фазами и изоляторами принимаются по расчету, обычно для установок 6—10 кВ расстояния между фазами 0,6—0,8 м, между изоляторами 1—1,5 м. Па выводе из РУ и около трансформатора предусмо-
520
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
трены шинные компенсаторы. Достоинство такого соединения — простота, а при небольшой длине — надежность и экономичность. С увеличением длины шинного моста увеличивается количество изоляторов, возрастает стоимость и снижается надежность, так как
Рис. G-31. Шпппый мост между трансформатором и ЗРУ С—10 кВ. / — шины; 2 — компенсатор.
более вероятно перекрытие по изоляторам, особенно при их загрязнении. Это привело к тому, что па тепловых электростанциях открытые шинные мосты обычно не применяются. На гидроэлектростанциях соединение генераторов с повышающим трансформатором может выполняться шинным мостом.
б) Комплектные токопроводы
На мощных тепловых электростанциях для соединения генераторов с повышающими трансформаторами широко применяются комплектные пофазно экранированные токопроводы. Токоведущие шипы каждой фазы закреплены в заземленном кожухе (экране) с помощью изоляторов. Кожух выполнен пз алюминия во избежание сильного нагрева вихревыми токами, которые возникают при воздействии магнитного потока, созданного током патрубки. Закрытое исполнение токопроводов каждой фазы обеспечивает высокую надежность, так как практически исключаются междуфазные к. з. па участке от генератора до повышающего трансформатора. Несмотря на более высокую стоимость по сравнению с гибкими связями, комплектные токопроводы применяются для всех турбогенераторов мощностью 150 МВт и более и рекомендуются для, турбогенераторов 60 и 100 МВт, если повышающий трансформатор удален от степы турбинного отделения не более чем на 15 м. При больших расстояниях,
§ 6-6] Конструкции соединений между генераторами и ЗРУ 6—10 кВ 521
(A) nogoi/no Уош (v) -vwdodiOHOdj
Н'о
tfowowdocboiosdL
Г
ш-оз-озпи
0001 0001
z-oze-ssi
УошоУзнод
н н
I к Е I
bdW>£<])--bdw-(<^=<
t SiSoi
ог-1/mi
E y/00031
00-1Ш r 01/00031
13-33011 \(03-Ш1£
80003-03-331 ипмЗоУюноУш
aNHUaadung
522 Конструкции распределительных устройств [Гл. G
а также для турбогенераторов, работающих на шипы ГРУ, на открытой части рекомендуются гибкие связи, а в пределах турбинного отделения — комплектный токопровод.
Токопроводы КЭТ (рис. 6-32) изготовляются стандартными секциями длиной по 3 м и соединяются при монтаже. Часть секций имеет неподвижные кожухи, внутри которых закреплены
Рис. G-33. Установка однофазных автотрансформаторов 500/220/15,75 кВ у фа садной сены турбинного отделения ГРЭС.
изоляторы ОМБ-20У, а часть — подвижные кожухи, которые можно сдвигать, обеспечивая доступ к изоляторам и шипам. Между подвижным и неподвижным кожухами устанавливается резиновая прокладка по всей окружности. Каждая секция заземляется только в одной точке. Токоведущие шины выполнены из двух алюминиевых полуцилиндров, сваренных между собой с зазором 15—20 мм. Для компенсации продольного удлинения предусмотрены гибкие алюминиевые компенсаторы, одна сторона которых приварена на заводе, а другая приваривается к шинам следующей секции при монтаже. У генераторов, повышающих трансформаторов, трансформаторов собственных нужд и аппаратов высокого напряжения предусмотрены разъемные болтовые соединения. Внутри кожуха КЭТ установлены
§ G-G] Конструкции соединений между генераторами и ЗРУ 6 — 10 кВ 523
трансформаторы тока ТШЛ и ТВЛ. Комплекты однофазных трансформаторов напряжения присоединяются с помощью втычных контактов.
Токопроводы ТЭК-20 имеют секции длиной по 8 м, в кожухе их закрепляются выемные изоляторы, которые ввинчи-в потея в специальные гнезда. Удлинение секций позволяет уменьшить число резиновых прокладок, неплотность которых часто является причиной попадания влаги и пыли внутрь кожуха. В остальном конструкция ТЭК-20 подобна КЭТ. Дальнейшим усовершенствованием является применение токопроводов с цельносварными кожухами и выемными изоляторами (ТЭН), в которых отсутствуют разъемы в кожухе и поэтому не требуются резиновые уплотнения. В таком токопроводе компенсация внешнего магнитного поля осуществляется установкой закорачиваю-
щих перемычек между экранами в начале и конце токопровода. В этих же местах экраны заземляются.
Комплектные токопроводы применяются также для соединения понижающих трансформаторов со стороны 6—10 кВ с КРУ на станциях и подстанциях.
На рис. 6-33 показан комплектный токопровод, соединяющий выводы НН автотрансформаторов с выводами генератора.
Рис. 6-34. Кабель с водяным охлаждением 20 кВ на ток 15 кА
/ — капал для циркуляции масла; 2 — медная жила сечением 1209 мм*; 3 — полиэтиленовая оболочка; 4— коллоидный графит; Г> — пол у проводящая прорезиненная ткань; 6 — экран из двух слоев медной ленты; 7 — оболочка из полихлорвинилового пластиката.
в) Кабельные соединения
Соединение генераторов и трансформаторов с РУ 6—10 кВ выполнялось раньше пучком кабелей, проложенных в кабельном канале или тран-
шее. Однако такое соединение оказалось малонадежным, так как
большое количество концевых кабельных муфт являлось частой причиной аварий. Чем больше мощность генератора, тем большее число кабелей необходимо для соединения, тем меньше на
дежность работы. Это явилось причиной замены кабельных соединений сначала шинным мостом, потом гибкой связью, а затем ком-
плектным токопроводом.
В настоящее время вновь рассматривается возможность применения кабельного соединения для мощных генераторов, по уже не обычными кабелями, а специальным, рассчитанным па большой ток нагрузки.
Поперечный разрез такого кабеля с водяным охлаждением напряжением 20 кВ показан па рис. 6-34. Внутри кабеля имеется канал
524
Конструкции распределительных устройств
[Гл. 6
§ 7-1]
Средства и схемы управления выключателями
525
диаметром 26 мм, образованный из твердотянутой медной полосы в виде спирали, по которому циркулирует охлаждающая вода, имеющая на входе температуру 25°С, а на выходе 60°С. Давление воды па входе в кабель нс более 0,5 МПа. Присоединение кабеля к генератору и трансформатору осуществляется при помощи специальных концевых муфт. Кабель может быть проложен в стальных лотках на опорах или в траншее (ниже уровня промерзания грунта). В первом случае — при прокладке в лотках — после отключения генератора зимой в кабеле должна обеспечиваться циркуляция подогретой воды. Во втором случае — при прокладке в траншее — кабель у трансформатора в месте его выхода из траншеи должен быть заключен в будку с электрообогревом.
Присоединение к выводам генератора осуществляется коротким участком коробчатых шин, к которым присоединяются трансформаторы напряжения и заземляющие разъединители. Трансформаторы тока ТШЛ-20 устанавливаются на отметке 6,0, и через них пропускаются кабели, закрепленные на металлоконструкциях (рис. 6-35).
Капитальные затраты при прокладке кабеля оказываются меньше, чем в случае применения пофазно экранированного токопро-вода, но потери энергии в токоведущей жиле, медном экране кабеля и окружающих металлоконструкциях значительны (в несколько раз больше, чем в пофазпом токопроводе). Применение кабеля с водяным охлаждением целесообразно для пиковых или полупиковых электростанций, имеющих число часов использования Ттах = 30004-2000 ч.
При установке в цепи генератора выключателя применение кабельного варианта нецелесообразно вследствие увеличения затрат из-за применения большого количества дорогостоящих концевых муфт.
Глава седьмая
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
7-1. СРЕДСТВА И СХЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМИ
а) Общие положения
В настоящем параграфе изучаются средства дистанционного управления коммутационными аппаратами (в основном выключателями) при ведении оперативных переключений в нормальных режимах и при ликвидации аварийных состояний. Подача управляющей команды осуществляется вручную оператором или от автоматических устройств, которые применяются для выполнения переключений
52G Вспомогательные устройства [Гл. 7
в аварийных ситуациях (ликвидация к. з., нарушений устойчивости параллельной работы генераторов и т. п.).
Действие систем управления сопровождается работой устройств сигнализации, которые дают оперативному персоналу необходимую информацию о состоянии оборудования и срабатывании защиты и автоматики. Для предотвращения неправильных операций предусматриваются специальные блокировки.
Устройства управления, сигнализации и блокировок с соответствующими источниками питания образуют на электрических станциях и подстанциях систему вторичных цепей. К этой системе относят также схемы автоматики, релейной защиты и технологического контроля.
Схемы вторичных цепей выполняются с использованием условных обозначений, наиболее употребительные из которых представлены в табл. 7-1.
Для чтения и составления вторичных схем необходимо усвоить правило изображения контактов реле и аппаратов, которое состоит в том, что все они показываются для нормального положения. Нормальным считается положение контактов, когда обмотка реле или аппарат не обтекаются током. Если реле или аппарат срабатывают иод действием протекающего по обмотке тока, то контакты изменят свое положение на противоположное. В сложных схемах допускается изображение контактов реле в положении, когда устройство готово к действию, что специально оговаривается.
Органы управления коммутационными аппаратами для облегчения работы оперативного персонала устанавливаются на специальные щиты управления (см. §6-4, б). Аппаратура щита управления при помощи кабеля связывается с распределительным устройством, где установлен выключатель.
К системам дистанционного управления выключателями предъявляется ряд требований:
цепи управления должны допускать отключение выключателя как со щита управления, так и по месту его установки;
на щите управления и в распределительном устройстве должна быть предусмотрена сигнализация положения выключателя;
цепи управления (включения и отключения) должны иметь контрольные устройства, сигнализирующие об обрыве этих цепей;
управляющий импульс должен сниматься с исполнительного элемента после выполнения команды, так как обмотки электромагнитов приводов не предназначены для длительного обтекания током;
схема управления должна предусматривать блокировку от «прыгания», исключающую возможность при к. з. многократных включений выключателя при одном командном импульсе;
схема должна предусматривать возможность не только ручного управления, но и подачи соответствующего импульса от устройств релейной защиты и автоматики;
§ 7-1]
Средства и схемы управления выключателями
527
Таблица 7-1
Условные обозначения в схемах вторичных цепей
Контакты коммутационных устройств:
замыкающий
размыкающий
переключающий
Контакт замыкающий с замедлителем, действующим:
при срабатывании
при возврате
Контакт размыкающий с замедлителем, детт ситующим:
при срабатывании
при возврате
Кнопка с замыкающим контактом
528
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
Продолжение табл. 7-1
Вспомогательные контакты:
замыкающий
размыкающий
Обмотка реле, контактора, электромагнита и др.
Обмотка реле токовая (а), напряжения (б)
Контакты переключателей со сложной схемой коммутации
Лампа сигнальная
Резистор нерегулируемый
число жил контрольного кабеля, соединяющего устройства щита управления и выключатель, должно быть минимальным.
б) Устройство ключей управления
Команды дистанционного управления подаются вручную, как правило, при помощи ключей управления.
Рассмотрим особенности устройства ключей па примере ключа ПМО, выпускаемого отечественной промышленностью.
На рис. 7-1 показан внешний вид одной из разновидностей этой группы ключей — ключа ПМОВ (переключатель малогабаритный с самовозвратом рукоятки из оперативных положений «включить» и «отключить» в фиксированное нейтральное положение).
§ 7-1]
Средства а схемы управления выключателями
529
Все ключи серии ПМО набираются из стандартных деталей: контактных пакетов, механизма возврата и фиксации, лицевого фланца с рукояткой. Наиболее ответственные детали ключа — контактные пакеты. Пакет (рис. 7-1, в и а) состоит из пластмассовых коитактодержателей, в которых закрепляются неподвижные контакты, и подвижного контактного мостика. В зависимости от формы
Рис. 7-1. Ключ управления ПМОВ-222555/1Д62.
а — влд сбоку; 6 — вид спереди; в — 2-й пакет; г — 5-й пакет; / — рукоятка ключа; 2 — передний фланец; 3 — блок механизма возврата и фиксации; 4 — набор контактных пакетов; 5 — стяжные шпильки; 6’ — контактодержатель; 7 — неподвижный контакт; 8 — подвижный коптам ныв мостик с внутренним отверстием для центрального вала.
контактов и порядка их замыкания пакету присваивается определен-пый номер. Контактные пакеты насаживаются на общий центральный пластмассовый вал квадратного сечения, связанный с рукояткой ключа. Собранные пакеты стягиваются специальными шпильками.
В одних пакетах контактный подвижный мостик жестко связан с центральным валом, в других — подвижный контакт имеет свободный ход на разные углы (45, 90, 135°); контакты второго типа могут сохранить одно и то же положение при нескольких положениях рукоятки ключа управления. Подвижные мостики могут насаживаться на вал под разными углами по отношению друг к другу и к рукоятке. Номера пакетов, форма и положение подвижных контак-
530
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
топ, характер движения рукоятки ключа подбираются в соответствии со схемой управления.
При составлении и чтении схем дистанционного управления выключателями необходимо знать положение контактов при различных положениях рукоятки ключа управления. Этот порядок определяется диаграммой ключа. Такая диаграмма приведена на рис. 7-2 в двух формах: табличной и схемной.
Рис. 7-2. Диаграмма и схемы ключа ПМОВ-222555/1Д62.
а — ферма 1 (X — кош акты ключа замки уч ы); б— форма 2 (кружком очмсчсны положения рукоятки, при которых кошакты ключа замкнуты).
Ключ ПМОВ имеет три положения рукоятки: «включить», «отключи! ь» п среднее — нейтральное (фиксированное) положение. Разновидность ключей ПМО — ключ ПМОФ — имеет несколько (в зависимости от конструкции) фиксированных положений, а ключ ПМОВФ кроме двух положений с возвратом имеет еще четыре фиксированных положения рукоятки. Диаграмма этого ключа и особенности выполнения пакетов показаны на рис. 7-3.
Наряду с ключами ПМО в электроустановках применяются ключи серий К и ЛАК (малогабаритные). Принцип их устройства и действия аналогичен описанному выше.
11ри подаче поворотом рукоятки управляющей команды контакты ключа замыкают соответствующие цени питания исполнительных элементов схем управления — электромагнитов привода выключателя. Это питание подводится от специальных источников оперативного тока (см. § 7-3) на шинки управления (ШУ), а затем к аппаратуре отдельных цепей.
Рассмотрим наиболее характерные схемы управления современных выключателей.
§ 7-1]
Средства и схемы управления выключателями
531
Вид рукоятки и с от елка пакетов (спереди) в положении „ отключено “
Тип рукоятки и Кз пакетов
(Те контактов
Поло-
жение рукоятка
Отключено
Предвари -тельно включено
Включить
О
Включено
Предвари -тельно отключено
Отключить
В
О,
°2
...Д120
Рис. 7-3. Диаграмма и схемы пакетов ключа ПМОВФ-1336з102/Д120.
в) Дистанционное управление выключателями с электромагнитными приводами
Исполнительными элементами схем управления выключателей с электромагнитными приводами являются электромагниты включения ЭВ и отключения ЭО. Электромагнит ЭВ должен развивать большое усилие, так как кроме перемещения контактной системы выключателя с его помощью необходимо взвести отключающие пружины. Поэтому такие электромагниты потребляют большой ток и их питание осуществляется от источника питания через специальные шинки питания привода ШП. Контакты ключа управления не рассчитаны на включение и отключение цепи ЭВ. Эту операцию выполняет своими контактами промежуточный контактор КП, катушка которого питается от шинок управления через замыкающиеся при подаче команды на включение контакты ключа.
Электромагнит отключения ЭО предназначен для освобождения защелки привода, после чего выключатель отключается под действием отключающих пружин. Больших усилий при этом от электромагнита не требуется, он выполняется компактным и потребляет
532
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
небольшой ток. Поэтому ЭО питается от шинок управления непосредственно через контакты ключа или реле управления.
На рис. 7-4 приведена схема управления выключателем с электромагнитным приводом и ключом ПМОВФ (см. диаграмму ключа на рис. 7-3). Схема изображена для нормального положения, когда выключатель отключен.
Рис. 7-4. Схема управления выключателем с электромагнитным приводом и ключом ПМОВФ.
Подача ключом ПМОВФ команды па включение выключателя осуществляется в два приема: из положения рукоятки «отключено» в положение «предварительно включено» (предварительная команда) и из положения «предварительно включено» в положение «включить» (основная команда). Выполнение команды в два приема снижает вероятность ошибочных действий персонала. После подачи команды и освобождения рукоятки ключа последняя под действием механизма возврата переходит в положение «включено».
При подаче команды «включить» образуется цепь: +ШУ, контакты 5—8 ключа управления, замкнутые вспомогательные контакты выключателя В, обмотка промежуточного контактора КП, —ШУ. По обмотке промежуточного контактора КП протекает ток, в результате чего контакты замыкают цепь питания ЭВ и выключатель включается.
§7-1] Средства и схемы управления выключателями 533
Аналогично происходит включение выключателя при действии устройств автоматики, выходные контакты которых включаются параллельно контактам ключа управления.
Команда на отключение выполняется с помощью ключа также в два приема: из положения «включено» в положение «предварительно отключено» (предварительная команда) и из положения «предварительно отключено» в положение «отключить» (основная команда). После подачи команды «отключить» рукоятка ключа возвращается в положение «отключено».
Цепь команды на отключение: +ШУ, контакты 6—7 ключа, вспомогательный контакт выключателя В (который замкнулся при включении выключателя), обмотка электромагнита ЭО, —ШУ. Сердечник электромагнита ЭО втягивается, освобождает защелку привода, и выключатель отключается.
Обмотки электромагнитов ЭВ и ЭО, как это отмечалось ранее, рассчитаны на кратковременное прохождение тока. Кратковременность командного импульса обеспечивается введением в цепь управления вспомогательных контактов В, связанных с валом привода выключателя, размыкающих цепь управления после включения или отключения выключателя. Достаточно мощные вспомогательные контакты выключателя одновременно с разрывом цепи управления обеспечивают бестоковое размыкание контактов ключа управления или реле после выполнения управляющей команды, так как эти контакты не рассчитаны на разрыв тока катушек ЭВ и ЭО.
При использовании малогабаритных ключей типа МК цепи включения и отключения замыкаются с помощью контактов реле: реле команды «включить» РКВ и реле команды «отключить» РКО. Это связано с тем, что контакты ключа МК не рассчитаны на непосредственное переключение цепей управления, как и при использовании ключей типов ПМО или К. Применение малогабаритных ключей позволяет уменьшить габариты пультов управления, а небольшие токи в цепи контактов ключа и обмоток реле — использовать в цепи управления соединительный контрольный кабель меньшего сечения.
На рис. 7-5 представлена схема управления выключателем с электромагнитным приводом и ключом МКВ (по принципу действия он аналогичен ключу ПМОВ).
Подача команды на включение осуществляется поворотом рукоятки ключа в положение «включить» (на 45° по часовой стрелке), при этом замыкается цепь питания обмотки РКВ\ +ШУ, контакты ключа 1—3, обмотка реле РКВ, —ШУ. Реле замыкает свои контакты в цепи обмотки промежуточного контактора КП, и далее работа схемы не отличается от работы рассмотренной ранее схемы с ключом ПМОВФ. После подачи команды на включение ключ возвращается в нейтральное положение.
Команда «отключить» производится поворотом ключа в соответствующее положение (на 45° против часовой стрелки), при этом
534
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
создается цепь питания обмотки реле РКО. Контакты РКО замыкают цепь ЭО, что приводит к отключению выключателя. После подачи команды на отключение рукоятка ключа возвращается в нейтральное положение.
