14.2 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения (tv)

Трансформаторы напряжения (ТН) характеризуются номинальными значениями первичного напряженияU_1ном , вторичного напряжения U_2ном (обычно 100 В для междуфазного напряжения или 100/√З В для фазного напряжения), и соответственно коэффициентом трансформации K=U_1ном/U_2ном В зависимости от погрешности различают следующие классы точности трансформаторов напряжения: 0,2; 0,5; 1; 3.

Класс точности будет обеспечен, если вторичная нагрузка трансформатора S₂ не будет превышать номинальную мощность в данном классе S_2ном.

В установках напряжением до 18 кВ применяются трехфазные и однофазные трансформаторы, при более высоких напряжениях — только однофазные, которые собирают по определенным схемам.

В зависимости от назначения могут применяться разные схемы включения трансформаторов напряжения. Два однофазных трансформатора напряжения, соединенные в неполный (открытый) треугольник, позволяют измерять два линейных напряжения. Целесообразна такая схема для подключения счетчиков и ваттметров. Для измерения линейных и фазных напряжений могут быть использованы три однофазных трансформатора, соединенные по схеме «звезда — звезда», или трехфазный типа НТМИ, третья обмотка которого соединена в разомкнутый треугольник и используется для присоединения реле защиты от замыканий на землю. Так же соединяются в трехфазную группу однофазные трехобмоточные трансформаторы типа ЗНОМ и НКФ.

Трансформаторы напряжения выбирают по условиям:

U_уст≤U_1ном, и

S₂≤S_2ном в намечаемом классе точности.

За S_2ном принимают мощность всех трех фаз однофазных трансформаторов напряжения, соединенных по схеме звезды, и удвоенную мощность однофазного трансформатора, включенного по схеме неполного треугольника.

Перечень измерительных приборов для расчетной цепи принимается на основании рекомендаций раздела 13. При этом надо учитывать, что ТН будет питать приборы всех присоединений подключенных к сборным шинам, к которым подключен данный ТН. Расчетную нагрузку приборов для упрощения расчетов не разделяют по фазам, тогда получают , где P₂ и Q₂ – суммарные активная и реактивная мощности, потребляемые приборами, подключенными к данному ТН.

При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывают, так как оно мало, однако сопротивление проводов создает дополнительную потерю напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения в проводах от трансформаторов к счетчикам не должна превышать0,5%, а в проводах к щитовым измерительным приборам - 3%. Обычно площадь сечения проводов принимают из условия механической прочности равной 1,5 и 2 мм² соответственно для медных и алюминиевых проводов.

15. Средства ограничения токов короткого замыкания и выбор токоограничивающих реакторов (lr).

При близко расположенных мощных источниках токи кз на стороне 6 – 10 кВ (иногда и на стороне 35 кВ) энергообъектов могут быть очень большими, не позволяющими произвести оптимальный выбор аппаратов и токоведущих частей. В этом случае применяют мероприятия по ограничению токов кз. Различают схемные мероприятия и аппаратные.

Первые заключаются в том, что в нормальном нагрузочном режиме некоторые выключатели держат в отключенном состоянии. При этом условия питания нагрузки не ухудшаются, а сопротивление протеканию тока кз на стороне 6 – 10 кВ увеличивается. Примером этого может служить отключенное состояние секционного выключателя на низкой стороне подстанций (Рис. 15.2)

Второе мероприятие заключается в применении специальных устройств увеличивающих сопротивление протеканию тока кз. Наиболее простыми и чаще всего применяемыми устройствами являются токоограничивающие реакторы. Следует отметить, что на практике могут одновременно применяться оба мероприятия по ограничению тока кз: схемное и аппаратное.

Ниже в таблице приводится набор параметров, которыми характеризуются токоограничивающие реакторы

Наименование параметра	Обозначение параметра
Номинальное напряжение	Uном , кВ
Номинальный ток	Iном,, А
Ток динамической стойкости	iдин , кА
Ток термической стойкости	Iтс , кА
Время термической стойкости	tтс , с
Индуктивное сопротивление реактора	xр, Ом

Чаще всего токоограничивающие реакторы применяют в схемах генераторных распределительных устройств ТЭЦ (ГРУ ТЭЦ) и на низкой стороне подстанций.

Возможные схемы включения реакторов на ТЭЦ показаны на рис.15.1 (на рис. не показаны выключатели в цепях присоединений и секционного реактора). Для мощных и ответственных линий может применяться индивидуальное реактирование (реактор LR1 на рис.15.1). Когда через реактор питается группа линий, его называют групповым (LR2 на рис.15.1). Реактор, включаемый между секциями К1 и К2 генераторного распределительного устройства, называют секционным реактором (LRК на рис.15.1).

Рис. 15.1 Возможное расположение токоограничивающих реакторов LR в схеме ГРУ ТЭЦ

В нормальном режиме работы станции через секционные реакторы проходят небольшие токи и потери напряжения в них малы. Секционные реакторы ограничивают ток КЗ в зоне сборных шин, присоединений генераторов, трансформаторов. Сопротивление реакторов должно быть достаточным для того, чтобы ограничивать ток КЗ до значений, соответствующих параметрам намечаемых к установке выключателей. Номинальный ток секционного реактора должен соответствовать мощности, передаваемой от секции к секции при нарушении нормального режима.

