Стоимости ячеек выключателей в вариантах с секционным реактором и без него в ценах 1990года приведены в таблице 9.3.

Разница в цене ΔЦ = (81-72/81)·100 = 11,25 % > 10 %, т. е. установка секционного реактора экономически целесообразней.

Выводы

Установка СР снижает токи КЗ до уровня, позволяющего применить и ГРУ 10 кВ ТЭЦ более дешевые выключатели. Это является объективным критерием экономической целесообразности его применения. Снижение уровня токов КЗ с помощью СР обеспечивает меньший нагрев кабелей местной нагрузки ТЭЦ в условиях КЗ в кабельной сети.

Таблица 9.3 – Стоимости ячеек выключателей с секционным реактором

	Показатели вариантов
	без СР			с использованием СР
Цепь	тип выключателя	кол-во	цена ячейки, тыс.руб.	тип выключателя	кол-во	цена ячейки, тыс.руб.
Генератора	МГГ-10-5000/63УЗ	2	10	МГГ-10-5000/63УЗ	2	10
Трансформа-тора	МГУ-20-90/6300УЗ	2	26	МГГ-10-4000/45УЗ	2	9
Секционной связи	МГГ-10-5000/45УЗ	1	9	МГГ-10-3150/45УЗ	1	12
Собствен­ных нужд	МГУ-20-90/6300УЗ	2	26	МГУ-20-90/6300У1	2	26
ΣЦ=33 тыс. руб.				ΣЦ=102 тыс. руб.

Задача 2

Выявить эффективность и целесообразность установки СР LR1 в ГРУ 10 кВ ТЭЦ с агрегатами 2x110 МВт (см. рисунок 9.1). Исходные данные: генераторов типа ТВФ-110-2ЕУЗ: P_ном. = 110 МВт, U _ном. = 10,5 кВ,

I_ном.. =7,56 кА, cos φ_ном.. = 0,8, x"_{d. (ном..)} = 0,189, T_а.. = 0,41 с.

Трансформаторы типа ТРДН-80000/110:

S_ном.=80 МВА, n = 115/10,5 кВ, U_к. = 10,5 %;

системы: S_k. = 5000 МВА; линий: l = 60 км, X_уд. = 0,4 Ом/км;

нагрузок 10 кВ: P_нг.= P_нг2 = 35 МВт, cos φ_н.г. = 0,87.

Суточные графики нагрузки приведены на рисунке 9.3.

Решение

Электрическая схема ТЭЦ 2x110 МВт повторяет схему задачи 1, однако ТЭЦ имеет предельную генераторную мощность, подключаемую к одной рабочей секции ГРУ 10 кВ. Будет показано, что в связи с этим появляются ограничения и трудности в реализации режимов для схемы с поперечными связями на генераторном напряжении.

Зима

Лето

Рисунок 9.3 – Суточные графики нагрузки сети 10 кВ, включая собственные нужды ТЭЦ

При расчете токов КЗ в схеме без СР за базисные единицы приняты:

S_б. = 100 МВ·А; U_. = U_ср.ном.;

I_б. = S_б / (√3 ·U_б) = 100/ (√3 ·10,5) = 5,5 кА.

Сопротивления элементов схемы замещения (рисунок 9.4), приведенные к базисным условиям:

X_c. = S_б / S_k. = 100 / 5000 = 0,02;

X_л = 0,4 · 60 ·100 / 115² = 0,18;

X_т = 10,5 · 100 / 100 · 80 = 0,131;

X_г =0.198 · 100 · 0.8 / 110 = 0,137.

ЭДС генератора

E ”_г. =U +I · X_г· sin φ =1+ 7,56 / 5,5 · 0,137 · 0,6 = 1,1.

Рисунок 9.4 – Схема замещения

Ток КЗ: от системы:

I _c. = E_c. / X_c.∑ = 1 / X_c. + 0,5 · X_л. + 0,5 X_т. = 1 / 0,175 = 5,714;

I_c. = 5,714 · 5,5 = 31,4 кА;

от генератора:

I _{г о.}= E ``_г. / X_г. = 1,1 / 0,137 = 8,03;

I_г.о. = 8,03 · 5,5 = 44,16;

суммарный ток:

I _∑ = 5,714 + 2 · 8,03 = 21,77;

I_∑ = I_c. + 2 · I_г. = 31,4 + 2 · 44,16 = 119,72 кА.

При отключении одного трансформатора связи ток КЗ от системы

I _c. = 1 / X_c. + 0,5 · X_л. + X_т. = 4,15;

I_c. = 4,15 ·5,5 = 22,82 кА;

суммарный ток

I _∑ = 4,15 + 2 · 8,03 = 20,21;

I _∑= 22,82 + 2 · 44,16 =111,14 кА.

