Меры и средства ограничения токов короткого замыкания

В течение последних десятилетий токи короткого замыкания в электрических системах сильно увеличиваются вследствие увеличения мощности станций и развития сетей. Применение электрооборудования и кабелей, рассчитанных на большие токи короткого замыкания, приводит к значительному увеличению затрат на сооружение электроустановок и их сетей. В некоторых случаях токи короткого замыкания могут быть настолько велики, что вообще оказывается невозможным выбор электрооборудования и кабелей, устойчивых при коротких замыканиях.

Поэтому в электроустановках применяют искусственные меры ограничения токов короткого замыкания, чем обеспечивается возможность применения более дешевого электрооборудования.

В общем случае ограничение токов короткого замыкания достигается увеличением сопротивления цепи короткого замыкания. Для этого используют:

1) раздельную работу понижающих трансформаторов и линий питающей сети;

2) применение трансформаторов с расщепленными обмотками;

3) включение последовательно в три фазы сопротивлений – активных или индуктивных (реакторов);

4) применение системы с эффективно заземленной нейтралью в установках 110 кВ для ограничения токов однофазного короткого замыкания.

Для этой цели часть нейтралей трансформаторов разземляют. В нейтралях трансформаторов предусматривается аппарат – заземлитель нейтрали ЗОН (рисунок 4.4), который может включаться и отключаться обслуживающим персоналом по команде центрального диспетчера.

В приведенной схеме предусматривается также установка разрядника, который в режиме разземления нейтрали защищает ее как от коммутационных, так и от атмосферных перенапряжений.

Рисунок 4.4 – Включение заземлителя нейтрали

Выбор и проверка оборудования на стороне 110–35 кВ

Подстанции

Выбор шин

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС, обладающие малым удельным сопротивлением и хорошей механической прочностью.

1) Сечение F, мм² питающей линии (при напряжении 220 кВ и ниже) выбирается по экономической плотности тока:

(5.1)

где I_раб – рабочий ток на стороне высокого напряжения подстанции, A;

j_э – экономическая плотность тока, определяемая материалом проводника, конструкцией сети, числом часов использования максимальной нагрузки, T_м, и т.д., A/мм² /5/.

Рабочий ток определяется:

(5.2)

где S'_max – максимальная мощность подстанции, МВА, с учетом компенсирующих устройств;

U_вн – напряжение подстанции с высокой стороны, кВ.

Для транзитной подстанции:

(5.3)

где S_транз – мощность транзита, указанная в задании, МВА.

На ответвлениях к трансформаторам рабочий ток определяется по выражению 5.2.

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения, но при этом необходимо помнить, что по условиям короны минимальные сечения, рекомендуемые /6/, таковы:

70 мм² при U_вн = 110 кВ,

120 мм² при U_вн = 150 кВ,

240 мм² при U_вн = 220 кВ,

2) Выбранное сечение необходимо проверить по нагреву в аварийном режиме, когда одна из цепей отключена:

Iдл доп > Iав ,

(5.4)

где I_{дл доп} – длительно допустимый ток для выбранного сечения линии, A (из справочной литературы);

I_ав – аварийный ток, A.

Аварийный ток приближенно определяется по формуле:

Iав = 2 Iраб

(5.5)

или более точно по одной из следующих формул:

(5.6)

(5.7)

где S_ном – номинальная мощность трансформатора, МВА;

k₂ – коэффициент аварийной перегрузки.

Если условие 5.4 не выполняется, следует увеличить сечение провода.

3) многопроволочные провода и трубчатые шины напряжением 35 кВ и выше, выбранные по экономической плотности тока и проверенные по нагреву в аварийном режиме, дополнительно должны быть проверены на коронирование, поскольку на подстанции расстояние между проводами значительно меньше, чем на линии.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, E_0кр, кВ/см:

(5.8)

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0.82);

r₀ – радиус провода, см.

Напряженность электрического поля E около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

(5.9)

где U – линейное напряжение, кВ;

D_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см; при горизонтальном расположении фаз D_ср = 1.26 D (D - расстояние между соседними фазами, см);

При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше величины, определенной по (5.8). Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля E_max у поверхности любого провода не более 0.9 E_0кр, то есть должно выполняться условие:

Emax = 1,07 E < 0,9 E0кр .

(5.10)

Если условие (5.10) не выполняется, то следует увеличить расстояние между фазами D или радиус провода r₀.

4) Выбранные провода должны быть проверены по ветровым нагрузкам и нагрузкам по гололеду в соответствии с ПУЭ.

5) На термическое и электродинамическое действия токов короткого замыкания проверяют гибкие шины РУ при I_по⁽³⁾ > 20 кA и провода ВЛ при i_у^(п) > 50 кA /5/.

В качестве расчетного тока при этом принимают ток при двухфазном коротком замыкании:

(5.11)

Выбор изоляторов

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах.

Выбор опорных изоляторов

1) по номинальному напряжению:

Uуст ≤ Uном ;

(5.12)

2) по допустимой нагрузке:

Fрасч ≤ Fдоп ,

(5.13)

где F_расч – сила, действующая на изолятор;

F_доп – допустимая нагрузка на головку изолятора.

Fдоп = 0.6 Fразр ,

(5.14)

где F_разр – разрушающая нагрузка на изгиб /9, 10, 11/.

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила F_расч, Н, определяется:

(5.15)

где i_уд⁽³⁾ – ударный ток при трехфазном коротком замыкании, А;

l – длина пролета между опорными изоляторами, м /11/;

a – расстояние между фазами, м /11/;

k_h – поправочный коэффициент на высоту шины.

Если шина расположена на ребро, то k_h определяется:

(5.16)

где H_из – высота изолятора;

H – определяется исходя из размеров изолятора (рисунок 5.1)

H = Hиз + b + h/2 .

(5.17)

Рисунок 5.1 - К определению величины H

Выбор проходных изоляторов

1) по напряжению (формула 5.12);

2) по номинальному току:

Imax ≤ Iном ,

(5.18)

где I_max – максимальный рабочий ток, проходящий через изолятор;

Iном – номинальный ток изолятора (по справочным данным).

3) по допустимой нагрузке (формула 5.13).

Для проходных изоляторов расчетная сила F_расч, Н:

(5.19)

Выбор подвесных изоляторов

Подвесные изоляторы выбираются в зависимости от напряжения. В ОРУ для крепления гибких проводов применяются подвесные и натяжные гирлянды. Количество изоляторов в подвесной гирлянде зависит от номинального напряжения подстанции и условий окружающей среды. На механическую прочность подвесные изоляторы на высокой стороне можно не проверять, так как расстояния между фазами принимаются большими и при выборе количества изоляторов в гирлянде механические нагрузки уже учтены (вес провода, ветер, гололед и т. д.). Для установок нормального типа применяют: 35 кВ – 3 - 4 изолятора в гирлянде; 110 кВ – 6 - 7; 220 кВ – 13 - 14. В натяжной гирлянде количество изоляторов увеличивается на один. При значительном загрязнении атмосферы гирлянду увеличивают на 1 - 2 изолятора или применяют гирлянды из подвесных изоляторов специальной конструкции с более развитой поверхностью. Иногда подвесные изоляторы применяют и в открытых установках напряжением 6-20 кВ. В этом случае достаточно одного изолятора.