+ ШУ -ШУ
+ШП -шп
Рис. 7-5. Схема управления выключателем с электромагнитным приводом и ключом МКВ.
Шины управления, „ . автоматический, выключатель
Цепь реле команды „включить "
Цепь реле команды „отключить"
Ключом Цепь включения
От устройств автоматики
Ключом Цепь отключения
От защиты
Шины питания привода, предохранитель
Цепь электромагнита включения
В этой схеме (рис. 7-5), как и в предыдущей, имеется возможность подать импульс на включение выключателя от устройств автоматики и на отключение от устройств релейной защиты.
г) Дистанционное управление воздушными выключателями
Работу по включению воздушных выключателей выполняет сжатый воздух. Управление системой подачи воздуха производится при помощи электромагнитных клапанов. Команда на включение некоторых выключателей может быть подана без промежуточного контактора непосредственно контактами ключа ПАЮ, К и др. При использовании в схемах управления ключей МК во всех случаях требуется применять релейную схему управления.
§7-1] Средства и схемы управления выключателями 535
Схемы управления воздушными выключателями разнообразны, что обусловлено различными типами применяемых выключателей, особенностями приводов, а в ряде случаев — специфическими требованиями энергосистемы.
+ШУ
Рис. 7-6. Схема дистанционного трехфазпого управления воздушным выключателем.
-ШУ
Шины управления, автоматический выключатель
КЛЮЧОМ Цепи включения
от АПВ^АВР
Блокировка
КЛЮЧОМ Цепи, отключения
защитой
Контроль, давления
Выключатели с номинальным напряжением ПО кВ и выше изготовляются в виде однополюсных аппаратов, из которых образуют трехфазные группы. Каждый полюс выключателя имеет отдельную пневматическую систему, которая позволяет при необходимости производить иофазное включение и отключение выключателя. В связи с этим существуют схемы трехфазного и пофазного управления.
На рис. 7-6 показана упрощенная схема трехфазного управления воздушным выключателем пополюсного исполнения. Каждый полюс управляется своими ЭВ и ЭО. Катушки ЭВ всех фаз соединены параллельно и поэтому получают питание одновременно при подаче команды «включить», что обеспечивает одновременное включение трех фаз выключателя. Также параллельно соединены и катушки ЭО.
Вспомогательные контакты трех фаз выключателя в цепи включения соединяются последовательно, а в цепи отключения — параллельно. Последовательное соединение вспомогательных контактов цепи включения не допускает включения неисправного выключателя (у исправного выключателя вспомогательные контакты отдельных фаз находятся в одинаковом положении). Параллельное соединение
536
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
вспомогательных контактов в цепи отключения обеспечивает прохождение команды на отключение выключателя даже в случае отказа вспомогательных контактов одной или двух фаз.
5 Включение и отключение выключателя допускаются только при
определенном давлении воздуха в резервуаре. Давление контролируется с помощью электрокоптактного манометра ЭКМ, который при снижении давления ниже допустимого замыкает свои контакты и подает напряжение на обмотку промежуточного реле РПД. Реле падения давления РПД размыкает свои контакты в цепи управления и запрещает операции с выключателем.
В начале процесса включения или отключения давление воздуха в резервуаре выключателя несколько снижается по сравнению с нормальным. Для того чтобы реле РПД при этом не прервало начавшуюся операцию, его контакты шунтируются вспомогательными контактами электромагнита одной из фаз (при включении — контактом ЭВ, при отключении — контактом ЭО).
При подаче ключом управления кратковременного импульса, недостаточного для завершения операции, может произойти повреждение выключателя. Для надежного завершения начатой операции контакты ключа управления шунтируются одним из замыкающих вспомогательных контактов ЭВ или ЭО.
Показанная на рис, 7-6 схема управления предусматривает возможность подачи управляющего импульса от устройств автоматики и защиты.
В остальном эта схема аналогична рассмотренным выше для выключателей с электромагнитным приводом.
д) Блокировка от многократных включений («прыгания») выключателя
Одним из важных требований, предъявляемых к схемам дистанционного управления выключателями с электромагнитным и пневматическим приводами, является обязательное применение блокировки от многократного включения на существующее к. з. (блокировки от «прыгания»).
Блокировка от «прыгания» может быть выполнена на механическом принципе или путем использования специальной электрической схемы. На рис. 7-7 Изображена схема электрической блокировки от «прыгания» с использованием специального промежуточного реле РБМ. Реле имеет две|обмотки: последовательную РБМ1 в цепи ЭО и параллельную РБМ2.
При включении выключателя на к. з. ключом управления или устройствами автоматики срабатывает релейная защита данного присоединения, подавая команду на отключение выключателя. Создается положение, когда одновременно существуют две команды: на включение — контактами ключа (если оператор еще не успел
§ 7-2]
Сигнализация и блокировки
537
отпустить рукоятку ключа) пли от устройств автоматического включения и на отключение — контактами релейной защиты. Непра-
вильная работа привода выключателя в этом случае блокируется с помощью реле РБМ.
После включения выключателя на к. з. и срабатывания реле защиты создается цепь отключения: -\-ШУ, контакты релейной защиты, обмотка РБМ1, вспомогательные контакты выключателя В, обмотка электром а гн ита откл ючс-пия ЭО, —ШУ. Происходят отключение выключателя и одновременно срабатывание реле РБМ. Срабатывая, реле РБМ размы-
+ШУ -ШУ
Рис. 7-7. Принципиальная схема устройства блокировки от «прыгания» (пунктиром показана цепь удержания реле РБМ в подтянутом положении при включении выключателя на к. з.)
кает контакты РБМ1 в цепи команды «включить» и замыкает другую пару контактов в цепи самоудержи-вапия параллельной обмотки РБМ2, что обеспечивает
его подтянутое состояние после отключения выключателя в течение всего времени, пока сохраняется положение ключа «включить» или будут замкнуты контакты устройств автоматического включения. Контактами РБМ1 реле РБМ блокирует цепь включения и запрещает повторное включение выключателя. После снятия команды на включение (например, отпусканием рукоятки ключа) схема управления возвращается в исходное положение.
7-2. СИГНАЛИЗАЦИЯ И БЛОКИРОВКИ
В общем случае на щитах управления должны предусматриваться следующие виды сигнализации: положения коммутационных аппаратов, аварийная, предупреждающая и командная.
а) Сигнализация положения коммутационных аппаратов
Сигнализация положения коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей и их заземляющих ножей) служит для информации оперативного персонала о состоянии схемы электрических соединений в нормальных и аварийных условиях и может осущест
538
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
вляться различными способами. На рис. 7-8 приведена принципиальная схема световой сигнализации положения для разъединителей с пофазным управлением (220—750 кВ).
Каждая фаза разъединителя приводится в действие электродви-гательным приводом типа ПДН. Сигнальные лампы — красная («включено») и зеленая («отключено») — устанавливаются на пульте дистанционного управления.
В отключенном положении разъединителя замкнуты вспомогательные контакты КВ и горит зеленая сигнальная лампа. Во включенном положении замкнуты вспомогательные контакты КО и горит красная сигнальная лампа. Контакты КВ и КО имеют связь с при
Рис. 7-8. Схема световой сигнализации положения разъединителя с дистанционным пофазным приводом.
а — поясняющая схема; б — схема вторичных цепей.
водом и переключаются в конечных положениях разъ-единнтеля (включенном и отключенном).
Сигнализация положения выключателей выполняется, как правило, с помощью сигнальных ламп.
Сигнальные лампы располагают непосредственно у ключа управления или встраивают в мнемоническую схему щита.
Световая сигнализация положения выполняется по-разному в зависимости от принятой схемы управления выключателем.
На рис. 7-9 приведена схема сигнализации при использовании ключа ПМОВФ. В этой схеме подготовительные переключения в цепях сигнализации производятся контактами ключа одновременно с подачей команды, а изменение положения выключателя фиксируется вспомогательными контактами выключателя. Питание сигнальных ламп производится от тех же шинок, что и питание цепей управления.
Сигнализация об основных положениях выключателя «включено»
и «отключено» осуществляется при соответствии положения рукоятки ключа положению контактов выключателя. Например, если ключ находится в положении «отключено» и выключатель отключен, в схеме (рис. 7-9) образуется цепь: -\-ШУ, контакты 15—14 ключа, резистор 2R, нормально замкнутый вспомогательный контакт выключателя В, зеленая лампа ЛЗ, —ШУ. Зеленая лампа горит ровным светом. Цепь красной лампы разомкнута.
Если ключ находится в положении «включено» и выключатель включен, то образуется цепь сигнализации: -\-ШУ, контакты 23—21
§ 7-2]
Сигнализация и блокировки
539
ключа, резистор 1R, вспомогательный контакт выключателя В (замкнется при включении выключателя), лампа ЛК, —ШУ. Красная лампа горит ровным светом.
Для привлечения внимания оперативного персонала при автоматическом включении или отключении выключателей выполняется мигающее свечение сигнальных ламп (если происходит включение выключателя, мигает красная лампа, а при автоматическом отключении — зеленая).
В случае применения ключа ПМОВФ схема выполняется с использованием несоответствия между положениями ключа и контактов выключателя (например, ключ в положении «включено», «прсд-
Рис. 7-9. Схема сигнализации положения выключателя при использовании ключа ПМОВФ.
варптельно включено», а выключатель отключен или ключ в положении «отключено», «предварительно отключено», а выключатель включен).
При положении ключа «включено» и отключенном положении выключателя ток проходит по цепи: (-|-) ШМ, контакты 13—14 ключа, резистор 2R, вспомогательные контакты выключателя В, лампа ЛЗ, —ШУ. Зеленая лампа горит мигающим светом.
При положении ключа «отключено» и включенном положении выключателя ток проходит по цепи: (+) ШМ, контакты 18—19 ключа, резистор 1R, вспомогательные контакты выключателя В, лампа ЛК, —ШУ. Красная лампа горит мигакАцим светом. Зеленая лампа горит мигающим светом также при положении ключа управления «предварительно включено» и отключенном выключателе, а красная лампа мигает при положении ключа управления «предварительно отключено» и включенном выключателе.
Как видно, описанная схема позволяет четко фиксировать с
540
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
пункта управления все положения выключателя и вести контроль за выполнением управляющих команд.
Существенные отличия имеет схема сигнализации положения выключателя при использовании ключей типов ПМОВ, КВ и МКВ, которые не имеют фиксированных положений, кроме нейтрального, и не предназначены для непосредственного образования цепей сигнализации положения. В этом случае для сигнализации применяются специальные реле фиксации команды РФК-
Шины управления и автоматический, выключатель
Ключ и реле команд
Шины питания цепей сигнализации
Реле фиксации командного импульса
Шины питания сигнальных, ламп
Лампы сигнализации положения выключателя
Рис. 7-10. Схема сигнализации положения выключателя при использовании релейной схемы управления.
Пример схемы сигнализации положения выключателя с использованием реле РФК показан на рис. 7-10. Управление выключателем в данном случае осуществляется ключом типа МКВ.
В качестве реле фиксации применяется двухпозиционное реле, имеющее две обмотки, с помощью которых якорь реле переключается в любое из двух фиксированных положений. Переключение реле РФК осуществляется подачей импульса в обмотку, контакт в цепи которой замкнут. При протекании тока но обмотке якорь РФК меняет положение и переключает свои контакты. Новое положение контактов реле сохраняет до тех пор, пока не будет подан импульс во вторую обмотку, подготовленную к протеканию тока.
§ 7-2] Сигнализация и блокировки 541
При подаче этого импульса реле возвращается в исходное положение и т. д.
Состояние схемы, показанной на рис. 7-10, соответствует отключенному положению выключателя. Создана цепь питания зеленой лампы: -\-ШУ, замкнутые контакты РФК5, резистор 2R, вспомогательные контакты выключателя В, лампа ЛЗ, —ШУ, которая горит ровным светом.
При подаче команды «включить» контактами ключа управления 1—3 замыкается цепь обмотки реле РКВ, которое подает питание на обмотку I реле РФК (+ШС, контакты РКВ, обмотка I РФК, последовательные контакты РФК1, —ШС\ Реле РФК перебрасывает якорь во второе фиксированное положение, замыкая контакты 2, 3, 6 и размыкая /, 4, 5.
После завершения операции включения вспомогательные контакты В меняют свое положение и образуется цепь питания красной лампы: +ШУ, контакты РФКЗ, резистор 1R, вспомогательный контакт выключателя В, лампа ЛК, —ШУ. Красная лампа загорается ровным светом. Отпускание рукоятки ключа после появления сигнала о выполнении команды не производит изменений в схеме сигнализации. Красная лампа горит в течение всего времени, пока выключатель включен. При автоматическом отключении выключателя действием защиты зеленая лампа загорится мигающим зеленым светом через контакт РФК6.
При подаче команды на отключение контактами ключа работает реле 'РКО и своими контактами замыкает цепь обмотки II РФК. Реле РФК, срабатывая, замыкает контакты 1, 4, 5 и размыкает 2, 3, 6. После отключения выключателя В образуется уже рассмотренная выше цепь сигнализации положения «отключено». При автоматическом включении выключателя, например под действием АВР, красная лампа загорается мигающим светом через контакты РФК4.
Сопоставление схем, приведенных па рис. 7-9 и 7-10, показывает, что при использовании ключа типа ПМОВФ требуется большее количество проводов, соединяющих ключ на пульте с устройствами сигнализации, чем при использовании ключа МКВ. К тому же ключ ПМОВФ должен иметь большой набор разнообразных пакетов. Размещение большого числа ключей ПМОВФ ведет также к увеличению габаритов щита управления. Поэтому ключ ПМОВФ рекомендуется к применению при небольшом количестве выключателей.
б) Сигнализация аварийного отключения выключателей
Этот вид сигнализации применяется для извещения персонала об отключении выключателя релейной защитой и выполняется сочетанием светового и звукового сигналов. Назначение звукового
542
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
сигнала — привлечь внимание персонала к происшедшему отключению, светового — указать отключившийся аппарат.
Индивидуальная аварийная сигнализация построена на принципе несоответствия положения ключа управления (реле фиксации) положению выключателя. Для подачи светового аварийного сигнала используются цепи световой сигнализации положения выключателя, рассмотренные выше (рис. 7-9, 7-10). До аварии выключатель включен и схема сигнализации положения фиксирует это ровным горением красной лампы. При аварийном отключении выключателя меняется положение его вспомогательных контактов в схеме с образованием цепей несоответствия и миганием зеленой лампы.
К цепям сигнализации, других выключателей
Рис. 7-11. Схема образования цепей световой аварийной сигнализации.
Для питания этих цепей на щите управления создается общая установка мигающего света. На рис. 7-11 показано использование для этой цели пульс-пары с двумя промежуточными реле РП1 и РП2, имеющими контакты с замедлением на размыкание (реле РП1) и на замыкание (реле РП2).
Запуск пульс-пары производится при образовании цепи несоответствия в схеме сигнализации положения любого выключателя, управляемого с данного щита. При образовании цепи (рис. 7-11) сигнальная лампа оказывается включенной между — ШУ и шинкой (+) ШМ и практически не горит вследствие падения напряжения на обмотке РГ11 и резисторе R. Обмотка реле РП1 обтекается током, оно срабатывает, замыкает цепь питания обмотки PI12 и одновременно подает плюс на шинку (-)-) ШМ. Сигнальная лампа загорается полным накалом. Контакты реле 2РГ1 снимают напряжение с реле РП1. Однако контакты реле РП1 остаются еще некоторое время в замкнутом состоянии, чем и определяется продолжительность полного накала лампы. С размыканием контактов реле РП1 плюс с шинки (+) ШМ снимается. Длительность паузы обеспечивается реле РП2, которое после снятия напряжения с об
§ 7-2]
Сигнализация и блокировки
543
мотки замыкает свои контакты с замедлением. После замыкания контактов реле РП2 следует новый цикл действия схемы.
Действие индивидуальной световой аварийной сигнализации прекращается приведением ключа или реле РФК в положение «отключено». Эта операция носит название квитирования сигнала.
Одновременно с индивидуальным световым сигналом действует общий аварийный звуковой сигнал. На рис. 7-12 показана схема звуковой аварийной сигнализации, выполненной с помощью реле импульсной сигнализации РИС-Э2М. Основными элементами этого реле являются: поляризованное сигнальное реле PC, трансформатор напряжения 777 и два транзисторных переключателя Тр1 и Тр2.
Рис. 7-12. Цепи звуковой аварийной сигнализации. а — схема; 6 — реле PC.
Поляризованное реле PC состоит из постоянного магнита 4, сердечника 3 с подвижным якорем 5 и контактным мостиком 6, обмоток управления 1 и 2 и контактов 7. Постоянный магнит служит для фиксации якоря в двух крайних положениях. Реле выполнено так, что одна из обмоток создает магнитный поток, совпадающий по направлению с потоком постоянного магнита, а другая обмотка создает поток противоположного направления. Положение якоря изменяется при подаче тока в соответствующую обмотку управления (/ или 2): Схема на рис. 7-12 поясняет действие звуковой аварийной сигнализации при использовании для управления выключателем
544
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
ключа МКВ. При включении выключателя замыкаются контакты реле РФК7 п размыкается вспомогательный контакт В. При отключении выключателя защитой вспомогательный контакт В замыкается, а контакт РФК7 остается замкнутым, т. е. возникает несоответствие между положениями выключателя и контактов реле РФК7. На шинку звуковой аварийной сигнализации ШЗА поступает плюс и через первичную обмотку TH реле РНС-Э2М начинает протекать ток. Переходный процесс, соответствующий изменению тока в обмотке от нуля до установившегося постоянного значения, вызывает появление импульса напряжения на вторичной обмотке TH. При этом открывается транзистор Тpl и по обмотке управления 1 протекает ток, который вызывает срабатывание реле PC и замыкание контактов 7. Контакты PC замыкают цепь обмотки РП, срабатывание которого приводит в действие сирену ЭС.
Включение контактов реле РКВ в цепь несоответствия исключает ее ложную работу при подаче команды «включить».
Звуковой сигнал снимается в результате подачи тока в обмотку 2 реле PC. Это осуществляется вручную нажатием на кнопку центрального съема сигнала КЦС или автоматически от контактов реле ограничения длительности сигнала РВ. Звуковой сигнал снимается также при квитировании ключа управления. При этом размыкается цепь несоответствия и во вторичную обмотку TH трансформируется импульс обратной полярности, который отпирает транзистор Тр2, что вызывает возврат реле PC в исходное положение.
Реле РНС-Э2М обеспечивает возможность подачи повторного сигнала, если до квитирования ключа управления первого выключателя также аварийно отключается второй и т. д. Новая цепь несоответствия подключается параллельно первой, сопротивление общей цепи меняется, что приводит к возрастанию тока в обмотке TH. Импульс переходного процесса трансформируется во вторичную обмотку, обусловливая новый запуск реле PC, и т. д.
в) Предупреждающая сигнализация
Этот вид сигнализации извещает персонал о ненормальном режиме работы контролируемых объектов и частей электроустановки или о ненормальном состоянии вторичных цепей защиты и автоматики.
Принцип действия этого вида сигнализации аналогичен принципу действия аварийной сигнализации (со,световым и звуковым сигналами). Звуковой предупреждающий сйгнал от аварийного сигнала, как правило, выполняется отличным ро тону (обычно применяется звонок). При малом количестве контролируемых параметров допускается иметь только световую сигнализацию.
Примером выполнения предупреждающей сигнализации может служить контроль цепей управление выключателем, в котором
I
§ 7-2]
Сигнализация и влокировки
545
предусматривается контроль цепи последующей операции (при включенном выключателе контролируется сопротивление цепи отключения, при отключенном — цепи включения).
На рис. 7-13 показана принципиальная схема запуска устройств предупреждающей сигнализации в случае обрыва цепей управления (схема с ключом ПМОВФ). Для контроля цепей управления исполь-
Рис. 7-13. Схема запуска предупреждающей сигнализации обрыва цепей управления выключателем.