Обычно принимают для секционных реакторов:

I_р.ном≥(0,6 – 0,7)I_г.ном ; x_р=0,2 – 0,35 Ом, где I_г.ном – номинальный ток генератора, подключенного к секции ГРУ

Задав сопротивление реактора, рассчитывают ток КЗ на шинах установки. Если ток окажется больше ожидаемого, следует изменить сопротивление реактора и повторить расчет.

Линейные реакторы, включенные последовательно в цепь отходящей линии, хорошо ограничивают ток КЗ в распределительной сети и поддерживают остаточное напряжение U_ост на шинах установки при КЗ на одной из линий. Последнее благоприятно сказывается на потребителях электрической энергии, и по условиям самозапуска электродвигательной нагрузки U_ост должно составлять не менее (65 - 70) % U_ном.

Для ограничения тока КЗ целесообразно иметь возможно большее индуктивное сопротивление реактора. Однако значение х_р должно быть ограничено допустимым значением потери напряжения в реакторе при нормальном режиме работы установки (1,5—2% номинального).

На рис.2 показано включение токоограничивающих реакторов в схеме подстанции. На подстанциях обычно применяют групповое реактирование, как это и показано на рис.15.2. Это уменьшает затраты, связанные с установкой реактора, однако в этом случае уменьшается и токоограничивающее действие реактора с большим номинальным током при заданном значении потери напряжения.

Рис. 15.2 Возможное расположение токоограничивающих реакторов LR на стороне низкого напряжения подстанции. Секционный выключатель отключен .

Рассмотрим порядок выбора линейных реакторов.

Реакторы выбирают по номинальному напряжению и номинальному току:

U_уст≤U_р.ном ; I_{раб.утяж}≤I_р.ном, здесь I_{раб.утяж} – наибольший ток через реактор в нагрузочном режиме.

Индуктивное сопротивление реактора выбирают исходя из условий ограничения тока КЗ до заданного уровня, определяемого коммутационной способностью выключателей или термической стойкостью кабелей, которые установлены в данной сети. Первоначально известно значение периодической составляющей тока КЗ I_п0, которое с помощью реактора необходимо уменьшить. Результирующее сопротивление цепи КЗ до места присоединения реакторов (точка К₁, рис. 15.3) можно определить по выражению

.

Рис. 15.3 Схема замещения для определения сопротивления реактора.

Начальное значение периодической составляющей тока за реактором (точка К2) должно быть равно току отключения выключателя I_отк:

I_{п0 К2}=I_откл

Сопротивление цепи КЗ до точки К2 за реактором

.

Разность полученных сопротивлений даст необходимое сопротивление реактора:

x_р=x_{рез К2} – x_{рез К1}.

Выбирают по каталогу тип реактора с ближайшим большим значением x_р и рассчитывают действительное значение периодической составляющей тока КЗ за реактором.

Выбранный реактор необходимо проверить на электродинамическую стойкость:

i_у≤i _дин,

где i_у — ударный ток трехфазного КЗ за реактором.

Проверка на термическую стойкость проводится по условию

B_k≤ I² _тс t_тс

где В_к — расчетный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором.

Короткое замыкание за реактором можно считать удаленным, и поэтому не учитывать изменение периодической составляющей тока кз во времени

B_к=I²_{п0 К2}(t_откл+T_а),

при этом в значение t_откл входит время действия релейной защиты отходящих линий, составляющее 1—2 с и время отключения выключателя t_ВО. Здесь T_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока при кз за реакторм.

Необходимо также определить потерю напряжения в реакторе в нагрузочном режиме и остаточное напряжение на шинах установки при кз за реактором (в процентах):

Δu=√3I_рабx_рsinφ100/U_ном;≤( 1,5—2)%

U_ост=√3I_{п0 К2}x_р 100/U_ном≥(65 - 70) %

и сравнить полученные значения с допустимыми.

Если потеря напряжения в реакторе в нагрузочном режиме превосходит 2%, то необходимо применить сдвоенный реактор.

Сдвоенные реакторы имеют три вывода. К среднему выводу реактора присоединены источники питания, а потребители подключаются к крайним выводам (рис. 15.4а).

Рис.15.4 Сдвоенный реактор:

а – схема включения; б – нагрузочный режим; в – режим КЗ.

Сдвоенные реакторы характеризуются номинальным напряжением, номинальным током ветви и сопротивлением одной ветви x_р=x_в=ωL при отсутствии тока в другой. При эксплуатации стремятся к равномерной загрузке ветвей (I₁=I₂=I). В этом случае, в нормальном режиме работы установки потеря напряжения в ветви реактора с учетом взаимной индукции ветвей определится как:

Δu=√3I_рабx_р (1-k_с)sinφ100/U_ном, где где k_c = M/L — коэффициент связи ветвей реактора. Обычно коэффициент связи k_c близок к 0,5, тогда потеря напряжения в сдвоенном реакторе вдвое меньше по сравнению с обычным реактором.

При КЗ за одной из ветвей ток в ней значительно превышает ток в неповрежденной ветви. Влияние взаимной индукции мало, и x_р=x_в, т. е. сопротивление реактора при КЗ вдвое больше, чем в нормальном режиме.