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 Iраб – рабочий ток на стороне высокого напряжения подстанции, A;
jэ – экономическая плотность тока, определяемая материалом проводника, конструкцией сети, числом часов использования максимальной нагрузки, Tм, и т.д., A/мм2 /5/.
Рабочий ток определяется:
![]() | (5.2) |
где S'max – максимальная мощность подстанции, МВА, с учетом компенсирующих устройств;
Uвн – напряжение подстанции с высокой стороны, кВ.
Для транзитной подстанции:
![]() | (5.3) |
где Sтранз – 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 Uвн = 110 кВ,
120 мм2 при Uвн = 150 кВ,
240 мм2 при Uвн = 220 кВ,
2) Выбранное сечение необходимо проверить по нагреву в аварийном режиме, когда одна из цепей отключена:
Iдл доп > Iав , | (5.4) |
где Iдл доп – длительно допустимый ток для выбранного сечения линии, A (из справочной литературы);
Iав – 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 Sном – 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, E0кр, 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;
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см; при горизонтальном расположении фаз Dср = 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 Emax у поверхности любого провода не более 0.9 E0кр, 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 Iпо(3) > 20 кA и провода ВЛ при iу(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 Fрасч – сила, действующая на изолятор;
Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора.
Fдоп = 0.6 Fразр , | (5.14) |
где Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб /9, 10, 11/.
При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила Fрасч, Н, определяется:
![]() | (5.15) |
где iуд(3) – ударный ток при трехфазном коротком замыкании, А;
l – длина пролета между опорными изоляторами, м /11/;
a – расстояние между фазами, м /11/;
kh – поправочный коэффициент на высоту шины.
Если шина расположена на ребро, то kh определяется:
![]() | (5.16) |
где Hиз – 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 Imax – 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 Fрасч, 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.