зованы два промежуточных реле: реле положения «включено» РПВ, фиксирующее включенное положение выключателя и контролирующее цепь отключения, и реле положения «отключено» РПО, фиксирующее отключенное положение выключателя и контролирующее цепь включения. В цепи этих реле устанавливаются дополнительные резисторы R для исключения ложного срабатывания контактора КП или электромагнита отключения в случае закорачивания обмоток РПО и РПВ.
Запуск сигнализации обрыва цепей управления происходит через последовательно включенные размыкающие контакты реле РПВ и РПО. При исправном состоянии цепей управления обмотка одного реле обтекается током, а другого обесточена. В результате цепь подачи сигнала разомкнута. В случае обрыва цепи последующей операции обмотки обоих реле оказываются обесточенными и происходит запуск сигнализации.
Д/2 18 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
546
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
Рис. 7-14. Общая схема управления и сигнализации выключателя с ключом ПЛ1ОВФ.
Шинки, управления, мигающего света и автоматический выключатель
Реле блокировки от„прыгания“ «К * От «to ci с 3 С
Цепи, включения^ реле положения „ отключено"
Реле положения „ включено " и цепи, отключения
Лампы сигнализации положения выключателя Цепи сигнализации
„Аварийное отключение выключателя"
„Обрыв цепей управления"
Цепи, элетромагнита. включения
§ 7-2]
Сигнализация и блокировки
547
Кроме рассмотренных видов сигнализации на электростанциях и подстанциях применяются также сигнализация, контролирующая действие устройств релейной защиты и автоматики, и командная сигнализация, предназначенная для передачи наиболее важных команд обслуживающему персоналу агрегатных щитов управления в процессе эксплуатации.
В настоящей главе рассмотрены основные принципы выполнения схем управления коммутационной аппаратурой и различных видов сигнализации. Совокупность этих схем составляет общую схему управления и сигнализации выключателя. В качестве примера на рис. 7-14 показана общая схема управления и сигнализации выключателя.
г) Блокировки
к токоведущим частям или
Рис. 7-15. Схема блокировки безопасности.
Различают два основных вида блокировок: блокировки безопасности и оперативные.
Блокировками безопасности называют устройства, предупреждающие вход лиц эксплуатационного или ремонтного персонала в камеры распределительных устройств или испытательного оборудования, в которых не исключена возможность прикосновения или опасного приближения к частям оборудования, находящимся под напряжением.
Часто в качестве блокирующих устройств таких камер применяют электрические замки, которые можно отпереть лишь при снятии напряжения с оборудования. Цепи питания оборудования высокого напряжения испытательных камер, как правило, оснащаются вспомогательными контактами, автоматически размыкающимися при открытии двери.
На рис. 7-15 приведена схема питания электрического замка ЭЗ, ис
ключающего вход персонала в камеру при наличии на оборудовании напряжения. Электрическая цепь питания замка содержит нормально замкнутые контакты разъединителей 1Р и 2Р. Вход в камеру возможен лить при одновременном отключенном положении 1Р и 2Р.
В камеру КРУ посл!е выкатывания тележек с оборудованием доступ к частям, оставшимся под напряжением, предотвращается специальными металлическими шторками, закрывающимися автоматически. |
1/2 18*
548
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
Оперативные блокировки представляют собой устройства, препятствующие неправильным действиям персонала при осуществлении переключений в схемах электрических соединений.
Наиболее характерным видом оперативных блокировок являются блокировки от неправильных операций разъединителями.
Наибольшее распространение получили механические и электромагнитные блокировки.
На рис. 7-16 показан пример выполнения механической замковой блокировки разъединителей
Рис. 7-16. Принципиальная схема механической замковой блокировки разъединителей.
в схеме с одной системой сборных шин. Каждый разъединитель и выключатель имеют свой запорный замок, который состоит из корпуса 3 и подвижного стержня с выступающей частью 1. Стержень входит в стопорное отверстие привода 2 блокируемого аппарата. На втором конце подвижного стержня, который находится внутри корпуса, имеются специальные выступы, соответствующие прорезям переносного ключа 4. Ключ может быть вставлен в замок или вынут из пего только в конечных положениях привода, когда фиксирующий стержень входит в предназначенное для него отверстие. Во избежаниеоши-бок ключ и замок выполняются с определенным секретом.
Порядок работы блокировки следующий. Нормально ключ находится в замке выключателя. Вынуть его можно только в отключенном положении выключателя. При снятии ключа фиксирующий подвижный стержень замка запирает привод выключателя в отключенном положении. После этого вынутым ключом производят отпирание замка линейного разъединителя: вставляют ключ в отверстие корпуса, зацепляют подвижный стержень и вытягивают его поворотом ключа. Затем отключают линейный разъединитель РЛ. После отключения разъединитель запирают замком в новом положении, а ключ освобождают Аналогично производят операции и с шинным разъединителем РШ. Для включения -электрической цепи все действия производят в обратном Механическую блокировку’ применяют обычно числом присоединений (обычно до 10).
Широко распространена в настоящее время блокировка разъединителей с использованием
порядке.
в схемах с малым
электромагнитная электромагнитных
<2*2-
§ 7-2]
Сигнализация и блокировки
549
замков. Схематически конструкция такого замка изображена на рис. 7-17.
Замок состоит из пластмассового корпуса /, в котором размещаются контактные гнезда 2 и запорный стержень 3 с пружиной 4. Замок монтируется так, чтобы стержень 3 фиксировал положение
привода, входя в специальные отверстия на нем.
Переносный ключ состоит из катушки 5, внутри которой.располагается подвижный сердечник 6. Выводы катушки присоединяются к штырям 7.
Если отключение разъединителя разрешается (при отключенном выключателе), к гнездам 2 подводится напряжение от источника оперативного тока. Ключ вставляется штырями в гнезда замка. По катушке протекает ток, и сердечник намагничивается. Запорный стержень замка соприкасается с намагниченным сердечником ключа. При помощи кольца вытягивают сердечник, а вместе с ним и стержень замка из блокировочного гнезда — замок отпирается.
Электрическая схема питания электромагнитов блокировки выполняется, исходя из условий обеспечения разрешенного для данной первичной цепи порядка операций разъединителями.
На рис. 7-18, б показана схема электромагнитной блокировки разъединителей в цепи линии, присоединенной к распределительному устройству с одной системой сборных шин. Разъединители
Рис. 7-17. Принципиальная схема электромагнитной блокировки разъединителей.
оснащены заземляющими
ножами.
Основные и заземляющие ножи каждого разъединителя имеют механическую блокировку на приводе, вследствие чего основной нож нельзя включить, если Замкнут заземляющий, и, наоборот, если замкнут рабочий нож, нельзя включить заземляющий. Без этого условия электромагнитная блокировка получилась бы чрезмерно сложной даже для такой простой первичной цепи.
При осуществлении блокировки наряду с обеспечением разрешенного порядка переключений необходимо исключить возможность ошибочного включения выключателя на заземленный участок цепи. Это требование удовлетворяется таким построением схемы электромагнитной блокировки, что включение заземляющего ножа по одну сторону выключателя возможно только при отключенном
18 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
550 Вспомогательные устройства [Гл. 7
разъединителе по другую сторону, и, наоборот, включение разъединителя по одну сторону выключателя разрешается при отключенном заземляющем ноже с другой стороны.
Показанная на рис. 7-18, б схема блокировки разрешает:
операции с разъединителем 1Р при отключенном выключателе В, отключенных заземляющих ножах 2Р31 и отключенных заземляющих ножах системы шин РЗ (последнее — во избежание подачи напряжения на заземленную систему шин от линии);
операции с разъединителем 2Р при отключенном выключателе В и отключенных заземляющих ножах 1РЗ;
6-35кВ
Рис. 7-18. Электромагнитная блокировка разъединителей в цепи линии, присоединенной к РУ с одной системой сборных шин.
а — схема первичных соединений; б —• электрическая схема блокировки,
операции с заземляющими ножами 1РЗ (2Р31) при отключенном разъединителе 2Р (1Р), а также с учетом наличия механической блокировки, о которой сказано выше,
Заземляющие ножи 2Р32 имеют только механическую блокировку с основными ножами 2Р, и их включение производится после контроля отсутствия напряжения со стороны линии.
На рис. 7-19, б показана электромагнитная блокировка для схемы распределительного устройства с двумя системами сборных шин по рис. 7-19, а. Блокировка разрешает только тот порядок операций с разъединителями, который допустим в этих схемах (см. гл. 5).
Так, в пределах одного присоединения (например, линии, как это показано на рис. 7-19, а) можно производить операции по включению и отключению разъединителей при отключенном выключателе В, но лишь, в определенной, заданной блокировкой последовательности.
§ 7-2] Сигнализация и блокировки 551
Операции по переводу присоединений с одной системы сборных шин на другую возможны только при включенных шиносоединительном выключателе ШСВ и его разъединителях и т д.
ШБР
гэр 1Р<(
1ЭР3 2Р^ . Z3P3 1Р^ ЗЭРЗтр^
Рис. 7-19 Электромагнитная блокировка разъединителей для схемы РУ с двумя системами сборных шин
а — схема первичных соединений; б — электрическая схема блокировки.
При построении блокировки (рис. 7-19, б) учтено, что рабочие и заземляющие ножи каждого разъединителя имеют между собой жесткую механическую связь, препятствующую включению основного ножа при включенном заземляющем, и наоборот.
18*
552
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
7-3. УСТАНОВКИ ПОСТОЯННОГО ТОКА
а) Потребители энергии постоянного тока
На электрических станциях и крупных подстанциях необходима установка постоянного тока с аккумуляторными батареями для питания цепей управления, сигнализации, автоматики, аварийного освещения, а также для электроснабжения наиболее ответственных механизмов собственных нужд, которые обеспечивают сохранение оборудования в работоспособном состоянии (маслонасосы смазки, уплотнений вала, систем регулирования турбогенераторов).
Всех потребителей энергии, получающих питание от аккумуляторной батареи, можно разделить на следующие три группы: постоянно включенная нагрузка. Сюда откосятся аппараты устройств управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, постоянно обтекаемые током, а также постоянно иключенная часть аварийного освещения;
временная нагрузка, появляющаяся при исчезновении переменного тока во время аварийного режима. Это — токи нагрузки аварийного освещения и электродвигателей постоянного тока. Длительность этой нагрузки определяется длительностью аварии (для электростанций, имеющих связь с энергосистемой, это время принимается равным 0,5 ч, для элекгристанций, не имеющих связи с энергосистемой, — 1 ч) 15-1];
кратковременная нагрузка — длительностью не более 5 с. Такая нагрузка создается токами включения и отключения приводов выключателей и автоматов, а также пусковыми токами электродвигателей и токами нагрузки аппаратов управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, кратковременно обтекаемых током.
Постоянная нагрузка на аккумуляторную батарею зависит от мощности постоянно включенных ламп сигнализации и аварийного освещения, а также от типов реле.
В расчетах можно принимать следующие значения постоянно включенных нагрузок:
для тепловых электростанций с поперечными связями (на одну батарею) — 20 А;
для тепловых блочных электростанций с агрегатами 15С—200 МВт (одна батарея на два агрегата) — 30 А;
для тепловых электростанций с блоками 300 МВт и выше (одна батарея на блок) — 40 А;
для крупных подстанций 110—500 кВ — 25 А.
Рассмотрим, как будет изменяться нагрузка на аккумуляторную батарею при нарушении питания с. н. ТЭЦ с агрегатами 60 МВт.
После исчезновения переменного тока з первую секунду в системе с. н. происходит включение резервного трансформатора, поэтому
§ 7-3]
Установки постоянного тока
553
на батарею ложится толчок тока /2, потребляемого электромагнитным приводом выключателя. В этот же момент включается резервный преобразовательный агрегат для устройств связи, потребляющий при пуске ток /3, и через 4 с включается аварийное освещение /4 (рис. 7-20). Если питание собственных нужд не восстановлено, то через несколько секунд начинают включаться маслонасосы уплотнений, а затем маслонасосы смазки, которые создают кратковременные толчки тока /5, /в. Период резкопеременной нагрузки на
Рис. 7-20. График нагрузки аккумуляторной батареи для ТЭЦ 3 X 60 МВт.
аккумуляторную батарею называется переходным режимом. Когда все потребители, включая и аварийное освещение, будут включены, наступает установившийся режим. В конце аварийного режима может быть толчковая нагрузка от включения выключателя в главной схеме (/,).
Потребители постоянного тока нормально работают при напряжениях, близких к номинальным. Допустимые отклонения напряжения приведены в табл. 7-2.
Таблица 7-2 Основные данные потребителей постоянного тока
Приемник Номинальное напряжение, В Допустимые уровни напряжения, % номинального
Нижний п редел Верхний предел
Аппаратура управления, блокировки, сигнализации и релейной защигы Приводы масляных выключателей. 220 80 116
электромагниты включения 220 80-85 но
электромагниты отключения 220 65 120
Электромагниты управления воздушными выключателями 220 65 120
Аварийное освещение 220 95 105
Электродвигатели 220 95 105
554
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
б) Устройство свинцово-кислотных аккумуляторов
Наибольшее применение на электростанциях и подстанциях получили батареи из свинцово-кислотных аккумуляторов с поверхностными положительными и коробчатыми отрицательными пластинами типа СК. Такие батареи имеют большой срок службы и устойчивы в работе.
Положительная поверхностная пластина ребристой формы изготовляется из чистого свинца, который в процессе формирования аккумулятора преобразуется в перекись свинца РЬО2. Отрицательная коробчатая пластина изготовляется с активной массой из окислов свинца и свинцового порошка, которые при формировании превращаются в губчатый свинец. Пластины с активной массой навешиваются на стенки стеклянных или керамических сосудов. Применяются также деревянные сосуды, выложенные внутри свинцом. Чтобы разноименные пластины не соединялись, между ними устанавливается сепаратор из однослойной пористой фанеры (рис. 7-21). Количество отрицательных пластин на одну больше, чем положительных. Фиксация пластин в сосуде осуществляется пружинами или резиновыми муфтами.
В качестве электролита применяется обычно раствор серной кислоты H2SO4 плотностью 1,2 при температуре 25°С. При приготовлении электролита используется концентрированная, отвечающая специальным требованиям серная кислота и дистиллированная вода.
Аккумуляторы типа СК (стационарные для кратковременного разряда) выпускаются в 46 типовых исполнениях емкостью 18—5328 А-ч. Аккумуляторы СК-1 имеют следующие характеристики:
Режим разряда, ч ......................
Разрядный ток, А ......................
Номинальная емкость, А-ч ..............
10 7,5
3,6 4,5
36 33
5 3
6 9
30 27
2 1
11 18,5
22 18,5
Разрядные токи и емкости других аккумуляторов определяются умножением соответствующего значения для СК-1 на типовой номер. Например, аккумулятор СК-14 имеет разрядный ток одночасового разряда 14-18,5 = 259 А. Установившееся напряжение полностью заряженного аккумулятора СК при разомкнутой цепи 2,05 В.
Аккумуляторы типа СН выпускаются в закрытом исполнении, в стеклянных сосудах (рис. 7-22), заливочные отверстия закрыты вентиляционными пробками, что значительно уменьшает унос электролита. В этом аккумуляторе применяются намазные пластины, собранные в плотные блоки.
Намазная пластина имеет каркас из сплава свинца с сурьмой, на который накладывается масса из окислов свинца и свинцового порошка, смешанного с разведенной кислотой.
§ 7-3]
Установки постоянного тока
555
После формирования на положительной пластине образуется перекись свинца, на отрицательной — чистый свинец. Чтобы исключить замыкание, между пластинами проложены сепараторы из стекловойлока, перфорированного винипласта и мипора. Сосуд заливается электролитом — раствором серной кислоты плотностью 1,22 при температуре +25°С. Установившееся напряжение полностью заряженного аккумулятора при разомкнутой цепи должно быть не ниже 2,06 В.
Рис. 7-21. Аккумулятор типа СК-6 в стеклянном сосуде.
/ — соединительная полоса с наконечником; 2 — соединительная полоса без наконечника; 3 — штифт; 4 — пластина отрицательная, боковая, левая; 5 — пластина положительная; 6 — пластина отрицательная, средняя; 7 — стеклянный сосуд; 8 — палочка; 9 — сепаратор; 10 — пружина; И — пластина отрицательная, боковая, правая.
Аккумуляторы СН выпускаются четырнадцати типоразмеров: 0,5, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20. Аккумулятор СН-1 имеет следующие характеристики:
Режим разряда, ч................................
Разрядный ток, А................................
Номинальная емкость, А-ч .......................
10 3 1 0,5 0,25
4 10 20 30 40
40 30 20 15 10
Аккумуляторы СН имеют меньшие размеры, чем СК; они поставляются в собранном виде, что облегчает их установку. Разрядные характеристики аккумуляторов СН лучше, чем СК, благодаря меньшей толщине пластин и большей их пористости. Емкость акку
556
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
муляторов СН-20 при одночасовом разряде 20-20 = 400 А-ч. Такая емкость не может обеспечить аварийную нагрузку на электростанциях, поэтому аккумуляторы СН применяются на подстанциях. Достоинством аккумуляторов типа СН является также значительно меньшее выделение паров серной кислоты в процессе работы, поэ-
Рис. 7-22. Аккумулятор типа СН-10.
/ — вентиляционная пробка; 2 — уплотнительный резиновый диск; 3 — резиновое кольцо; 4 — гайка; 5 — резиновое кольцо; 6 — уплотнительная прокладка; 7 — мастика БР-20; 8 — крышка; 9 — сосуд; 10 — прокладка; 11 — колодка; 12 — клин; 13 — блок пластин; 14 — подставка.
тому они могут устанавливаться в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.
Как было сказано выше, пластины аккумуляторов подвергаются формированию, т. е. электрохимическому процессу, в результате которого образуется активная масса положительной и отрицательной пластин. Формирование пластин в аккумуляторах СК производится в два этапа: на заводе обрабатывается положительная пластина до получения на ней губчатого свинца, затем на месте установки через собранную батарею пропускают зарядный ток в течение 50—60 ч, при этом на положительной пластине образуется перекись свинца РЬОа, на отрицательной — губчатый свинец РЬ.
§ 7-3] Установки постоянного тока 557
Для полного формирования батарея должна получить девятикратную емкость десятичасового разряда.
Аккумуляторы типа СН приходят с завода в собранном виде и формируются на месте установки после заливки их электролитом. Для этого через батарею пропускают небольшой зарядный ток в течение 55 ч. После формирования цвет активной массы становится однородным, а структура — пористой.
в) Режимы работы аккумуляторных батарей
Разряд аккумулятора происходит при замыкании внешней цепи на нагрузку, при этом на положительной и отрицательной пластине происходит химическая реакция
РЬО2 + 2H2SO4 + Pb 2PbSO4 + 2Н2О. (7-1)
Рис. 7-23. Разрядные характеристики аккумуляторов типа СК.
При разряде реакция читается слева направо. Молекулы серной кислоты вступают в реакцию с активной массой пластин, образуя на них сульфат свинца PbSO4. Концентрация электролита в порах активной массы в процессе разряда снижается. Это приводит к снижению напряжения на зажимах аккумулятора. Напряжение снижается тем больше, чем больше ток разряда (рис. 7-23). Это объясняется тем, что при разрядах большим током в течение малого времени диффузия серной кислоты в поры активной массы не успевает за процессом образования сульфата свинца. Сульфат свинца закрывает доступ к активной массе. В результате этого процесса емкость одного и того же аккумулятора различна и за
висит от разрядного тока (или длительности разряда). Например, аккумулятор СК-10 при разряде током 36 А в течение 10 ч имеет емкость 360 А -ч, а при разряде током 185 А 185 А -ч. Для аккумуляторов СК и СН предельное напряжение при разряде током 3— 10-часового режима составляет 1,8 В, а при разрядах большим током — 1,75 В.