Из расчета токов КЗ следует, что суммарные токи даже при одном отключенном трансформаторе связи превышают токи отключения существующих маломасляных выключателей. Имеющиеся воздушные выключатели такие токи отключить могут, но менять тип выключателей экономически нецелесообразно.

Оценим отключаемые токи КЗ с учетом их затухания. Чтобы учесть затухание токов КЗ от двух генераторов за полное время отключения выключателей серии МГГ (t_{в. откл.} = 0,15 с), следует согласно методу типовых кривых. Ток I_п.о. умножить на коэффициент γ = I_г.τ. / I_г.о. ~ 0 > 68 ~ 0,7. Таким образом, суммарный ток КЗ в точке К1с учетом затухания: при работе обоих трансформаторов

I_∑ = I_c. + 0,7 · 2 · I_г.о. = 31,4 + 0,7 · 2 · 44,16 = 31,4 +61,82 = 93,22 кА;

при отключении одного трансформатора связи

I_Σ = I_с. + 0,7 · 2 · I_г.о. = 22,82 + 61,82 = 84,64 кА.

Приняв для тока КЗ от системы среднее значение к_уд.с. = 1,7, получим

i_уд.с. = √2 · 1,7 ∙ 31,4 = 75,26 кА.

Для токов КЗ от генераторов ударный коэффициент

k_уд.г. = 1 + exp( -0,01 / T_а.г.) = 1 + exp( -0,01 / 0,4) = 1,98;

i_уд.г. = √2 ∙ 1,98 ∙ 88,32 = 246,57 кА.

Выберем выключатели в основных присоединениях ГРУ 10 кВ (см. рисунок 9.1). В соответствии с расчетными значениями токов КЗ для ГРУ 10 кВ можно выбрать выключатели упрощенно (условные обозначения в соответствии с рисунком 9.1). Результаты расчета сведены в таблицу 9.4.

Таким образом, с учетом затухания токов КЗ удается выбрать все выключатели ГРУ 10 кВ одной серии – маломасляные. Параметры нормального режима ( I_ном.) и режима КЗ ( I_откл ) таких выключателей близки к предельным для выключателей этой серии.

Расчеты токов КЗ с секционным реакторам. Выбор секционного реактора (СР) LR 3.

Из оценки максимальных перетоков через СР следует, что расчетным является режим при отключении трансформатора связи зимой в период суток с 10 до 16 ч:

S_{c. p.} = 40 / 0.8 = 50 МВА.

Таблица 9.4 – Результаты расчета выключатели в присоединениях ГРУ 10 кВ

Обозначение на схеме и тип выключателя	Расчет-ная точка КЗ	Нормированные параметры выключателя, кА			Расчетные параметры, кА
		Iном.	Iоткл. ном.	Iпр.скв..	Iпрод.расч.	Iп.τ.	iуд.
Q1 ВГМ-20-90/11200УЗ	К1	4,2	90	320	1,376	93,22	321,83
Q2 МГУ-20-90/9500УЗ	К2	9,5	90	300	7,56	62,31	198,54
Q3 МГГ-10-5000-63УЗ	КЗ при отклю-ченном Т1	5,0	63	170	6,165	84,64	301,27
Q4 МГУ-20-90/6300УЗ	К4 при отклю-ченном Т1	6,3	90	300	2,75	53,73	177,98

Максимально возможный ток через секционный реактор

I_{прод.расч.} = 40 / ( √3 ∙0,8 ∙ 10,5) = 2,75 кА.

При выборе СР его сопротивление принимается максимальным, но с ограничением по допустимой потере напряжения на реакторе при максимальном перетоке мощности AU < 5 %. При таком подходе максимально снижается уровень токов КЗ в узле ГРУ 10 кВ и облегчаются условия КЗ в кабельной сети 10 кВ, питаемой от сборных шин ГРУ 10 кВ ТЭЦ.

Выбираем реактор на номинальный ток 4000 А типа РБДГ 10-4000-0,18УЗ (ближайший меньший номинальный ток реактора по справочнику I_ном. = 2500 А < 2750 А).

Сопротивление СР, приведенное к базисным условиям:

X_{c. p.} = 0,18 ∙ 100 / 10,5² = 2,163.

При протекании максимально возможного тока I_c.p.max. =2,75кА потеря напряжения на СР:

ΔU = √3 ∙ X_c.p.∙ I_c.p.mах.∙ sin φ ∙100 / U_ном. ==1,73∙ 0,18 ∙2,75 0,6 ∙100 / 10,5 = =5,14 % ≥ 5 %.

т. е. потеря напряжения превышает допустимую. Принимаем меньший номинал х_ср. = 0,14 Ом. При этом

ΔU = 1,73 ∙0,14 ∙ 2,75 ∙ 0,6 ∙ 100 / 10,5 = 4 % ≤ 5 %.

Окончательно принимаем Х_ср = 0,14 Ом или в относительных единицах X_ср. = 0,14·100/10,5² = 0,127.

