 |
Выбор токоограничивающих реакторов
|
|
|
|
Завод «Трансформер» выпускает реакторы токоограничивающие сухие трехфазные РТСТ класса напряжения от 3 до 20 кВ, рассчитанные на номинальный ток 250-1600 А.
(http://transformator.ru/files/products/reactor/RTST.jpg)
Токоограничивающие ректоры предназначены для защиты электротехнического оборудования от воздействия токов короткого замыкания. Кроме того, при аварийном отключении реакторы обеспечивают уровень напряжения, достаточный для работы оборудования собственных нужд.
Основные потребители токоограничивающих реакторов – генерирующие станции ТЭС, ГЭС, ГрЭС, ФЭС, ВЭС, распределительные подстанции, электрические сети, крупные промышленные предприятия, энергоемкие объекты инфраструктуры. Многие из этих предприятий приобретают сухие реакторы для замены бетонных аналогов, морально устаревших и уже не соответствующих современным требованиям.
Сейчас же выберем реакторы для ограничения токов КЗ в цепи отходящих линий 10,5 кВ.
Вначале определим мощность, передаваемую по одной линии в максимальном режиме:
.
При этом ток в одной ветви реактора:
.
На сетевых подстанциях, согласно заданию, предлагается установка выключателей с номинальным током отключения 16 кА.
От сборных шин сетевых подстанций отходят линии, выполненные кабелями с алюминиевыми жилами сечением 240 мм2. Определим ток термической стойкости кабелей. Согласно [23], стр. 141 для алюминиевых токопроводов постоянная 
. Время отключения линии по [23], стр. 153 составляет 1 с. Определим постоянную времени затухания апериодической составляющей:
.
Тогда ток термической стойкости кабеля:
.
Видим, что ток термической стойкости кабеля получился больше номинального тока отключения выключателя. По этой причине ток короткого замыкания не требует ограничения для данного кабеля
|
|
|
Выбор токоведущих частей
Ошиновку РУ 35-750 кВ выполняют гибкими проводами, закрепляемыми на опорах с помощью натяжных гирлянд изоляторов. Для этих целей обычно используют сталеалюминевые провода тех же марок, что и для линий электропередачи.
Для соединения выводов мощных генераторов с повышающими силовыми трансформаторами в настоящее время применяются комплектные пофазно-экранированные токопроводы (КЭТ), каждая фаза которых заключена в защитный металлический (алюминиевый) кожух. Согласно [18] применение экранированных токопроводов обязательно для всех генераторов мощностью 160 МВт и выше. Рекомендуется применять КЭТ в пределах машинного зала и для генераторов 60-100 МВт, а на открытом пространстве – в том случае, если повышающий трансформатор удален от машинного зала не более чем на 15 м. При больших расстояниях на открытом пространстве рекомендуется применять гибкие шинопроводы.
5.4.1 Выбор шин 110 кВ.
По [ПУЭ, 1.3.28]:
Проверке по экономической плотности тока сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений не подлежат;
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при наибольшем рабочем токе на шинах, равному току наиболее мощного присоединения (в нашем случае ток в цепи блока 
- по пункту 5.1).
Рассмотрим гибкую ошиновку из провода АС-500/64 ([ПУЭ, 1.3.22]). Для АС-500/64 допустимый длительный ток следует принимать 
, что больше . Также по [ПУЭ, Таблица 2.5.6] применение АС-500/64 при напряжении 110кВ исключает коронирование.
, где 
по [3].
; 
.
Проверку на термическое действие тока к.з. не производим, т.к. сечение провода больше минимального.
По [5, стр.148] фазы располагаем горизонтально на расстоянии 
(по [ПУЭ, Таблица 4.2.2 ] 
).
|
|
|
В соответствии с ПУЭ гибкие шины РУ должны проверяться на электродинамическое действие токов к.з. при следующих значениях мощности к.з. ([5], стр.148):
Таблица 9.12
| Номинальное напряжение, кВ | |||||
Мощность к.з.  , не менее
|
При токах трехфазного КЗ 20 кА и более гибкие шины РУ следует проверять на исключение возможности схлестывания или опасного в отношении пробоя сближения фаз в результате динамического действия тока КЗ. [ПУЭ, 4.2.56].
Так как 
, то проверка шин на схлёстывание при КЗ не проводится.
По ПУЭ проверку на термическое действие тока к.з. не производим, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Таким образом, 2-АС-500/64проходит по всем параметрам.
5.4.2.Выбор гибких токопроводов от выводов 110 кВ до сборных шин.
Провода линий электропередач напряжением более 35 кВ, провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ, гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока [ПУЭ, 1.3.25.] (что не проверяется, указано выше).
В РУ выше 35 кВ применяются шины, выполненные проводами АС. Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов.
Сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение 
, определяется из соотношения
, где 
— расчетный ток в час максимума энергосистемы, А;
— нормированное значение экономической плотности тока, 
.
Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается.» (По [ПУЭ, 1.3.25]).
далее определяется по [ПУЭ, Таблица 1.3.36].
Тогда по пункту 5.1. 
.(берем ток от цепи трехобмоточных трансформаторов).
Тогда 
.
Наметим два провода АС-500/27 с 
(вне помещения)[ПУЭ, Таблица 1.3.29].
, т.к. 
.
На термическую стойкость не проверяем, т.к. голые провода на открытом воздухе [ПУЭ].
Произведем проверку по условиям коронирования. Проверка по условиям коронирования необходима при напряжении 35 кВ и выше, т.к. процессы ионизации воздуха вокруг проводника приводят при этих напряжениях 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 короны до допустимых значений. ([5], стр.147).
|
|
|
Разряд в виде короны возникает при напряженности электрического поля:
, где
- коэффициент шероховатости проводов; 
- радиус провода в см (по [16], стр.429).
При горизонтальном расположении фаз:
, где 
- расстояние между соседними фазами [ПУЭ, Таблица 4.2.2.], берем минимальное расстояние между фазами, чтобы внести запас, который отчасти позволит избежать коронирования даже при плохих погодных условиях (например, высокая влажность).
.
Напряженность вокруг провода:
, где
- линейное напряжение, кВ; 
- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.
При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше.
Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 
.
Тогда условие необразования короны (т.е. коронирования не будет):
;
;
, то есть провода АС-500/27 по условиям короны проходит, и данное проектное решение допустимо.
|
|
|