Аккумуляторы могут выдерживать кратковременный разряд очень большим током, но при этом напряжение на их зажимах резко уменьшается. Аккумуляторы типа СН допускают разряд током 50 N в течение 1 мин, а СК — током 46W в течение 5 с, при этом напряжение на аккумуляторах снижается соответственно до 1,75 и 1,65 В (здесь А — номер типоразмера).
558
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
Заряд аккумулятора производится от источника постоянного тока (двигателя-генератора или выпрямительной установки). При этом к аккумулятору подводится напряжение большее, чем его э. д. с., и направление движения ионов внутри аккумулятора изменяется на противоположное. Реакция (7-1) читается справа налево. В процессе реакции сульфат свинца на обеих пластинах восстанавливается: на положительной пластине — в перекись свинца, а на отрицательной — в металлический свинец и образуется серная кислота. Концентрация электролита в процессе заряда растет, поэтому напряжение на аккумуляторе увеличивается. По мере заряда реакция переносится в глубь активной массы. К концу заряда, когда большая часть сульфата свинца восстановлена, происходит реакция электролиза воды, в результате которой у отрицательной пластины выделяются пузырьки водорода, у положительной — кислород. Газовыделение начинается при напряжении 2,3 В. Чтобы не допускать бурного газовыделения, зарядный ток снижают и продолжают заряд при напряжении 2,3 В. Увеличение напряжения в конце заряда до 2,5—2,7 В на аккумулятор приводит к необходимости устройств регулирования числа банок в батарее, что усложняет схему, поэтому широко внедряется метод заряда аккумуляторной батареи при напряжении 2,3 В на один аккумулятор.
П о с т о я.и н ы й подзаряд аккумуляторной батареи производится небольшим током (ток для батарей типа СК — 0,03 N), достаточным для компенсации саморазряда. Саморазрядом называется постоянная потеря химической энергии, запасенной в аккумуляторе, вследствие побочных реакций на пластинах. Такие реакции возникают за счет примесей посторонних металлов в активной массе пластин. Саморазряд происходит как при разомкнутой цепи, так и при разряде и заряде. Новая батарея теряет примерно 0,3% емкости в сутки за счет саморазряда. Чтобы батарея была готова в любой момент принять аварийную нагрузку, необходимо компенсировать потерю емкости вследствие саморазряда путем пропускания через батарею тока подзаряда. В этом режиме на каждом элементе поддерживается напряжение 2,15—2,2 В.
Режим постоянного подзаряда для стационарных аккумуляторных установок принят как основной нормальный режим.
г) Схемы аккумуляторных установок
Аккумуляторная батарея может работать в режиме разряда на длительно включенную нагрузку. При этом напряжение на элементах снижается и, чтобы обеспечить нормальную работу батареи при аварийном набросе нагрузки, ее необходимо заряжать 1 раз в двое суток. Заряд осуществляется от преобразовательного агрегата двигателя-генератора. Вследствие частых зарядов работа батареи
§ 7-3] Установки постоянного тока 559
в режиме заряд — разряд приводит к быстрому износу пластин аккумуляторов. Усложняется также эксплуатация батареи. Поэтому в настоящее время от такого режима отказались. На электростанциях и крупных подстанциях аккумуляторные батареи работают в режиме постоянного подзаряда. В схеме аккумуляторной батареи предусматривается зарядно-подзарядное устройство или отдельные
Рис. 7-24. Схема аккумуляторной установки с элементным коммутатором, работающей в режиме постоянного подзаряда.
1 — цепи управления и сигнализации; // — аварийное освещение, электродвигатели; /// — электромагниты включения.
зарядный и подзарядный агрегаты. Последнее решение принимается в том случае, если емкость батареи велика и мощность зарядного устройства оказывается значительной. Аккумуляторные батареи, устанавливаемые на электростанциях, имеют устройство для регулирования числа элементов, присоединенных к шинам.
Это устройство называется элементным коммутатором 2 (рис. 7-24). Переключения осуществляются щетками 3 и 4, скользящими по пластинам, к которым присоединяются отдельные элементы батареи. Для регулирования напряжения на шинах служит разрядная щетка 4, которая перемещается устройством регулирования напряжения (АРН)или устройством дистанционного управления. Вовремя заряда батареи используется зарядная щетка 3. В схеме предусмотрены выпрямительное устройство 5 для подзаряда и двигатель-генератор 1 для заряда батареи. В нормальном режиме всю постоян
560
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
но включенную нагрузку несет подзарядный агрегат: Кроме того, он заряжает батарею небольшим током. Из схемы видно, что та часть элементов, которая не присоединена к шинам, не подзаряжается, поэтому эти элементы подвержены саморазряду. В некоторых схемах предусматриваются специальные выпрямительные устройства для их подзаряда, что улучшает режим работы аккумуляторов, но приводит к усложнению схемы.
На подстанциях 110—500 кВ с выключателями на высоком напряжении установка аккумуляторной батареи необходима для питания цепей управления, сигнализации, блокировки, аварийного освещения. Емкость батареи на подстанциях выбирается значительно меньше, чем на станциях, так как отсутствуют такие потребители, как маслонасосы смазки и уплотнений. Колебания напряжения на шинах постоянного тока подстанции значительно меньше, так как нагрузка на батарее здесь практически постоянна, а длительность толчковых токов составляет доли секунды. Все это позволяет отказаться от элементного коммутатора в схеме аккумуляторной установки (рис. 7-25). Основные 108 элементов присоединяются к шинам, от которых питаются сети управления и аварийного освещения. Дополнительные элементы присоединяются на шинки питания электромагнитных приводов. В нормальном режиме постоянная нагрузка питается от подзарядного устройства, которое одновременно служит для подзаряда всей батареи. В этом режиме на шинах управления напряжение равно 2,15-108 = 232 В. При разряде до 1,8 В на элемент напряжение снижается до 1,8-108 = 195 В (88,5% (7„). При заряде напряжение на каждом элементе поднимается до 2,35 В. Для того чтобы в этом случае напряжение на шинах управления не превышало допустимого значения 230—235 В, выполняется дополнительная отпайка от 100-го элемента.
Дополнительные элементы обеспечивают более высокое напряжение на шинах питания приводов, а следовательно, позволяют снизить сечение кабелей к силовым приводам, которое определяется допустимой потерей напряжения. Количество дополнительных элементов может быть различным (от 6 до 20) и определяется конкретным расчетом.
Параллельно дополнительным элементам включается балластное сопротивление, величина которого регулируется так, чтобы ток постоянной нагрузки проходил по этому сопротивлению, а ток подзаряда — но дополнительным элементам. Для глубоких перезарядов и формирования пластин предусматривается одно зарядное устройство для нескольких подстанций.
На подстанциях 500 кВ устанавливаются две аккумуляторные батареи без элементных коммутаторов.
На тепловых электростанциях блочного типа аккумуляторная установка предусматривается на каждые один-два блока в зависимости от мощности агрегатов. Схема такой установки аналогична
§ 7-3] Установки постоянного тока 561
показанной на рис. 7-24. Подзарядные устройства предусматриваются для каждой батареи, а зарядные устройства — одно или два для всей электростанции. Для питания общестанционных нагрузок постоянного тока устанавливается отдельная батарея.
На ТЭЦ мощностью более 200 МВт устанавливаются две батареи .
Недостатком рассмотренных схем с элементными коммутаторами является их инерционность. Более современным методом поддержа-
Рис. 7 25. Схема аккумуляторной установки без элементного коммутатора, I, II, III — то же, что на рис 7-24.
ния напряжения является применение тиристорных зарядно-под-зарядных выпрямительных агрегатов с отказом от элементных коммутаторов. Принцип работы такого устройства заключается в том, что нагрузка нормального режима питается от выпрямительного устройства, а при появлении аварийной нагрузки безынерционный датчик воздействует на тиристорное устройство, мгновенно подключающее к тинам необходимое число элементов батареи. В процессе разряда датчики напряжения на шинах дают импульсы на подключение дополнительных элементов (отпайки подключаются полупроводниковыми диодами).
562
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
д) Расчет аккумуляторных батарей, подзарядного и зарядного агрегатов
Аккумуляторные батареи выбирают по необходимой емкости, уровням напряжения в аварийном режиме и схеме присоединения к шинам.
Для тепловых электростанций принята схема аккумуляторной батареи с элементным коммутатором, работающая в режиме постоянного иодзаряда.
Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда,
П0=ф. (7-2)
V ВЗ
где п0 — число основных элементов в батарее; (7,п — напряжение на шинах, Ufl3 — напряжение на элементе ь режиме подзаряда (2,15 В). Если принимается (/ш = 230 В, то
2з° 1Г1С.
П°~ 2,15 ~ 1и^‘
Если = 253 В, то
253 по "»_2Д5 ~ 8’
В режиме заряда при максимальном напряжении на элементе 2,6 В к шинам присоединяется
230 оо fimin — — °8 элементов.
В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 1,75 В
п = 130 элементов,
где п — общее число элементов батареи.
К элементному коммутатору присоединяется
л — iimin = 130 — 88 = 42 элемента.
Типовой номер батареи N выбирается по формуле
Л^1,05^-в, (7-3)
где /aF — нагрузка установившегося получасового (часового) аварийного разряда, А; 1,05 — коэффициент запаса; /— допустимая нагрузка аварийного разряда, A/N, приведенная к первому номеру аккумуляторов (рис. 7-26), в зависимости от температуры электролита.
Полученный номер округляется до ближайшего большего типового номера.
§ 7-3]
Установки постоянного тока
563
Выбранный аккумулятор необходимо проверить по наибольшему толчковому току:
46№s7T>mox, (7-4)
где 46 — коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку;
7т, max Ias ~F" 1пр>
1Пр — ток, потребляемый электромагнитными приводами выключателей, включающихся в конце аварийного режима.
Проверка батареи по уровням напряжения требует точного анализа нагрузки в переходном и установившемся режимах и здесь не приводится.
Подзарядное устройство в нормальном режиме питает постоянно включенную нагрузку и подзаряжает батарею. Согласно ГОСТ 825-73 ток подзаряда должен быть 0,03 А, А, но, учи-
Рис. 7-26. Зависимость тока разряда аккумулятора от температуры электролита.
1 — разряд 0,5 ч; 2 — разряд 1 ч.
тывая возможные продолжительные разряды, этот ток принимают 0,15 N, тогда
/na^0,151V + /n>
(7-5)
где /п — ток постоянно включенной нагрузки. Напряжение подзарядного устройства
t/I13^2,15n0, (7-6)
где п0 — число основных элементов.
В качестве подзарядных устройств применяют выпрямительные агрегаты с твердыми выпрямителями типа ВАЗП-380/260-40/80 на напряжение 380—260 В и ток 40—80 А.
Зарядное устройство рассчитывается на ток заряда
/3 = 5tf-f-7n (7-7)
и напряжение в конце заряда 2,75 В на элемент
(73 = 2,75/1. (7-8)
В качестве зарядных устройств применяют двигатели-генераторы (с генератором постоянного тока параллельного возбуждения).
Пример 7-1. Задание. Выбрать аккумуляторную батарею и зарядно-подза-рядиые устройства для ТЭЦ 3 X 60 МВт.
Решение. Подсчет нагрузок сведен в табл. 7-3.
564
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
О
(У
Подсчет нагрузок к примеру 7-1
Приемник
Постоянная нагрузка Аварийное освещение Приводы выключателей
ПЭ-11 для ВМП-10
ПС-31 для МГ-10
Преобразовательные агрегаты оперативной связи
Электродвигатель аварийного маслонасоса уплотнений генератора
Электродвигатель аварийного маслонасоса смазки подшипников турбины
Привод ШПЭ-44-1 выключателя У-220-10
Расчетные величины
2
1
1
3
3
I
Таблица 7-3
720
Расчетный ток длительного режима. А Пусковой ток, А Расчетные нагрузки, А
Аварийный режим до 30 мин (1 ч) Толчок тока в начале аварийного режима Наибольший толчковый ! ток (в конце) разряда), А
20 20 20 20
160 — 160 160
— 116 _
— — — 155 —
30 100 30 100 30
40 130 120 120
73 184 219 219
— — — 720
— — 549 391 1269
Принимаем схему аккумуляторной батареи с элементным коммутатором и числом основных элементов л0 = Ю8, полным числом элементов п = 130.
Типовой номер определяем по (7-3):
№=1,05^ = 1,05^ = 23, ] &О
где /ав принимается по табл. 7-3; / = 25 A/N определено по кривой 1 на рис. 7-26.
Проверка по максимальному толчковому току:
46М /т, max'*
46-24 = 1104 </т.тях = 1269 А, следовательно, надо выбрать аккумулятор с типовым номером №^ = 27,6.
46
Окончательно принимаем СК-28.
Подзарядное устройство:
/пз 0,15У + /п =0,15 • 284-20 = 24,2 А;
(7ПЗ = 2,15п0 = 2,15 • 108 = 232 В.
Выбираем подзарядное устройство ВАЗП-380/260-40/80.
Зарядный агрегат:
73 = 5W4-/n = 5-284-20= 160 А;
U3 = 2,75л = 2,75- 130 = 356 В.
§ 7-4] Заземляющие устройства в установках высокого напряжения 565
Выбираем генератор постоянного тока П-91: Рном = 43 кВт, дном = = 270/360 В, /11г>м = 159 А, соединенный с электродвигателем переменного тока типа Л2-82-4, Р = 55 кВт.
7-4. ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА В УСТАНОВКАХ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
а) Назначение и конструкция заземляющих устройств
Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединяться с землей. Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения. Заземление обязательно для всех установок напряжением 500 В и выше, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках — при напряжении выше 36 В переменного тока.
В электрических установках заземляются: корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, приводы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции распределительных устройств, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов, металлические конструкции зданий и сооружений и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования.
Заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки, называется рабочим заземлен и ем.К рабочему заземлению относится заземление нейтралей трансформаторов, генераторов, дугогасительных катушек. Без рабочего заземления аппарат не может выполнить своих функций или нарушается режим работы электроустановки.
Для защиты оборудования от повреждения ударом молнии применяется грозозащита с помощью разрядников, искровых промежутков стержневых и тросовых молниеотводов, которые присоединяются к заземлителям. Такое заземление называется грозозащитным.
Обычно для выполнения всех трех типов заземления используют одно заземляющее устройство.
Для выполнения заземления используют естественные и искусственные заземлители. В качестве естественных заземлителей применяют водопроводные трубы, оболочки кабелей, фундаменты и металлические части зданий, фундаменты опор, надежно соединенные с землей, а также системы трос — опора.
5GG Вспомогательные устройства [Гл. 7
В качестве искусственных заземлителей применяют металлические стержни, уголки, полосы, погруженные в почву для надежного контакта с землей.
Количество заземлителей (труб, уголков, стержней) определяется расчетом в зависимости от необходимого сопротивления заземляющего устройства или допустимого напряжения прикосновения.
Рис. 7-27. Распределение потенциала по поверхности земли в поле заземлителя.
Размещение искусственных заземлителей производится таким образом, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием. Для этой цели на территории ОРУ прокладываются заземляющие полосы на глубине 0,5—0,7 м вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении, образуя заземляющую сетку, к которой присоединяется заземляемое оборудование.
§ 7-4] Заземляющие устройства в установках высокого напряжения 567
На рис. 7-27 показаны план расположения контура заземления на открытом распределительном устройстве, а также кривые изменения потенциалов по территории ОРУ.
При пробое изоляции в каком-либо аппарате его корпус и заземляющий контур окажутся под некоторым потенциалом 1/3 = = !3г3. Растекание тока /3 с электродов заземления приводит к постепенному уменьшению потенциала почвы вокруг них. Внутри контура заземления потенциалы выравниваются, поэтому, прикасаясь к поврежденному оборудованию, человек попадает под небольшую разность потенциалов (7пр (напряжение прикосновения), которое составляет некоторую долю потенциала на заземлителе:
U,ip = knUa, (7-9)
где k„ — коэффициент напряжения прикосновения, значение которого зависит от условий растекания тока с заземлителя и человека [см. (7-22)].
Шаговое напряжение, т. е. разность потенциалов между двумя точками поверхности, расположенными на расстоянии 0,8 м, внутри контура невелико (£/шаг J. За пределами контура кривая распределения потенциалов более крутая, поэтому шаговое напряжение увеличивается (Ошаг 2). При больших токах замыкания на землю для уменьшения ищвт по краям контура у входов и выходов укладываются дополнительные стальные полосы. Задачей защитного заземления является снижение до безопасной величины напряжений
Uпр>
В установках с незаземленными и эффективно заземленными нейтралями требования к расчету защитного заземления принципиально отличаются.
В установках с незаземленными или резонансно-заземленными нейтралями (сети 6, 10, 35 кВ) ограничивается величина потенциала на заземлителе ((/3), т. е. нормируется сопротивление заземляющего устройства R3. Это объясняется тем, что замыкание фазы на землю вызывает протекание сравнительно небольшого емкостного тока и этот режим может быть длительным. Вероятность попадания под напряжение в момент прикосновения к заземленным частям увеличивается.
В установках с эффективно заземленной нейтралью (сети 110 кВ и выше) замыкание фазы на землю является коротким замыканием и быстро отключается релейной защитой, в результате чего уменьшается вероятность попадания под напряжения (7пр, t/Iljar.
Токи однофазного к. з. весьма значительны, поэтому резко возрастают потенциалы на заземлителе. В этих установках нормируется величина Unp, которая определяется в зависимости от длительности протекания тока через тело человека.
Напряжение {/шаг не нормируется, так как путь тока нога — нога для человека менее опасен, чем путь рука — ноги..
568 Вспомогательные устройства [Гл. 7
б) Расчет заземляющих устройств в установках с незаземленной или резонансно-заземленной нейтралью
В установках 6—35 кВ с незаземленной или резонансно-заземленной нейтралью согласно (1—12] сопротивление заземляющего устройства в любое время года должно быть:
(7-Ю)
1 3
где /3 — расчетный ток замыкания на землю, А.
Если в нейтраль включен заземляющий реактор, то за расчетный ток для заземляющих устройств, к которым он присоединен, принимают ток, равный 125% его номинального тока. Для заземляющих устройств, к которым реактор не присоединен, за расчетный ток принимают нескомпенсированный емкостный ток, возникающий при отключении самого мощного заземляющего реактора.
Сопротивление заземляющего устройства для установок 6— 35 кВ не должно превышать 10 Ом (ПУЭ, гл. 1-7).
В установках до 1000 В с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства в любое время года должно быть:
(7-П)
1 3
где — расчетный ток замыкания на землю, А.
Значение R3 не должно превышать 10 Ом при мощности источника до 100 кВ - А и 4 Ом — при большей мощности (ПУЭ, гл. 1-7).
В (7-10) и (7-11) в числителе допустимые напряжения на заземлителе 250 и 125 В. Следует еще раз напомнить, что человек, прикасаясь к заземленному оборудованию, попадает не под напряжение U3, а под некоторое меньшее напряжение U„p [(см. (7-9)1.
К заземляющим устройствам установок до 1000 В с глухим заземлением нейтрали предъявляют ряд особых требований [1-121, которые здесь не рассматриваются.
Заземляющие устройства установок с незаземленной или резонансно-заземленной нейтралью выполняют в виде прямоугольника из горизонтальных и вертикальных заземлителей, иногда в виде одного-двух рядов горизонтальных и вертикальных заземлителей. Расчет таких устройств с достаточной для практических целей точностью можно вести методом коэффициентов использования, принимая грунт однородным по глубине.
Расчет производится в следующем порядке:
1. Определяют расчетный ток 13 и по (7-10) или (7-11) R3 (при совмещении заземляющих устройств различных напряжений принимается меньшее из требуемых значений).
2. Определяют сопротивления естественных заземлителей Re. Использование естественных заземлителей позволяет упростить
§ 7-4] Заземляющие устройства в установках высокого напряжения 569
конструкцию заземляющего устройства, уменьшить количество искусственных заземлителей, а иногда совсем не применять их.