После эквивалентирования схемы замещения с СР получим ток КЗ: от ближайшего генератора G2 (принимая Х_г = 0,153)

I _г2 = E ``_г. / X_г. = 1,1 / 0,153 = 7,19;

I _г2 = 7,19 ∙ 5,5 = 39,5 кА;

с учетом затухания

I_{п. τ. г2} = 0,7 ∙ 39,5 = 27,9 кА;

i_уд.г2 = √2 ∙ 1,96 ∙ 39,5 = 110,3 кА.

от системы и генератора G2

I _c. = E _эк. / X_{c. эк.} = 1,05 / 0,124 = 8,47,

где Е_эк. -эквивалентная ЭДС для системы (Е _с = 1) и генератора G2

(E _г2 = 1,1); I_c. = 8,47 ∙5,5 = 46,57 кА;

i_{уд. с.} = √2 ∙ 1,9 ∙ 46,57 = 124,8 кА.

Суммарный ток КЗ на ответвлении, ближайшего к месту КЗ трансформатора собственных нужд:

I_п.о. = 46,57 + 39,5 = 86,07 кА;

I_{п. г.} = 46,57 +27,9 = 74,47 кА;

I_{уд. ∑} = 110,3 +124,8 = 235,1 кА.

При отсутствии секционного реактора те же токи были бы значительно больше. Токи при КЗ в точке КЗ (при отключенном трансформаторе Т1): от генератора G1

I _г1 = 1,1 / 0,153 = 7,19 кА;

I_г1о = 7,19 ∙ 5,5 = 39,5 кА;

от системы

I _c. = 4,7;

I_c = 4,7∙ 5,5 = 25,9 кА;

суммарный ток КЗ

I_k.о = I_г1о + I_c = 39,5 +25,9 = 65,4 кА.

Ударные токи КЗ

i_{уд. г1} = √2 ∙ 1,96 ∙ 39,5 = 110,3 кА;

i_{уд. с.} = √2 ∙ 1,9 ∙ 25,9 = 69,4 кА;

i_{уд. ∑} = 110,3 + 69,4 = 179,7 кА.

Ток при КЗ в точке К4 (на межсекционной связи)

I _k. = E _эк. / X_эк. = 1,07 / 0,227 = 4,7;

I_k. = 4,7 ∙5,5 = 25,9 кА;

i_уд. = √2 ∙ 1,9 ∙ 25,9 = 69,4 кА.

Результаты выбора выключателей при наличии СР даны в таблице 9.5.

Из результатов, приведенных в этой таблице, видно, что при установке секционного реактора происходит снижение токов КЗ, которое все же не позволяет применить более дешевые выключатели. Следовательно, применение СР в данном случае экономически неэффективно (сравнить с аналогичным выбором в задаче 1).

Важно обратить внимание, что в данном случае снижение токов КЗ с помощью СР не может повлиять на токи в присоединениях ГРУ 10 кВ в нормальном режиме, определяемые мощностью генераторов. При этом тип выключателей обусловлен нормальным режимом, а не режимом КЗ.

Вывод

Итак, в рассматриваемой задаче применение СР нецелесообразно. Применив некоторые меры, можно установить СР с большим сопротивле­нием и ограничить токи КЗ в ГРУ 10 кВ более эффективно. Например, приняв Х_ср.= 0,35 Ом, можно в режиме максимального перетока через СР (при отключении одного трансформатора связи) так ограничить выработку генератора, чтобы потеря напряжения на СР не превышала допустимую норму ΔU_ср. ≤ 5 %:

при снижении нагрузки генератора до 80 % ток через СР будет I_ср. = 1,37 кА и

ΔU = √3 ∙ 035 ∙ 1,37 ∙ 0,6 ∙ 100 / 10 = 4,98 % ≤ 5 %.

Таблица 9.5 – Результаты выбора выключателей при наличии СР

Обозначение на схеме и тип выключателя	Расчетная точка КЗ	Нормированные параметры выключателя, кА			Расчетные параметры, кА
		Uном.	Iоткл.ном.	Iпр.скв.	Iпрод.расч.	Iп.τ.	iуд
Q1МТУ-20-90/6300УЗ	К1	6,3	90	300	1,376	74,7	235,1
Q2 МГУ-20-90/9500УЗ	К2	9,5	90	300	6,875	46,57	124,8
Q3 МГТ-10-5000-63УЗ	КЗ при отключен-ном Т1	5,0	63	120	4,8	65,4	179,7
Q4 МГУ-20-90/6300УЗ	К4 при отключен-ном Т1	6,3	90	300	6,165	25,9	69,4

Однако условия замены выключателей более дешевыми вызваны номинальным режимом, и поэтому более высокая степень ограничения токов К3 не может сделать использование СР экономически эффективным.