Сопротивление естественных заземлителей определяют путем замера в конкретной установке. Значения их приблизительно могут быть такими: стальная водопроводная труба 2—4 Ом; металлическая оболочка кабеля 2—3 Ом; система трос — опора 2,5—3 Ом. Сопротивление фундаментов опор открытого РУ определяется расчетом [7-4].
Если Ra<Z R3, то вертикальных заземлителей не требуется, на территории прокладывается горизонтальный заземлитель (обычно полоса), который не менее чем в двух точках связывается с естественным заземлителем.
Если Re > R3, то необходимо сооружение искусственных заземлителей, сопротивление которых должно быть равно:
(М2)
В качестве искусственных заземлителей применяют вертикальные заземлители — стержни длиной 3—5 м, диаметром 12—20 мм и горизонтальные заземлители — стальные полосы 40 X 4 мм.
3. Определяют расчетное удельное сопротивление грунта:
Ррасч = ^сР» (7*13)
где р — удельное сопротивление грунта, измеренное при нормальной влажности. Некоторые значения р приведены в табл. 7-4; kc — коэффициент сезонности, учитывающий промерзание и просыхание грунта [7-4]. В средних климатических районах (втором, третьем) для вертикальных электродов длиной 3—5 м kz = 1,45 -i- 1,15; для горизонтальных электродов длиной 10—15 м kc = 3,5 4- 2,0.
Таблица 7-4
Удельное сопротивление грунтов
Грунт Удельное сопротивление, Ом«м Грунт Удельное сопротивление, Омм
Песок Супесок Суглинок Глина Садовая земля 400—1000 и более 150—400 40—150 8—70 40 Торф Чернозем Мергель, известняк Скалистый грунт 20 10—50 1000—2000 2000—4000
4. Определяют предварительно конфигурацию заземлителя с учетом его размещения на отведенной территории, причем расстояние между вертикальными заземлителями принимается не менее их длины. По плану заземляющего устройства определяются предвари-
19 Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин
570
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
тельное количество вертикальных заземлителей и длина горизонтальных заземлителей.
5. Определяют сопротивление, Ом, одного вертикального заземлителя (стержня):
0,366ррасч f 21 1 4/-pZ\
Г" I \ g ~d + 2 g 47=7// ’
(7-14)
где ррасч — расчетное удельное сопротивление грунта, Ом -м; I — длина стержня, м; d — диаметр стержня, м; t — глубина заложения, равная расстоянию от поверхности земли до середины заземлителя, м.
6. Определяют количество вертикальных заземлителей:
/г — _______
в ЯискПв’
(7-15)
где 7]„ — коэффициент использования вертикальных заземлителей, зависящий от расстояния между ними а, их длины и количества (табл. 7-5).
Таблица 7-5
Коэффициенты использования вертикальных заземлителей, размещенных по контуру без учета влияния полосы связи
Отношение расстояния между япземлителями к их длине all Число электродов Отношение расстояния между заземлителями к их длине all Число электродов л8 ”в
1 , 4 0,66—0,72 2 20 0,61—0,66
б 0,58—0,65 40 0,55—0,61
10 0 52 0 58 60 0,52—0,58
20 0,44—0,50
40 0,38—0,44 3 4 0,84—0,86
60 0,36—0,42 6 10 0,78—0,82 0,74—0,78
2 4 0,76—0,80 20 0,68—0,73
6 0,71—0,75 40 0,64—0,69
• 10 0,66—0,71 60 0,62—0,67
заземлителей
горизонтальных
сопротивление
7. Определяют
(соединительной полосы контура), Ом:
о,ЗС6Ррасч 2Р -----------1g
(7-16)
где I — длина полосы, м; b — ширина полосы, м; t — глубина заложения, м; ррасч — расчетное сопротивление земли для горизонтальных заземлителей (см. п. 3).
§ 7-4] Заземляющие устройства в установках высокого напряжения 571
С учетом коэффициента использования сопротивление полосы
= (7‘17)
где т|г — коэффициент использования по табл. 7-6.
Таблица 7-6
Коэффициент использования соединительной полосы в контуре из вертикальных электродов т]г
Отношение расстояния между заземлителями к их длине а/1 Число вертикальных заземлителей
4 е 8 10 20 30 50
1 0,45 0,40 0,36 0,34 0,27 0,24 0,21
2 0,55 0,48 0,43 0,40 0,32 0,30 0,28
3 0,70 0,64 0,60 0,56 0,45 0,41 0,37
вертикальных за-
8. Определяют необходимое сопротивление землителей с учетом использования соединительной полосы:
(7-18)
9. Определяют уточненное количество вертикальных заземлителей:
п' — " а
где т]ц — уточненное значение коэффициента использования.
На основе результатов расчета уточняют конфигурацию заземляющего устройства.
Пример 7-2. Задание. Рассчитать заземляющее устройство подстанции 35/6 кВ, находящейся во второй климатической зоне. Сети 35 и 6 кВ работают с незаземленной нейтралью. На стороне 35 кВ /3 = 8 А, на стороне 6 кВ /3 = = 25 А. Собственные нужды подстанции получают питание от трансформатора 6/0,4 кВ с заземленной нейтралью на стороне 0,4 кВ. Естественных заземлителей нет. Удельное сопротивление земли при нормальной влажности р = 86 Ом-м. Оборудование подстанции занимает площадь 18 X 8 м.
Решение. Сопротивления заземляющего устройства для установок 35 кВ по (7-10)
_ 250 _ 250 ЛзЬа /3 — 8
Сопротивление заземляющего устройства для установок 6 кВ по (7-10)
D 250 250
^^-^=10 =1° Ом-
Сопротивление заземляющего устройства нейтрали трансформатора-на стороне 0,4 кВ согласно [1-12] должно быть не более 4 Ои.
19*
= 31,4 Ом.
572
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
Таким образом, последнее требование является определяющим для расчета: В3 sg 4 Ом.
Заземляющее устройство выполняем в виде контура из полосы 40 X 4 мм, 0,7 м вокруг оборудования подстанции, и стержней длиной 5м и диаметром 12 мм на расстоянии друг от друга 5м. Общая длина полосы 60 м, предварительное количество стержней 12 (рис. 7-28).
Сопротивление одного стержня по (7-14) 0,366-108 ги- —-5
проложенной на глубине
7 2 3
I 2-5 ,1,4-3,!
\ 6 12-Ю-з + 2 g4-3,!
= 24,4 Ом;
здесь рРасч=^сР= 1,25-86 = 108 Ом-м, где kz определен по табл. 8-2 [7-4] для второго климатического района.
Необходимое количество стержней по (7-15)
п = -Г” - = =112
“в — р „ Л . л 47 11 ,z’
Рис. 7-28. План заземляющего устройства к примеру 7-2,
1 — площадь, занятая оборудованием (18X8 м2);
2 — заземляющий контур (20 м X 10 м); 3 — ограждение подстанции.
где п» = 0.57 определено по табл. 7-5 для all — = 1,п = 12.
Сопротивление заземляющей полосы по (7-16)
_0,366Рр1сч 21з _ 0,366 - 3 - 86 _2 - 60а _ .
Гг------1 8 Ы ~ 60 40-10-3-0,7 ’ '
здесь Ррасч — К Р = 3-86, гДе kc определен по табл. 8-2 [7-4].
Сопротивление полосы н контуре из 12 вертикальных электродов
^г = -=тДЙй = 26,8 Ом, г Т]г 0,326
где т]г = 0,326 определено по табл. 7-6 для all — 1 и п = 12.
Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей по (7-18)
Уточненное количество стержней гв 24,4
"«= «X ~4-7 • °-57 ~ 9,13‘
Таким образом, окончательно принимаем п = 10, т. е. двух стержней в торцах подстанции не устанавливаем.
в) Расчет заземляющих устройств в установках НО кВ и выше с эффективно-заземленной нейтралью
Согласно ПУЭ (1966 г.) расчет заземляющих устройств в установках ПО кВ и выше производится по допустимому сопротивлению заземления R3 = 0,5 Ом. Это приводило к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении
§ 7-4] Заземляющие устройства в установках высокого напряжения 573
заземляющих устройств для подстанций небольшой площадью, не имеющих естественных заземлителей. Опыт эксплуатации распределительных устройств 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения, а не величины R3 [7-5, 7-6]. Обоснованием этого служат следующие соображения. В момент прикосновения человека к заземленному оборудованию, находящемуся под потенциалом (см. рис. 7-27), часть сопротивления заземлителя шунтируется сопротивлением тела человека 7?ч и сопротивлением растеканию тока от ступней в землю Rc. На тело человека фактически будет действовать напряжение
U4 = Unp-U<, (7-19)
где Uz — I4RC — падение напряжения в сопротивлении растеканию с двух ступней человека в землю.
Если принять ступню за диск радиусом 8 см, то
О __ Гро. С _ Рв. с _ 1 (-
2 • 4г 8 0,08 ,Рв’с’
где р„, с — удельное сопротивление верхнего слоя земли, Ом -м; г — радиус ступни, м.
Ток, протекающий через человека, _ипр-ис 7ч R4 '
Опасность поражения зависит от тока и его длительности протекания через тело человека. Согласно принятым в Советском Союзе нормам [7-7] допустимый~ток определяется:
Длительность воздействия, с .......... 0,1 0,2 0,5 0,7 1,0
Допустимый ток, мА................ 500 250 100 75 65
Зная допустимый ток, можно из (7-19) найти допустимое напряжение прикосновения:
ГЛР=С ГЧ7?Ч + £7С.
Подставляя значения Uc и Rc, получаем:
1,5/чрв.с. (7-20)
Так, например, если. R4 = 1000 Ом, удельное сопротивление верхнего слоя почвы р„, с = 1000 Ом -м, время воздействия тока 0,5 с, то, найдя /ч, доп = Ю0 мА — 0.1 А. определяем:
С/пр<0,1-1000 + 1,5 0,1 1000 = 250 В.
Из (7-20) видно, что чем больше рв> с, тем большее напряжение прикосновения можно допустить. Приняв некоторую среднюю величину рп, с, можно рекомендовать для расчетов допустимые напряжения прикосновения [7-5]:
Длительность воздействия, с ..... .До 0,1 0,2 0,5 0,7 1,0 Более 1 до 3 Наибольшее допустимое напряжение
прикосновения, В ............ 500 400 200 130 100 65.
574
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
За расчетную длительность воздействия тв принято:
Ч — tp, 3 4“ to, в> где tp. з — время действия релейной защиты.
Для рабочих мест, где персонал прикасается к заземленным частям при оперативных переключениях, принимается время действия резервной защиты, для остальных мест — время действия основной защиты; tOfB — полное время отключения выключателя.
Заземляющее устройство, выполненное по нормам напряжения прикосновения, должно обеспечить в любое время года ограничение L/np до нормированного значения в пределах всей территории под-
А у Рг
т ь
Рис. 7-29.» К расчету сложных заземлителей.
а — заземляющее устройство подстанции; б— расчетная модель.
станции, а напряжение на заземляющем устройстве U3 должно быть не выше 10 кВ. Если U3 >5 4- 10 кВ, необходимо принять меры по защите изоляции отходящих кабелей и предотвращению выноса высокого потенциала за пределы электроустановки.
Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом (рис. 7-29, а). Расстояние между полосами должно быть не более 30 м. Расчет сложного по конфигурации заземлителя методом, изложенным в § 7-4, б, дает значительные ошибки.
Рекомендуются различные методы расчета сложных заземлителей [1-6]. Рассмотрим здесь один из них [7-4].
Сложный заземлитель заменяется расчетной квадратной моделью (рис. 7-29, б) при условии равенства их площадей S, общей дли
§ 7-4] Заземляющие устройства в установках высокого напряжения 575
ны Lr горизонтальных проводников, глубины их заложения t, числа и длины вертикальных заземлителей и глубины их заложения. В реальных условиях удельное сопротивление грунта неодинаково по глубине. Как правило, верхние слои имеют большее удельное сопротивление, а нижние, увлажненные слои — меньшее сопротивление. В расчетах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний толщиной h± с удельным сопротивлением рп нижний с удельным сопротивлением р2. Величины ръ р2, /гх принимаются на основе замеров с учетом сезонного коэффициента &с.
Расчет производится в следующем порядке:
1. Зная наибольшее допустимое напряжение прикосновения по (7-9), определяем напряжение на заземлителе:
(7-21) «П
где k„ — коэффициент напряжения прикосновения; для сложных заземлителей определяется по формуле
= / iBLr М>Л5 ’ (7-22)
где 1В — длина вертикального заземлителя, м; Lr — длина горизонтальных заземлителей, м; а — расстояние между вертикальными заземлителями, м; S — площадь заземляющего устройства, м2; М'—параметр, зависящий от pj/p2 следующим образом:
р,/р2........0,5 I 2 3 4 5 6 7 8 10
М........... 0,36 0,50 0,62 0,69 0,72 0,75 0,77 0,79 0,80 0,82
Р — коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека /?ч и сопротивлению растекания тока от ступней Rz:
»-я£л;- <7-23>
В расчетах принимают R4 = 1000 Ом; 7?с = 1,5 рв.с.
2. Так как U3 = I3R3, то сопротивление заземляющего устройства должно быть, Ом:
^з,доп< 73 . (7-24)
1 3
где 13 — расчетный ток однофазного к. з. в рассматриваемой установке.
3. Определяют общее сопротивление естественных заземлителей, Ом:
------—, (7-25)
7каб Гф Гс, т, 0
576
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
где гкаП — сопротивление растеканию тока кабелей; гф — сопротивление растеканию тока фундаментов; гс.т, о— сопротивление растеканию тока системы трос — опоры (см. 17-4]).
Если /?Р< доп, то сооружается только сетка из горизонтальных полос, если > /?з. ДО11, то необходимо сооружение искусственного заземлителя, сопротивление которого определяется по (7-12).
4. Определяют общее сопротивление сложного заземлителя, преобразованного в расчетную модель (рис. 7-29, б), Ом:
1 S + — 7-г + (7-26)
где А =, fo,444 —0,84 1 Г S ) при 0sg^<0,l; 1 I'S (7-27)
А = (0,385 -0,25 при 0,1 ^^±4^0,5; ‘ |А$ (7-28)
рэ — эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом «м
(табл. 7-7); La — общая длина вертикальных заземлителей; LB =
Таблица 7-7
Относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальными заземлителями
Pl/Pa Относительная толщина слоя — /)ДВ
0,025 0,05 0,1 0,2 0.4 0.8 0,95
1 1-4 1 1 1 1 1 1 1
2 1 1,02 1,03 1,05 1,1 1.13 1,3 1,4
2 1,03 1,07 1,1 1,13 1,15 1,32 1,5
4 1,05 1,17 1,13 1,15 1,2 1,38 1,6
5 1 1,05 1,1 1,15 1,22 1,35 1,86 2,4
2 1,22 1,26 1,35 1,43 1,54 2,12 2.7
4 1,33 1,41 1,5 1,65 1,83 2,6 3,5
10 1 1.1 1,2 1,28 1,38 1,62 2,5 3,7
2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,8 2,75 5,5
4 1,52 1,7 1,88 2,08 2,33 3,52 6.0
0,125 0,5—4 0,95 0,9 0,8 0,7 0,62 0,54 0,52
0,25 0,5—4 0,97 0,93 0,85 0,78 0,71 0,65 0,64
0,5 0,5—4 0,99 0,96 0,92 0,88 0,83 0,79 0,77
Полученное значение 7?., должно быть меньше /?3> доп или 7?„ск.
Если сопротивление заземлителя превышает требуемые величины, то необходимо увеличение площади S, длины Lr, числа вертикальных заземлителей пв и их длины. Все это приводит к дополнительным расходам и на подстанциях трудно осуществимо. Эффек-
§ 7-4] Заземляющие устройства в установках высокого напряжения 577
тпвной мерой уменьшения опасности прикосновения является подсыпка гравия или щебня слоем 0,15—0,2 м по всей территории ОРУ. Удельное сопротивление верхнего слоя при этом резко возрастает (5000—10 000 Ом -м), что снижает ток, проходящий через человека, так как возрастает сопротивление растеканию тока со ступней Rc. В расчете соответственно уменьшается коэффициент [3 и увеличивается допустимое сопротивление заземляющего устройства.
Пример 7-3. Задание. Рассчитать заземляющее устройство для КТП 110/6 кВ площадью 12 X 20 м3; pj = 500 Ом-м (с учетом промерзания); ht = 2 м; р2 = “ 60 Ом-м; t — 0,7 м; /„ = 5 м; ф, 3 = 0,12 с; t0. „ = 0,08 с; ток замыкания на землю при однофазном к. з. па рассматриваемой подстанции /3 = 1,9 кА. Естественных заземлителей нет.
Решение. Для т„ — 0,12 + 0,08 = 0,2 с находим U,,n ЛОп — 400 В,
По (7-22) ’ р
_ Л/р 0,806-0,57
к и — ~........ = ~?—гттт:---Г-."—- — 0,10,
л/р
0,13
здесь А1 = 0,805 при рд/р2 = 500/60 = 8,3;
,, 1000 1000
Lc --= 125 м по По (7-21)
'* 1000 + 1,5р„,с 1000+1,5-500 ~ °-57;
плану (рис. 7-29, а).
U.
^пр. ДОИ
что в пределах По (7-24)
допустимого
(меньше
= Л22. — 2222 В, 0,18 '
10 кВ).
_ /.<
3. доп —
1 3
2222 , „
1900 ~ ’"3 °М'
Действительный план за(виляющего устройства (рис. 7-29, а) преобразуем в расчетную квадратную модель (рис. 7-29, б) со стороной
12-20=15,5 м.
Число
ячеек по стороне квадрата
/-г , 125
«г = —7 - 1 ----------------1 = 3,03;
2/5 2-15,5
m = 3.
полос в расчетной модели
L'V = 2VS (m+l) = 2-15,5-4 = 124 м.
сторон ячейки
б = 1^5. = 5,17 м>
Число вертикальных заземлителей по периметру контура при условии а/1а = 1 15-4 "" —ГТ~
принимаем Длина
Длина
12,4;
принимаем пв = 12.
578
Вспомогательные устройства
[Гл. 7
Общая длина вертикальных заземлителей
Lb = ^ii"b = 5 12 = 00 м.
Относительная глубина
= 5 + 0’7 = 0,368 > 0,1, I' S 15,5
тогда по (7-28)
А -- 0,385 - 0,25 1- = 0,385 — 0,25 5 t — = 0,293.
fS 15,5
По табл. 7-7 для fh/p2 = 8,3; а/1в = 1;
hi— t 2 — 0,7 5
= 0,26
определяем рэ/р, — 1,4, тогда рэ = 1,4 р., — 1,4 60 = По(7-2б)
Я3 = А 4’- Ч-----= 0,293 -8- 4
|/S Lr + LB 15,5
84 Ом-м,
81
= 2,041 Ом, 15,5 124 + 60
что больше /?3. доп = 1.23 Ом.
Найдем напряжение прикосновения"
i/np = A’„/3/?3=0,18-1900.2,044=699 Р,
что больше допустимого значения 400 В.
1 [еобходнмо принять меры для снижения (/пр путем расширения заземляющего устройства за территорию подстанции пли путем использования естественных заземлителей.
Допустим, что на подстанции могут быть использованы естественные заземлители системы трос — опоры линии ПО кВ общим сопротивлением 2 Ом, Тогда необходимое сопротивление искусственных заземлителей по (7-12)
^иск
^р/?з.Доп _ 2-1,23
Яе-Яз.доп 2-1,23
= 3,19 Ом.
Таити образом, сопротивление заземляющего контура подстанции удовлетворяет требованию
^3 < ^ИСК"
Общее сопротивление заземляющего устройства подстанции с учетом естественных заземлителей
_ 2,044-2
ДН .'Л, - 2,044 + 2
= 1,01 Ом,
тогда напряжение прикосновения
7/„=/г,,//?; = 0,18-1900-1,01 =345 В, lip II 3 -з *
что меньше допустимого значения 400 В.
Возможен другой путь уменьшения (71|р. Применим подсыпку слоем гравия
толщиной 0,2 м по всей территории подстанции, Удельное сопротивление верхнего
§ 7-4] Заземляющие устройства в установках высокого напряжения 579
слоя почвы (гравия) в этом случае будет рв. с = 3000 Ом-м, тогда
о 1000 о 10.
р 1000+1,5-3000
М р 0 806-0,18 АПС,
= ШГуй» = 7 5-125- у-» = 0’0и7>
Uvs/ +)/12-20/
Подсыпка гравием не влияет на растекание тока с заземляющего устройства, так как глубина заложения заземлителей 0,7 м больше толщины слоя гравия, поэтому соотношение Pi/р2 и величина Л4 остаются неизменными,
По (7 21)
‘'-гаг-™17 в'
По (7-24)
7017
/?з,доп =7900 = 3,69 Ом,
что меньше R1 — 2,044 Ом
Напряжение прикосновения
Ullp = kJ3R3^= 0,057- 1900 2,044 =221 В, что больше допустимого.
Из расчета видно, как эффективна подсыпка гравием на территории ОРУ.
Определим максимально допустимый ток однофазного к. з. на данной подстанции’
I ______^пр.доп_____'ЮР______4433 А
- () и57.2>(J44 - А-
При больших токах к. з. необходимо снижение величины R3 за счет учащения сетки полос пли дополнительных вертикальных электродов.
Более подробно расчет заземляющих устройств рассмотрен в 17-4, 7-8].
580
Приложения
ПРИЛОЖЕНИЯ
П1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ОСНОВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ аппаратов выпи: |ооо в
Т а б л и ц а П1-1
Разъединители
Тип Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Амплитуда предельного сквозного тока к. з., кА Термическая стойкость /допу сти мое время, кА/с Тип привода
главных ножей заземляющих ножей главных ножей заземляющих ножей
Для в и у т р е иней устав О В К И
РВ, РВФ 6, 10 400 50 .—- 16/4 —- ПР-10,
630 60 — 20/4 — ПР-11
1000 120 — 40/4 .—•
РВЗ 6, 10 400 50 — 16/4 — ПР-10,
оз0 60 — 20/4 -— ПР-1'
ЮиО 81 — 40/4 —
РВР (3) 10 2000 85 —- 31,5/4 — ПЧ-50,
40U0 125 — 45/4 — ПДВ-УЗ
20 6300 220 — 80/4 ПДВ-ГУЗ,
PDP (3) 8000 300 — 112/4 — 114-50
10 2000 200 .. 60/10 — ПР-3
РВК 35 2000 115 — 65/10 — ПЧ-50, ПР-
РВК 20 12 500 ПД-12УЗ
РВП (3) 35 630 42 — 16/4 — ПР-3
РВ, РВ (3) 1000 80 — 31,5/4 •— ПР-3
Для наружной установки —
РИД. РНД(З) 35 1000 64 — 25/4 — ПР-180-1/1
2000 84 84 31,5/4 31,5/4
3200 84 84 31,5/4 31,5/4
ПО 100(1 80 — 31/3 — ПР-180-У1
2000 100 — 40/3 —
3200 128 128 50/3 50/1
220 1000 64 64 25/3 25/1 ПР-180-У1,
2000 100 100 40/3 40/1 ПДН-1
3200 128 128 50/3 50/1
РНД, РНД(З) 330 3200 160 ——- 63/2 — - ПДН-1
500 3200 160 — 63/2 — ПДН-1
РНВ, РНВ(З) 500 2000 45 45 13,5/10 13,5/10 ИДИ
7э0 2000
4000 1
РПН 220 2000 160 ,— — — III —
3200 160
330 2000 160
3200 160
500 2000 160
750 4000 160
Приложения
581
Продолжение табл. П1-1
Тип Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Амплитуда предельного сквозного тока к. з., кА Термическая стой-кость/допусти мое время, КА/с Тип привода
главных ножей заземляющих ножей главных ножей заземляющих ножей
ЗР-10УЗ 10 235 90/1 —
ЗР-24УЗ 24 — 235 .—- 90/1 .—• ПЧ 50
ЗР-35УЗ 35 — 235 — 90/1 —
ЗОН ПО 400 10 — 4/10 — ПРН-1
Примечание: 1. Полное обозначение типа разъединителя включает .ток и напряжение, например РВ-6/400 = б кВ, ^иом~400 Л).
2. Для разъединителей с заземляющими ножами указывается количество их: РВР(3)-1-10/2000УЗ, РНД(3)-2-220/2000У 1. Буквы после цифр означают: У—для работы в умеренном климате; 3 —для закрытых РУ; 1-для открытых РУ.
3. ЗР—заземляющие разъединители для закрытых токопроводов.
4. ЗОН заземляющий однополюсный разъединитель для заземления нейтралей трансформаторов.
Таблица II1-2 Кироткозамыкатели
Тип Номинальное напряжение, кВ Амплитуда предельного сквозного тока к. з., кА Термическая стойкость/время, кЛ/с Полное время включения, с Привод
КЗ-35 35 42 14,7/3 0,4 ПРК-1У1
КЗ-110 ПО 42 13,3/3 0,4 ПРК-1У1
К 3-220 220 34 13,3/3 0,4 ПРК-1У1
КЭ-110* 110 /0 27,5/3 <',15 ППК
КЭ-220 Отделители 220 70 27,5/3 0,15 Та( ППК 5 л и и а ПЬЗ
Тип Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Амплитуда предельного сквозного тока главных ножей, кА Термическая стойкость, главных ножей/время, кА/с Полное время отключения, с Привод
ОД-35/630 35 630 80 12,5/4 0,5 ПРО-1У1
ОД-Н0М/630 ПО 630 80 22/3 0,5 ПРО-1 У1
ОД-П0У/1000 ПО 1000 80 31,5/3 0,4 -0,5 ПРО-1У1
ОД-220М/630 220 630 80 22/3 0,7 ПРО-1 У1
ОД-220М/1000 220 loot 80 27,4/3 0,7 ПРО-1 У1
03-10/100* НО 1000 70 27,5/3 п.15 ПВО
03-220/1000* 220 1000 70 27,5/3 0,15 ппо
* Технические данные Великолукского завода высоковольтной аппаратуры.
Примечание. Отделители 35 и 110 кВ могут иметь один или два еаземляющих ножа.
Таблица П1-4
Выключатели
СО Предельный ЮК емя <А/с О ч>
о . "1? сквозной ток, кА ЯП й /в pi Я, 1 2 ч 5 О "
Тип ом иналы । при женj омивалы к, А омнналы •к откЛЮ in, кА ей стающее гаченне L 5 ? ре дельт тмическо ГОЙК0СТН ротекани ремя вк. ия, с о х о S - (У к обетвоии ремя отк ейияг с 1 Привод
X — ‘ г- С 1 о с со я ей я О = -
Масляные баковые С-35М-630-10У1 35 630 10 •о 26 10/3 0,4 0,08 0,05 ШПЭ 12
МКП-.35-1000-25 35 1000 25 25 64 25/4 0,4 0,08 0,05 И1ПЭ-31
МКП-110М-630-20 110 630 20 20 52 20/3 0,5 0,08 0,04 ШПЭ 33
М КП-11 ОМ-1000-20 110 1000 20 20 52 20/3 0,5 0,08 0,04 Ц1ПЭ-33
У-110-2000-40У1 110 2000 40 40 102 40/3 0,8 0,0» 0,06 Ш11Э-44-У1
У-110-2000-50У1 НО 2000 50 50 135 50/3 0,32 0,08 0,06 Ш11Э-46
У-220-1000-25-У1 220 1000 25 25 64 25/3 0,8/0,45 0,08 0,06 ШПЭ-44П ШПЭ-45П
У-220-2000-25-У1 220 2000 25 25 64 25/3 0,8/0,45 0,08 0,05 ШПЭ-44П, Ш11Э-45Г1
У-220-2000-40 220 2000 40 40 102 40/3 0,45 0,08 0,045 ШПВ-46П
Воздушные ВВГ-20-160 12500УЗ 20 12 500 160 160 410 160/4 0,1 0,14 0,12 ШРПФ-ЗМ
ВВГ-20-160/20000УЗ 20 20 000 260 160 410 160/4 0,1 0 14 о,12 ШРПФ-ЗМ
ВВУ-35-40-2000У1 35 2 000 40 40 100 40/3 0,13 0,07 0,05 ШРНА
ВВУ-35-4О-3200У 1 ВБ БМ-11 ОБ-31,5-2000У1 35 НО 3 200 2 000 40 31,5 40 35 100 90 40/3 35/3 0,13 0,15 0,07 0,07 0,05 0,05 ШРНА ШРНА
ВВБ-220-31.5-2000У1 220 2 000 31,5 31,5 80 31,5/3 0,20 0,08 0,06 ШРНА
ВВБ-330-35.5-2000У1 330 2 000 35,5 35,5 90 35,5/3 0,25 0,08 6,06 ШРНА
ВВБ-330-40-3200У1 330 3 200 40 40 102 40/2 0,25 0,08 0,06 ШРНА
ВВБ-500-35,5-2000У 1 500 2 000 35,5 35,5 90 35,5/2 0,25 0,08 0,0о ШРНА
ВВБ-750 40-200У1 750 3 200 40 40 102 40/2 0,11 0,06 0,04 ШР
ВПВ-330-3200-40У1 330 3 200 40 40 102 40/2 0,1 0,04 0,025 —
Продолжение табл. П1-4
Тип Ном и и алыюе напряжение. кВ Номинальный ток. А Номинальный ток отключения, кА Предельный сквозной ток, кА Предельный ток термической стойкости/время протекания. кЛ/с Время включения, с Время отключения, с Собствен вое время отключения, с Привод
Действующее значение Амплитуда
В НВ 330-3300-63У1 330 3200 63 63 160 63/2 0,1 0,04 0.025
ВНВ-500 200 40 500 3200 40 40 102 40/2 0,1 0,04 0,025 —
ВН В-500-3200-63 500 3200 63 63 160 63/2 0,1 0,04 0,025 —
ЗН В 750-3200-40 Маломасляные 750 3200 40 40 102 40/2 0,1 0,04 0,025 —
ВМГ-10-630-20УЗ 10 630 20 20 52 20/4 0.3 0.12 0,1 ПП-67;ПЭ-11
ВМГ-10-1000-20УЗ 10 1000 20 20 52 20/4 0.3 0.14 0,12 ПП-67;ПЭ-11
ВМП-10-630-20 10 630 630 20 20 64 20/4 0,3 0,12 0,1 ПЭ-11
ВМПП, ВМПЭ-20УЗ 10 1000 1600 630 20 20 52 20/4 0,3 0,12 0,1/0,09 Встроенный
ВМПП. ВМПЭ-31,5УЗ 10 1000 1600 3200 3200 31,5 31,5 80 31,5/4 0,3 0,12 0,1/0,09 Встроенный
МГГ-10-45УЗ 10 4000 5000 45 70 120 42/5 0,4 0,16 0,12 ПЭ-2
МГГ-10-5000-63КУЗ 10 5000 63 87 150 58/5 0,4 0,16 0,1 ПЭ-21
МГУ-20-90/6300УЗ 20 6 300 90 105 300 87/4 0,7 0,2 0,15 ПС-31
МГУ-20-90/9500 20 9 500 90 ’.05 300 S7/4 0,7 0,2 0,15 ПС-31
ВМП-20-90/11200УЗ 20 11 200 90 125 320 87/4 0,7 0,2 0,15 ПС-31
ВМК-35Э-1000/16 35 1 000 16 26 4о 16,5/4 0,11 0,08 0,05 Встроенный
582 Приложения Приложения
584
Приложения
П 2. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
Таблица П2-1
Трансформаторы трехфазные до 35 кВ включительно (по ГОСТ 11920—73)
Тип трансформатора Номинал ь-н а я мощность, кВА Верхний предел поминальных напряжений, кВ Потери, кВт "к-% % Максимальные размеры, м Полная масса, т
ВН НН ДР X Дли. на Ши- рина Полная высота
Т р е х ф а з н ы е д о 35 к Е включительно.
ТМ 1000 10 0,69 2,45 12,2 5,5 1.1 2,7 1,75 З.о 5,0
35 10,5 2,75 11,6 6,5 1,5 2,7 1,57 3,15 6,0
ТМН 1000 10 0,69 2.4 12,2 5,5 1,4 3,45 2,0 3,4 8,0
35 11,0 2,75 11,6 6,5 1,5 3,7 1,85 3,8 8,1
ТМ 1600 10 6,3 3,3 16,5 5,5 1,3 2,45 2,3 3,4 70
35 П 3,65 16,5 6,5 1,4 2,65 2,3 3,4 7,1
ТМ 2500 10 6,3 4,6 23,5 5,5 1,0 3.5 2,26 3,6 8
35 П 5,1 23,5 6,5 1,1 3,8 2,45 3,8 9,6
ТМН 2500 10 6,3 4,6 23,5 5,5 1,0 3,65 2,23 4,0 12,2
35 11 5,1 23,5 6,5 U 3,7 3,5 4,0 12,3
ТМ -1000 10 6,3 6,4 33,5 6,5 0,9 3,9 3,65 3.9 13,2
35 11 6,7 33,5 7,5 1,0 3,9 3,65 3,9 13,2
ТМ 6300 10 6,3 0,0 46,5 6,5 0,8 4,3 3,7 4,05 17,3
35 И 9,1 46,5 7,5 0,9 4,3 3,7 1,05 14,4
ТМН 6300 10 6,3 9,0 46,5 6,5 0.8 4,1 3,65 4,2 19
35 11 9,4 46,5 7,5 0,9 4,15 3,65 4,4 19,6
тл 10 000 38,5 10,5 11,5 65 7,5 0.8 3,0 3,76 4,35 21.8
ТД 16 000 38,5 10,5 21 90 з 0.6 3,95 3,97 4,86 31,2
ТД 40 000 38,5 10,5 36 165 8.5 0,4 5,3 4,4 5.7 52,3
гдц 80 000 38,5 10,5 60 280 9,5 0,3 5,9 4,5 6,05 78,5
С повышенным н шр яжением к. 3.
ТМС 1 000 10,5 0.525 2,75 12,2 8 1,5 2,7 1,57 3,15 6,0
ТМ1IC 6 300 10,5 6.3 9,4 46,5 8 0,9 4,12 3,61 4,2 18,2
ТДНС 10 000 36,75 6,3 14,5 85 14 08 4,5 3,9 5,6 30
тднс 16 000 36,75 6,3 21 100 10 0,6 5,6 4 6 39
It Р и м е ч а и н я: I. Трансформаторы ТМ и ТД выполняются с ШИ! Е 2X2.5%.
2. Трансформаторы ТМИ и ТДН выполняются с РПН: от 1000 до 6300 кВ А при ВН 6 н 10 кВ !, 10% — не менее ±8 ступеней; при ВН 20 и 35 кВ ±9% — не менее +6 ступеней; от 10000 до ЬООЭО кВ'А ч- 12% — не менее +8 ступеней.
П риложения
585
Таблица П2-2
Трансформаторы трехфазные до 35 кВ включительно с расщепленной обмоткой НН
Тип трансформатора ная кВ* А Напряжен ис обмотки, кВ Потери, кВт "к- % о ° И Максимальные размеры, м Полная масса, т
Номиналь о к ? о S X ш S I к О, <1 м О. <3 К Я я и НН,-НН. Длина Ширина Полная высота
ТРДНС 25 0С0 10.5 15,75 18; 20; 26,75 6.3—6.3 6,3—10,5 1и,5—1и,5 25 115 9,5 15 0,5 6.5 4,3 5,35 55
ТРДНС 32 С00 15,75 20; 24 36,75 6.3—6,3 6.3—10.5 10,5—10,5 30 145 11,5 20 0,45 6,5 4,3 5,35 61,0
ТРДНС 40 000 15,75 20; 21 36,75 6.3-6,3 6.3—10.5 10,5—10,5 36 170 11,5 20 0,40 6,8 4,5 5,5 75
ТРДНС 63 000 20; 24 36,75 6.3—6,3 6,3-10.5 10,5-10,5 50 250 11,5 20 0,35 7.0 4,6 6,1 91
ТРДНС ил и ТРДЦНС 80 000 24 27 36.75 6,3—6.3 6.3—10.5 10,5—10,5 62 500 11,5 20 0,30 — — — —
мощпости обмотки низшего
Примечание. Величина uR, ВН НИ отнесена к напряжения 5НП1 .= SII11L, - 0.5 Sn0M.
Таблица П2-3
Трансформаторы грехфазные двухобмоточныс класса напряжения ПО кВ (по ГОСТ 12965-74)
Тип тпансАопма- тора Номинальная мощность, кВ-А Верхний предел номинальных напряжен пи, кВ Потер!!, кВт Ьй 3 а О'- X Максимальные размеры, м Полная масса, т
на НН X о. <3 О. <3 Длина Ширина Полная высота
ТМН 2500 115 22 6,5 22 10,5 1.5 5,1 ,3.5 4,1 24,5
ТМН 6300 115 11 11,5 48 10,5 1,0 6.1 3,2 5,15 37.3
тдн 10 000 115 11 15.5 60 10,5 0.9 6,28 3.4 5,4 42,0
ТДН 1G (jOO 115 22 24 85 10.5 0,85 6.9 4,5 6,33 54.5
ТРДН 25 000 115 10.5—10,5 30 120 1".О 0.8 6,58 4,65 5,82 67,2
трдн 32 000 115 10,5-10,5 40 145 10,0 0,75
ТРДН 40 000 115 10.5-10.5 50 160 10,0 0,7 6.9 4,85 6,2 27,0
ГР ДИН 63 000 115 10,5—10,5 70 245 10.5 0.65 8,4 4,45 6,4 28,5
трДцн 80 000 115 10,5—10,5 85 310 10,0 0,6
Г 1 40 000 121 10 5 50 160 10,5 1.7 —.
ГД 80 000 121 13,8 85 зю 10.5 0.6 7.8 5,4 7 110
тдц 125 000 1"| 13,8 120 400 10,5 0.55 8 4,/ 7 ИЗ
3 ДЦ 200 000 121 18,0 170 550 10.5 0.5 7.6 3,5 7,1 187
ТДЦ 250 000 121 15,75 200 G40 10,5 0.5 —
ТДЦ 400 000 121 20,0 320 900 10,5 0,8 11,8 3,8 7,8 297
Примечали я: 1. Трансформаторы 32 000 и 40 000 кВ* А могу г выполняться с повышенным значением «к = 16%.
2. Трансформаторы с РИМ имеют регулирование в нейтрали ВН t 9X1»7S% (трансформаторы 2500 кВ-A нм-ют РПН на стороне НН -|- 10x1.Oft. — 8XI.5/Oh
3. Повышающие трансформаторы имеют ПБВ 2X2,5%.
4. Трансформаторы 250 и 400 мВ-А ответвлений не имеют.
Таблица П2-4
Трансформаторы трехфазные трехобмоточные класса напряжения 110 и 35 кВ (по ГОСТ 12965-74 и 11920-73)
Т ип Номиналь- Напряжение, кВ Потери. кВт Н 0/ "к- '» / 0/ 'х’/0 Максимальные размеры, м Полная
трансформатора ность кВ-А ВН СН НН Д₽х ДРк ЬН-СН ВН-НН СН-НН Длина Ширина В ысота полная масса, т
тмтн 6300 115 22; 38,5 6,6; 11 17 58 10,5 17 6 1,2 6,2 3,5 5,4 42
тдтн 10 000 115 22; 38,5 6,6; 11 23 76 10,5 17 6 1,1 6,9 3,75 5,4 52
тдтн 16 000 115 22; 38,5 6,6; 11 32 105 10,5 17 17 10,5 6 6 1,0 1,0 7,2 47 6,2 66
тдтн 25 000 115 11; 22; 38,5 6,3; 10,5 45 140 10,5 17 6 0,9 7,4 4,6 6,4 78
тдтн 40 000 115 11; 22; 38,5 6,3; 10,5 63 200 10,5; 17 17; 10,5 6; 6 0,8 7,5 4,9 6,3 104
тдтн 63 000 115 38,5 6,3: 10,5 87 290 17 10,5 6 0,7 8,2 4,7 7 131
тдцтн <80 000 115 38,5 6,6; 11 102 390 17; 10,5 10,5 17 6; 6 0,6 9,6 4,8 7,2 146
тмтн 6300 3.5 10,5; 13,8 6,3 12 55 ",5 7,5 16,5 1,2 5,2 4,3 4,5 25
тмтн 10 000 36,75 10.5; 13,8; 15,75 6,3 19 75 8 16,5 7,0 1,0 6,0 4,3 5,2 35
тмтн 16 000 36,75 15,75 10,5; 13,8, 6,3 28 115 8 16,5 7,0 0,95 6,5 4,5 5,5 47
имеют РПН е нейтрали обмотки
ВН ± 9X1,73%: трансформаторы с иН 35;
Примечание. Tpai.-'фир маторы с ВН 115 кВ 36,75 кВ имеют РПН ±8X1,5%.
Т а б л и ц а П2-5 Трансформаторы и автотрансформаторы трехфазные класса напряжения 220 кЬ (по ГОСТ 15957-70 и ГОСТ 1754-72) Двухобмоточные
Т ип трансформатора Номинальная мощность, МВ-Л Напряжение, кВ Потери, кВт “к- % /х, % Максимальные размеры м Полная масса, т
ВН НН ДРх ДРк Длина Ширина Высота поли ая
ТРДН* ТРДЦН' ТРДЦН* ТРДЦН ТДЦ тди ТДЦ ТДЦ ТДЦ тц Т п е х о б 32 63 100 160 80 125 200 250 400 630 м о т о Ч Н 1 230 230 230 230 242 242 242 242 242 242 е 6,6—66; 11-1); 6.6-11; 38.5 С.6-6.6; П-П; 6.6—П; 38,5 11-11; 38.5 11 — 11; 38,5 6 3;’10.5: 13,8 Юл; 13,8 13,8; 15.75; 18 13.8, 15,75 15 75; 26 15.75; 20 53 82 115 167 105 135 260 340 330 ЗвО 167 3'0 360 525 320 360 580 651 880 1300 12 12 12 12 И И 11 11 11 12,5 0.9 0.8 0.7 0.6 0,6 0.6 0.45 0,45 0.4 0.35 8,5 8.0 16} 9,5 12,6 1' 7 12.55 12,2 5,5 5,5 6,14 5,6 6,34 5,65 4,48 5,2 8,3 8,6 7Д 7,14 7,1 8.8 7,07 8 Г 135 Н5 249 169 195 248 352 374
Тип трансформатора Номин аль» ная мощность, МВ-А Напряжение, кВ Потерн. кВт Напряжение к. з.» % /х. % Максимальные размеры, м Полная масса.
ВН СН НН ДРх Д₽кВ-С вн-сн ьн-нн сннн Длина Ширина Высота полная
ТД ГН тдтн тдцтн Автотр. АТДТН АТДЦТН АТ ЦНТН АТ Д' {TH АТДЦТН АТДЦТН АТДЦТН ♦Могу 25 40 63 Н С Ф 0 р м <32 63 100 125 160 200 i 250 Г В 3ГОТОвля 230 230 230 а т о 230 230 230 230 230 230 230 тъея 22; 38,5 22; 38,5 38,5 р ы с Р I 121 121 121 121 121 121 121 нерасще 6,6; 11 6,6; 11 11 1Н на стороне 6,6; 11; 38,5 6.6; И; 38.5 6,6; 10.5; 38,5 6,3; 10.5; 38,5 6.3; 10.5; 13,8; 15,76 10.5; 13.8 15.75; 13.S; 10.5; 13.8; 15,75; 38,5 пленной обмоткой НН 50 66 91 С Н в 32 45 75 85 100 125 145 на 38,5 135 240 320 лини и 145 215 260 290 380 430 520 кВ. 12,5 12,5 12,5 ±6X1 11 11 11 11 11 11 11 20 22 2) г% 34 35 31 31 32 32 32 1 6,5 9.5 10,5 21 22 19 19 20 20 20 1,2 1 1 1.0 0.6 0.5 0.5 С .5 0.5 0.5 0,5 10.16 11,1 11,6 10,75 13,1 13,6 5,12 5,4 5,7 5,3 6,0 6,0 .8.4 7,5 7,6 7,65 8,05 8,15 114,3 169 145.6 150 187 255
586 Приложения Приложения 587
Т а б .ч и ц а Л2-6
Трансформаторы и автотрансформаторы трехфазкыс класса напряжения 330 кВ (по ГОСТ 17544-72)
Двухобмоточные трансформаторы
Тип Номинальная мощность, МВ-А Напряжение. кВ Потери. кВт 'к' “ /х. Полная масса, т
ВИ НН ДРХ ДРК
ГРДН 32 330 6.3—6,3; 6,3—10,5; 10,5—10,5; 38,5 82 170 11 0,85 150
ТРДЦН 63 330 6,3—6,3; 6,3—10,5; 10,5—10,5; 33,5 120 265 11 0,7 220
ТРДЦН 125 330 10,5—10,5 180 420 11 0,5 250
тдц 125 347 10,5; 13,8 145 360 и 0.5 —
ТДЦ 200 347 13,8; 15,75; 18 220 560 11 0,45 260
ТД1 250 347 13,8; 15,75 240 605 11 0,45 279
тдц 400 347 15,75; 20 365 810 11 0,4 390
тц 630 317 20 405 1300 и 0,3 800
тц 1000 347 24 450 2150 11,5 0,3 515
Автотрансформаторы
Тип Мощность, МВ-А Напряжение, кВ Потери, кВт «к. % Ток % Полная масса, г
номинальная обмотки НН ВН СН НН 4РК8С ВН-СН вн-нн СН-НН
АТДЦТ Н 63 32 330 115 6,6; 11; 38,5 70 280 10 32 21,5 0,6 150
АТДЦТН 125 63 330 1 15 6,6; 11; 38,5 115 370 Ю 35 22 0,э 211
АТДЦТН 200 80 330 115 6,6; 11; 38,5 180 600 10 34 22,5 0,5 23а
АОДЦТН 83 33 330//3' 230/Уз 10,5; 11; 38,5 — — — — — — —
АОДЦТН 133 33 330/УТ 230/Уз 11; 38,5 — — — — — — —
Таблица П2-7
Трансформаторы двух обмоточные класса напряжения 550 кВ (по ГОСТ 17544-72)
Тип Номинальная мощность, МВ-А Напряжение, кВ Потери, кВт // 0/ “к’ ’ Ц. % Максимальные размеры, м Полная масса, т
ВН НН ЛРх Длина Ширина Полная высота
ТДЦ (ТЦ) 250 525 13,8; 15,75; 20 250 600 13 0,4 — —
ТДЦ (ТЦ) 400 525 13.8; 15,75; 20 386 800 ’3 0,4 17,6 6,0 9,9 388
ТДЦ (ТЦ) 630 525 15.75; 20; 24 500 1300 14 0,35 13,75 7,07 10,3 484
ОРЦ 333 525/УзГ 15,75/15,75: 20—20; 24/24 200 9.50 12,5 0,30 — — — —
оц 417 525/Кз 15,75 255 1180 13 0,30 11,4 4,7 10,2 361
ОРЦ 533 525/ Уз 18/18, 24/24 300 1400 13,5 0,3 11,5 4,45 10,1 331
Таблица II2-8
Автотрансформаторы класса напряжения 500 и 750 кВ
Тип Мощность, кВ-А Напряжение, кВ Потери, кВт л “К- /» /х, %
номинальная обмотки НН ВН СН НН ДРХ ДРкВ-с ВН-СН ВН-НН СН-НН
АТДЦТН 125 50 500 121 6.6; 11; 38.5 150 330 10,5 24 13 0,5
АТДЦТН 250 100 500 121 И; 38,5 250 550 10,5 24 13 0,15
АОДЦТН 167 50 500//3 230/У3 И; 38,5 125 325 9,5 29,3 17,9 0,4
83 15,7а; 20 125 340 9,5 29,3 17,9 0,4
АОДЦТН 167 33 500,Уз ззо-Уз 11; 38,5 70 320 9.5 67 61 0,3
АОЦТН 267 53 500/У 3 230,У 3 11 160 435 8,5 23,9 12,4 0,35
15,75 160 435 8,8 23,9 12,4 0,35
38,5 160 435 8,8 23,9 12,4 0,35
20 160 435 8.8 23,9 12,4 0,35
АОЦТН 417 83 .500/ V 3 230/УЗ 11; 38,5; 20 250 760 8,5 24 12,5 0,25
АОДЦТН 417 120 750/Уз 500,У3 10,65 180 770 9,65 63,5 51 0,3
5J8___________________'-1- №же*шя__________________ Приложения
590
Приложения
ПЗ. ХЛГ'ЛКТГ.РИСТИКИ ПРОВОДОВ и шин
Таблица ПЗ-1
Основные характеристики проводов
Марка провода Наружный диаметр провода, мм Токовая нагрузка, мм Марка провода Наружный диаметр провода , м м Токовая нагрузка, Л
вис помещения внутри помещения вне помещения ВНУТРИ помещения
М-б 2,7 70 35 АС-10/1,8 4,5 80 50
м-ю 3,6 95 60 АС-16/2,7 5,6 105 75
м-16 5,1 130 100 АС-25/4,2 6,9 ,130 100
М-25 6,3 180 135 ЛС-35/6,2 8,4 175 135
М-35 7,5 220 170 ЛС-50/8,0 9,6 210 165
М-50 9,0 270 215 АС-70/11 И,4 265 210
М-70 10,6 340 270 АС-70/72 15,4 265 210
М-9.5 12.4 415 335 ЛС-95/16 13,5 330 2 60
М-120 14,0 485 395 ЛС-95/141 19,8 330 260
М-150 15,8 570 465 АС-120/19 15,2 380 305
М-185 17,5 640 530 АС-120/27 15,5 380 305
М-240 19,9 760 685 АС-150/19 16,8 445 365
М-300 22.1 780 740 АС-150 /2 4 17,1 445 365
М-100 •, 25,6 1030 895 АС-150/31 17,5 445 365
Л-16 5,1 10.5 75 ЛС-185/21 18,9 510 425
Л-25 6,3 135 105 АС-185/29 18,8 510 425
Л-35 7,5 170 130 АС-185/29 19,6 510 425
Л-50 9,0 215 165 АС-185/128 23,1 510 425
А-70 10,6 265 210 АС-240/32 21,6 610 505
А-95 12,4 320 255 АС-240/39 21,6 610 505
Л-120 14,0 375 300 АС-300/39 21 690 585
Л-150 15,8 440 355 АС-300/48 21.1 690 585
Л-185 17,4 500 410 ЛС-400/22 26,6 835 715
А-240 20,1 590 490 ЛС-400/51 27,5 835 715
Л-300 22,2 680 570 АС-500/27 29,4 945 815
А--’00 25,6 815 690 АС-500/61 20,6 945 815
Л-500 29,1 9S0 820 ЛС-600/72 33,2 1050 920
Л-600 32,0 1070 930 АС-700/86 36,2 1220 1075
П риложения
591
Таблица ПЗ-2
Шины медные и алюминиевые прямоугольного сечения окрашенные
Размеры шины, мм Сечение одной полосы, мм2 Масса одной полосы, кг/м Допустимый ток, Л*
Одна полоса Две полосы Три полосы
Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий Медь Алюминий
15X3 45 0,400 0,122 210 165
20x3 60 0,534 0,162 275 215 —. —
25 X 3 75 0,668 0,203 340 -265 — — —
30x4 120 1,066 0,324 475 365 — —
40x4 160 1,424 0,432 625 480 —
40 х 5 200 1,780 0,540 700 510 — —
50 X 5 250 2.225 0,675 860 665 — — —
50 х 6 300 2,670 0,810 955 740 — — —
60 X о 360 3,201 0,972 1125 870 1740 1350 2240 1720
60x3 480 4,272 1,295 1320 1025 2160 1680 2790 2180
60 х 10 600 5,340 1,620 1475 1115 2560 2010 3300 2650
80x6 480 4,272 1,295 1480 1150 2110 1630 2720 2100
80 х 8 610 5,698 1,728 1690 1320 2620 2040 3370 2620
80 X Ю 800 7,12 2,160 1900 1480 3100 2410 3990 3100
100X6 600 5,340 1,620 1810 1425 2470 1935 3170 2500
100x8 800 7,120 2,16 2080 1625 3060 2390 3930 3050
100 X ю 1000 8,900 2,7 2310 1820 3610 2860 4650 3650
120X8 960 8,460 2,6 2100 1900 3400 2650 4340 3380
120 X Ю 1200 10,650 3,245 2650 2070 4100 3200 5200 4100
‘Соответствует горизонтальной прокладке шин при расположении большой грани полосы в вертикальной плоскости. При горизонтальной прокладке шин и расположении большой грани полосы в горизонтальной плоскости допустимый ток следует уменьшить на 5% для полос шириной до 60 мм включительно и на 8% для полос большей ширины.
Таблица ПЗ-З
Шины медные и алюминиевые коробчатого сечения окрашенные
‘ Размеры, мм Сечение одной ШИ ны, мм2 Моменты сопротивления, см3 Моменты инерции, см4 Допустимый ток на две шины, Л
h ь с Г одной шины двух сращенных шин Wr/o-J/o одной шипы двух сращенных шин медные Ал ю-мм пневые
wyy УЛ.-Л. Jy-y
75 75 100 100 125 150 175 200 200 250 35 35 45 45 55 65 80 90 90 105 115 4 5,5 4,5 6 6,5 7 8 10 12 12,5 12,5 6 6 8 8 10 10 12 14 16 16 16 520 695 775 1010 1370 1785 2'110 3135 4010 4880 5450 10,1 14,1 99 9 27” 50 74 122 193 225 307 360 2,52 3,17 4,51 5,9 9,5 14,7 25 40 46,5 66,5 81 23.7 30,1 48,6 58 100 167 250 422 190 615 821 41,6 53,1 111 135 290,3 560 1070 1930 2250 3450 4500 6,2 7,6 14,5 18,5 36,7 68 114 254 291 490 660 89 ИЗ 243 290 625 1260 2190 4220 4900 7250 10 300 2730 3250 3620 4300 5500 7000 8550 9990 10 500 12 500 2670 2820 3500 4640 5650 6130 7550 8830 10 300 10 800
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1-1. Энергетика Страны Советов к 60-лстпю Великого Октября. —Электрические станции, 1977, № 11, с. 2—21.
1-2. Электрификация СССР (1967—1977 гг.) / Под ред. П. С. Непорожнего.— М.: Энергия, 1977. — 312 с.
1-3. Жимерин Д. Г. Энергетика: настоящее и будущее. — М.: Знание, 1978. — 192 с.
1-4. Электрификация СССР / Под ред. II. С. Непорожиего. — М.: Энергия, 1970. — 514 с.
1-5. Электрические сети и станции / Под ред. Л. Н. Ваптиданова.—М.; Госэнергоиздат, 1963. — 464 с.
1-6. Электрическая часть станции и подстанций / Под ред. А. А. Васильева. Ч. II. — М.: Энергия, 1972. — 344 с.
1-7. Маргулова Т. X. Атомные электрические станции.—М.: Высшая школа, 1978. — 360 с.
1-8. Славнин М. И. Электрооборудование электрических станций к трансформаторных подстанций. — М.: Госэнергоиздат, 1963. — 552 с.
1-9. Электрическая часть станций и подстанций (справочные материалы) / Под ред. Б. И. Неклепаева. —М.: Энергия, 1978. — 336 с.
1-10. Инструкция по выбору, установке и эксплуатации дугогасящих катушек. — М.: Энергия, 1971. — 104 с.
1-11. Баптиданов Л. Н., Тарасов В. И. Электрооборудование электрических .станций и подстанций. Ч. I и II. —М.: Госэнергоиздат, 1959 и 1960. — 408 с. 11 320 с.
1-12. Правила устройства электроустановок. —М.: Энергия, 1965. — 484 с.
1-13. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. 13-е изд. — М.: Энергия, 1977. — 224 с.
1-14. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций. — М.: Энергия, 1976. — 552 с.
1-15. Электрическая часть электростанций / Под ред. С. В. Усова.—Л.: Энергия. Лепипгр. отд-пие, 1977. — 556 с.
1-16. ГОСТ 721-74, ГОСТ 19431-74, ГОСТ 21027-75.
1-17. Правила устройства электроустановок. 5-е изд., Разд. I, 11, IV, V. — АГ: Агомиздат, 1977, 1978. — 54 с.; 43 с.; 96 с.; 48 с.
2-1. Важное Л. И. Электрические машины.—Л.: Энергия. Лепипгр. отд-пие, 1969. — 768 с.
2-2. Вульман Г. Л. Эксплуатация генераторов па электростанциях. — М.: Госэнергоиздат, 1963. —344 с.
2-3. Турбогенераторы. Расчет и конструкция / Под ред. И. П. Иванова и Р. А. Лютера. — Л.: Энергия. Лепипгр. огд-нпе, 1967. — 896 с.
2-4. Турбогенераторы 500 и 800 МВт / Под ред. В. С. Кпльдишева и Л. Я. Станиславского. — Киев: Техника, 1977. — 140 с.
2-5. Грудинский П. Г., Мандрыкин С. Л., Улицкий М. С. Техническая эксплуатация основного электрооборудования станций и подс!анций / Под ред. П. И. Устинова. —М.: Энергия, 1974. — 576 с.
Список литературы
593
2-6. Брон О. Б. Автоматы гашения магнитного поля. — М.: Госэнергоиздат, 1961. — 139 с.
2-7. Справочник по турбогенераторам. —М.—Л.: Теплоэлектропроект. 1967. — 16 с.
2-8. Материалы Ипформэлектро по турбо- и гидрогенераторам, синхронным компенсаторам. Серии 01.11; 01.12; 01.13.
2-9. ГОСТ 183-74, ГОСТ 533-76, ГОСТ 609-75, ГОСТ 5616-72, ГОСТ 17154-71, ГОСТ 21558—76.
2-10. ГОСТ 16110-70, ГОСТ 11677-75, ГОСТ 9680-61, ГОСТ 12022-76, ГОСТ 11920-73, ГОСТ 12965-74, ГОСТ 15957-70, ГОСТ 14209-69, ГОСТ 14074-76, ГОСТ 17546-72, ГОСТ 17544-72, ГОСТ 17545-72.
2-11. Порудоминский В. В. Устройства переключения трансформаторов под нагрузкой. —М.: Энергия, 1974. — 288 с.
2-12. Тихомиров П. М. Расчет трансформаторов. — М.: Энергия, 1976. — 544 с.
2-13. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро, 2-е изд., перераб. и доп. —М.: Энергия, 1977. — 288 с.
2-14. Васютинский С. Б. Вопросы теории и расчета трансформаторов. —Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1970. — 432 с.
2-15. Боровиков В. А., Косарев В. К-, Ходот Г. А. Электрические сети энергетических систем. — Л.: Энергия.—Ленингр. отд-пие, 1977.— 392 с.
3-1. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. — М.: Энергия, 1970. — 520 с.
3-2. Ульянов С. А. Сборник задач по электромагнитным переходным процессам в электрических системах. — М.: Энергия, 1968. — 496 с.
3-3. Евдокимов Ф. Е. Теоретические основы электротехники. — М.: Высшая школа, 1971. — 544 с.
3-4. Электротехнический справочник / Под общ. ред. П. Г, Грудинского, Г. Н. Петрова, М. М. Соколова и др., т. 1 и 2, 5-е изд.,испр. —М.: Энергия, 1975. _ 776 и 752 с.
3-6. Васильев А. А. Электрическая часть станций и подстанций, ч. 1. —М.: Госэнергоиздат, 1963. — 495 с.
3-6. Руцкий А. И. Электрические станции и подстанции, ч. 1. — Вышейшая школа, 1974. — 438 с.
3-7. Руководящие указания по расчету токов коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания, 1-я редакция, Главтехуправление Минэнерго СССР — МЭИ, 1975. — 331 с.
3-8. Каталог-справочник. Реакторы внутренней установки одинарные и сдвоенные. Рижское отд. ТЭП. — Рига, 1972. — 22 с.
3-9. Будницкий А. Б., Калниболотский М. Л., Недзельский С. И. Электрооборудование тепловых электрических станций. — Киев: Техника, 1967. —395 с.
3-10. Сборник директивных материалов (электрическая часть) / Министерство энергетики и электрификации СССР. — М.: Энергия, 1971. — 464 с.
3-11. Неклепаев Б. Н. Координация уровней токов короткого замыкания в электрических системах. — М.: Энергия, 1978. — 152 с.
3-12. Вайнер И. Г., Крючков И. П. Кривые изменения периодической составляющей тока короткого замыкания мощных генераторов с учетом влияния энергосистемы. — Электричество, 1975, № 10, с. 53—56.
3-13. ОколовичМ. Н. Расчет теплового импульса тока короткого замыкания.— Электрические станции, 1974, № 5, с. 56—60.
3-14. Шелков Е. А. Расчет нагрева силовых кабелей при коротком замыкании. — Электрические станции, 1973, № 10, с. 36—38.
3-15. Шелков Е. А. О проверке кабелей собственных нужд электростанций на термическую стойкость.—Электрические станции, 1978, № 6, с. 41—43.
3-16. Шелков Е. А. Расчет нагрева проводников при коротком замыкании,— Электрические станции, 1975, № 4, с. 59—62.
594
Список литературы
4-1. Кузнецов Р. С. Аппараты распределения электрической энергии напряжением до 1000 В. — Л1.: Энергия, 1970. — 544 с.
4-2. Таев И. С. Электрические аппараты управления. —М.: Высшая школа, 1969. — 444 с.
4-3. Родштейн Л. Л. Электрические аппараты. 2-е изд., псрераб. и доп. — Л.: Энергия. Ленингр. отд-пие, 1971. — 392 с.
4-4. Кукеков Г. Л. Выключатели переменного тока высокого напряжения. 2-е изд., перераб. и доп. — Л.: Энергия, Ленингр. отд-пие, 1972. — 336 с.
4-5. Афанасьев В. В. Конструкция выключающих аппаратов. — Л.: Энергия. Ленингр. отд-пие, 1969, — 640 с.
4-6. Семчинов А. М. Токопроводы промышленных предприятий. — Л.: Энергия. Ленингр. отд-пие, 1972. — 200 с.
4-7. Электротехническая промышленность. Информационный научно-технический сборник.—М.г Ипформэлектро, серия «Аппараты высокого напряжения, силовые конденсаторы, трансформаторы», 1972—1978.
4-8. Каталоги, информационные материалы Ипформэлектро. Серии 02.01; 02.02; 02.03; 02.04; 02.05; 02.06; 02.07; 02.10; 02.16; 07.01; 07.02; 07.09; 07.12; 07.13; 07.14; 07.17; 07.39.
4-9. Воздушные выключатели серии ВИВ на 110—650 кВ с номинальным током отключения 40 кА/ Бирюков С. В. и др. —Электротехника, 1975, № 7, с. 11 — 14.
4-10. Зотов А. Я- Автогазовый выключатель на 35 кВ типа УПС-35У1 для защиты понижающих трансформаторов.—Электрические станции, № 5, 1977, с. 47—50.
4-11. Указания по проектированию контрольно-измерительной системы понижающих подстанций энергосистем / Главниипроект, 1977. — 53 с.
4-12. Руководящие указания по объему оснащения тепловых электрических станций контрольно-измерительными приборами, средствами регулирования, технологической защиты, блокировки и сигнализации. СИТИ, 1969. — 66 с.
4-13. Единые технические указания (ЕТУ) по выбору и применению силовых кабелей. — Энергетик, 1978, № 5, с. 37 -39.
4-14. Кудрявцев Е. И., Долин А. И., Васильев А. А. Методика расчета шин и опорных изоляторов распределительных устройств напряжением до 35 кВ на электродинамическую стойкость.—Промышленная энергетика, 1975, № 11,
5-1. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей / Теплоэлектропроект. —М.: 1973. — 164 с.
5-2. Нормы технологического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением 35—750 кВ / Эпергосетьпроект. М.: 1973. — 48 с.
5-3. Лисовский Г. С., Хейфиц М. Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 36—750 кВ.—М.; Энергия, 1977. — 46 с.
5-4. Снньчугов Ф. И. Выбор главных схем электрических соединений блочных электростанций. —Электрические станции, 1967, № 5, с. 9—19.
5-5. Мандрыкин С. А., Филатов А. А. Эксплуатация и ремонт электрооборудования электрических станций и сетей. —М.: Энергия, 1975. — 416 с.
5-6. Открытое распределительное устройство 500 КВ с подвесными разъединителями.— Электрические станции, 1977, № 5, с. 43—46.
5-7. Фельдман М. Л., Черновец А. К- Особенности электрической части атомных электростанций. — Л.: Энергия, Ленингр. отд-пие, 1972. — 168 с.
5-8. Добродеев Е. Д., Рожкова Л. Д. Электрооборудование тепловых электростанций. — М.: 1979. — 192 с.
5 9. Двоскии Л. И. Эволюция главных схем электрических соединений ГРЭС и АЭС. —Электрические станции, 1974, № 4, с. 50—57.
5-10. О введении в действие главы 1-2 «Электроснабжение и электрические сети» новых правил устройства электроустановок,—Электрические станции, 1978, № 3, с. 92-93.
Список литературы
595
5-11. Крикунчик А. Б. Основные направления проектирования электрической части тепловых электростанций. —Электрические станции, 1978, № 3, с. 32—38.
5-12. Электрическая часть гидроэлектростанций / Г. С. Лисовский, Б. 3. Уманский, Б. С. Успенский, М. Э. Хейфиц. —М.: Энергия, 1965. — 368 с.
6-1. Двоскии Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. — М.: Энергия, 1974. — 224 с.
6-2. Дорошев К- И. Новые комплектные распределительные устройства до 35 кВ. — М.: Энергия, 1972. — 80 с.
6-3. Прибылое И. И. Комплектное распределительное устройство генераторного напряжения.—Электрические станции, 1976, № 6, с. 58—63.
6-4. Опытное комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией на напряжение ПО кВ/ И. М. Бортник. — В кн.: Электротехническая промышленность. Серия «Аппараты высокого напряжения, трансформаторы, силовые конденсаторы», выпуск 2(46). — М.: 1975, с. 3—5.
6-5. Батурин Л. А., Струк Г. А., Шульгина Л. А. Подстанции с элегазовым оборудованием. —Электрические станции, 1977, № 5, с. 21—27.
6-6. Каталоги и информации Ипформэлектро. Серии 02.12; 03.06; 08.01; 08.03.
7-1. Гумин И. А., Гумин М. И., Устинов В. Ф. Вторичные схемы электрических станций и подстанций. —М.: Энергия, 1964. — 176 с.
7-2. Устинов П. И. Стационарные аккумуляторные установки. — М.: Энергия, 1970. — 312 с.
7-3. СПЭ. Постоянный ток. Установки постоянного тока тепловых электростанций с аккумуляторными батареями. —Л.: ТЭП, 1971. — 127 с.
7-4. Найфельд М. Р. Заземление и защитные меры безопасности. — М.: Энергия. 1971. —312 с.
7-5. О внедрении временных норм на напряжение прикосновения для РУ и трансформаторных подстанций выше 1000 В с глухим заземлением нейтрали. Решение № Э-13/76 Минэнерго СССР от 29 декабря 1976.
7-6. Об изменении норм на заземляющие устройства электроустановок напряженней выше 1000 В с заземленной нейтралью / В. В. Бургсдорф и др. — Электрические станции, 1975, № 3, с. 35—39.
7-7. Воронина А. А., Шибенко Н. Ф. Охрана труда в энергосистемах. — М.: Энергия, 1973. — 256 с.
7-8. Рябкова Е. Я. Заземления в установках высокого напряжения. — М.: Энергия, 1978. — 224 с.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Автоматические воздушные выключатели 261
Автоматическое регулирование возбуждения (АВР) 72
------- сильного действия 75
Автомат гашения ноля (АГП) 268
Автотрансформатор, особенности конструкции 98
— типовая мощность 99
Блокировки 536, 537, 547
— безопасности 547
— оперативные 548
----- механические 548
— — электромагнитные 549
— от многократных включений (прыгания) выключателя 53G
Возбужденно синхронных генераторов 62
------- независимое 64
-----------бесщеточное 67
-----------высокочастотное 65
-----------с генератором постоянно! о тока 64
------- — тиристорное 66
-------самовозбуждение 64, 67
----------- полупроводниковое 68
-----------электромашинное 68
------- форсировка 72
Выбор автоматов 269
— выключателей 345
— изоляторов 237
— кабелей 249
— контакторов 273
— предохранителей 282
— разъединителей 299
— рубильников 261
— трансформаторов напряжения 382
-----на подстанции 394, 395
-----связи КЭС, ГЭС, АЭС 392, 393
-------ТЭЦ 391
----- тока 378
— шин гибких । токопроводов 243
— — жестких 227
Гашение дуги 254
Генераторы, водородное хозяйство 55
— гидрогенераторы 44, 50
— гашение поля 69
— охлаждение жидкостное 58
— — косвенное водородом 53
------- воздухом 51
----— непосредственное водородом 57
— синхронные 43
---включение на параллельную ра-
боту 75
----конструктивные особенности 44
График электрических нагрузок годовой но продолжительности нагрузок 41
Графики электрических нагрузок 35
-------суточные 36, 39
---------- прогнозирования 36
---------- районной подстанции 39
----------электростанций 40
Грозозащитное заземление 565
Двойное замыкание на землю 27
Допустимые механические напряжения в материале шип 233
Дуга перемежающаяся 29
Дугогасящая катушка 29
Закрытое распределительное устройство 6 (10) кВ 458. 460, 466
------- 35- 220 кВ 468. 471
Зарядное устройство аккумуляторной батареи 564
Защитное заземление 565
Измерительные преобразователи (датчики) 377
Катодное падение напряжения 252, 255
Ключи управления 528
Компенсаторы синхронные ПО
Комплексные схемы замещения 180
Комплектное распределительное устройство 462, 473, 477
------- с элегазом 482
Комплектные трансформаторные подстанции 483
Предметный указатель
597
Комплектный токопровод 520, 523
Контакторы 270
Коропирование проводов 246
Короткое замыкание 115
---в системе собственных нужд 185
---методы расчета 129
— — несимметричное 116, 168
--------методы расчета 169
------ переходный процесс 120, 123
---симметричное трехфазное 116,129
Короткозамыкатели 292, 297
Коэффициент заполнения 42
— использования 43
— спроса 36
— формы 234
Магнитный пускатель 272
ЛАагнитопровод 87
Металлургический эффект 275, 278, 279
Механизм свободного расцепления 263, 266, 352, 354
Механический расчет гибких токопроводов 244
---двухполосных шин 233
— — однополосных шин 231
---шин коробчатого сечения 235
Момент инерции и сопротивления 232
Нагрузочная способность трансформатора 95
Напряжение короткого замыкания трансформаторов 83
— номинальное 5
— остаточное при коротком замыкании 205, 213
— прикосновения 567, 573
— шаговое 566
Нейтраль глухо- и эффективно-заземленная 33
— незаземленная (сети с незаземленной нейтралью) 25
— резонансно-заземленная 29
— электроустановки 24
Нормальный режим работы электроустановки 222
Обозначения в схемах вторичных соединений 527
— — — первичных соединений 7
Ограничение токов к. з. 203
Оперативная схема 384
Определение т по Ттах 397
Оптико-электронные измерительные
трансформаторы 362
Отделители 295, 298
Отключающая способность выключателя 300
Открытое распределительное устройство 330 — 500 кВ 502
Панели собственных нужд 509
Перегрузки аварийные трансформаторов 96
— систематические 96
Плазма дуги 253
Погрешность трансформаторов напряжения 364
— — тока 356
Подзарядное устройство аккумуляторной батареи 560, 563
Послеаварийный режим 222
Потери короткого замыкания трансформаторов 84
— холостого хода трансформаторов 84 Предохранители управляемые 281. 340 Привод выключателей пневматический 353
-----пружинный 350
-----электромагнитный 351
Присоединенная мощность 36
Продолжительность использования максимальной нагрузки 43
-----установленной мощности’ 43
Рабочее заземление 565
Разъединитель подвесной 290, 283
Распределительное устройство 17, 19
----- закрытое 456
----- открытое 487
-----собственных нужд 475
Расход электроэнергии на собственные нужды 442
Расчет заземляющих устройств в установках 6 — 35 кВ 568
-------------ПО кВ и выше 572
Реакторы токоограничивающие 139, 142, 158, 205
-----выбор 211
----- сдвоенные 209
Регулирование напряжения трансформаторов 105
Регулировочные трансформаторы линейные, последовательные ПО
Режим нейтралей 24
Ремонтный режим работы электроустановки 222
Самозапуск 445
Секционирование сети для ограничения токов к з. 203
— шин 402, 407, 414, 418, 425_
Селективность зашиты 262, 274
Сечение проводника минимальное 201
Сигнализация 526
598
ПредметныО указатель
Сигнализация аварийного отключения 541
— положения 537
— предупреждающая 547
Система бесконечной мощности 118
— собственных нужд 17
Собственное время отключения выключателя 301
Стойкость оборудования в режиме к. з.
116
----термическая 116, 195
----электродинамическая 116, 192
Структурная схема выдачи электро-
энергии 384, 389, 390, 400
Сухие трансформаторы 92, 366
Схема замещения для определения
ТКЗ 140
----методы преобразования 143
— расчетная для определения ТКЗ 130
— электрическая 6, 400
Схемы блоков трансформатор — линия 409
— и группы соединений обмоток трансформаторов 85
— — — шины 438
----генератор—трансформатор 421,
424, 426, 428, 432
— линия 423
— кольцевые 412
— мостиков 410
— 3/2 выключателя па цепь (полуторные) 417, 425, 427
— 1/3 выключателя на цепь 419
— подстанции с короткозамыкателями и отделителями 409, 435, 436
— собственных нужд АЭС 449, 451
--------ГЭС 452, 453
--------КЭС 442, 443
—-------подстанций 455
--------ТЭЦ 446, 448
— с двумя системами сборных шин
406. 415, 447
— с одной системой сборных шин 402, 413, 429, 443, 447
Таблица результатов расчета токов к. з. 185
Телеизмерение 377
Тепловой импульс, методы расчета 199
— — тока к. з. 197
Термосифопный фильтр 90
Технико-экономические показатели, определяемые по графикам нагрузок 42
— — сравнения схем 396, 399
Технологический процесс получения электроэнергии 14
----------на АЭС 19
-------------газотурбинных стан-
циях 23
-------------ГЭС и ГАЭС 21
------------- КЭС 14
------------- ТЭС 18
Ток короткого замыкания 34
--------для любого момента к. з. 162
--------предельный 158
-----— составляющие 120
--------ударный 121, 127, 159
— намагничивания трансформаторов 84
Токоограничивающий эффект плавких предохранителей 276
Трансформаторы напряжения емкостные 380
— системы охлаждения 90
Управление дистанционное 525
-----воздушными выключателями 534
-----выключатели с электромагнитным приводом 531
Условия расчетные для проверки оборудования по режиму к. з. 215
Установленная мощность 36
Шинопроводы комплектные 520
Щит управления блочный (БЩУ) 512
-----главный (ГЩУ) 511
Экономическая плотность тока 230
Электрическая подстанция 5
Электростанция 5
Энергосистема 11
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие .......................................................... 3
Глава первая. Общие сведения об электроустановках..................... 5
1-1. Основные определения........................................ 5
1-2. Технологический процесс производства электроэнергии на электростанциях ................................................. 14
1-3. Режимы работы нейтралей в электроустановках........... . . 24
1-4. Графики электрических нагрузок.............................. 35
Глава вторая. Основное оборудование электрических станций и подстанций ........................................................ 43
2-1. Синхронные генераторы....................................... 43
2-2. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы................. 81
2-3. Синхронные компенсаторы.................................... 110
Глава третья. Короткие замыкания в электрических установках ... 115
3-1. Основные определения и общая характеристика процесса .... 115
3-2. Трехфазное короткое замыкание.............................. 119
3-3. Методы расчетов тока трехфазного короткого замыкания .... 129
3-4. Несимметричные короткие замыкания.......................... 168
3-5. Особенности расчета токов короткого замыкания в системе соб-
ственных нужд электростанций.................................. 185
З-G. Электродинамическое действие токов короткого замыкания ... 192
3-7. Термическое действие токов короткого замыкания............. 195
3-8. Методы ограничения токов короткого замыкания............... 203
3-9. Расчетные условия для проверки аппаратуры и токоведущпх частей по режиму короткого замыкания.......................... 215
Глава четвертая. Электрические аппараты и токоведущие части 221
4-1. Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов ио продолжительным режимам работы................................. 221
4-2. Шины распределительных устройств и силовые кабели......... 225
4-3. Гашение электрической дуги................................. 252
4-4. Аппараты до 1000 В......................................... 259
4-5. Предохранители............................................. 273
4-G. Разъединители, короткозамыкателн, отделители............... 283
4-7. Выключатели высокого напряжения............................ 299
4-8. Трансформаторы тока.........................................355
4-9. Трансформаторы напряжения.................................. 304
4-10. Система измерений па электростанциях п подстанциях....... 369
4-11. Выбор измерительных трансформаторов....................... 378
Глава пятая. Главные схемы электростанций и подстанций............. 383
5-1. Общие сведения о схемах электроустановок................... 383
5-2. Схемы электрических соединений на стороне 6—10 кВ.......... 402
600
Оглавление
5-3. Схемы электрических соединений на стороне 35 кВ и выше. . . 408
5-4. Главные схемы КЭС и ЛЭС..................................419
5-5. Главные схемы ТЭЦ...................................... 427
5-6. Главные схемы гидроэлектростанций.......................431
5-7. Главные схемы подстанций................................433
5-8. Схемы питания собственных нужд...........................440
Глава шестая. Конструкции распределительных устройств............456
6-1. Закрытые распределительные устройства (ЗРУ)..............456
6-2. Комплектные устройства высокого напряжения...............470
6-3. Открытые распределительные устройства (ОРУ) .............487
6-4. Распределительные щиты и щиты управления.................507
6-5. Размещение распределительных устройств на территории электростанций и подстанций..................................... 514
6-6. Конструкции соединений между генераторами, силовыми трансформаторами и ЗРУ 6—10 кВ..................................518
Главаседьмая. Вспомогательные устройства....... ...........525
7-1. Средства и схемы управления выключателями................525
7-2. Сигнализация и блокировки................................537
7-3. Установки постоянного тока...............................552
7-4. Заземляющие устройства в установках высокого напряжения . . 565
Приложения........................................................580
П1. Технические данные основных электрических аппаратов выше 1000 В 580
П2. Основные технические данные силовых трансформаторов и автотранс-
форматоров (по ГОСТ 11920-73) ............................... 584
ПЗ. Характеристики проводов и шин...............................590
Список литературы................................................<592
Предметный указатель..............................................596