10.2. Классификация методов и средств ограничения токов кз
Для ограничения токов КЗ на электростанциях и в сетях ЭЭС используются следующие методы:
метод оптимизации структуры и параметров сети (схемные решения);
стационарного или автоматического деления сети;
использования токоограничивающих устройств;
оптимизации режима заземления нейтралей элементов электрических сетей;
изменения схем электрических соединений обмоток трансформаторов и автотрансформаторов.
В качестве средств ограничения токов КЗ соответственно используются или могут быть использованы:
устройства автоматического деления сети;
токоограничивающие реакторы (неуправляемые и управляемые, с линейной или с нелинейной характеристикой);
трансформаторы и автотрансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения;
трансформаторы с повышенным напряжением короткого замыкания;
безынерционные токоограничивающие устройства различного типа (резонансные, реакторно-вентильные, со сверхпроводящими элементами и т.п.);
токоограничивающие коммутационные аппараты;
токоограничивающие резисторы;
вставки постоянного тока и вставки переменного тока непромышленной частоты;
автотрансформаторы, нормально выполненные без третичной обмотки, соединенной в треугольник;
разземление нейтралей части трансформаторов;
заземление нейтралей части трансформаторов и автотрансформаторов через реакторы, резисторы или иные токоограничивающие устройства;
замена на связях распределительных устройств различного напряжения автотрансформаторов на трансформаторы;
автоматическое размыкание в аварийных режимах третичных обмоток автотрансформаторов;
специальные схемы соединения обмоток трансформаторов блоков.
В зависимости от местных условий и требуемой степени ограничения токов при различных видах КЗ, а также от технико-экономических показателей для ограничения токов КЗ в конкретных электроустановках или в конкретных сетях ЭЭС необходимы различные средства токоограничения или их комбинации, дающие наибольший технико-экономический эффект.
В настоящее время в ЭЭС для ограничения токов КЗ наиболее часто используются: стационарное и автоматическое деления сети, токоограничивающие реакторы и аппараты, трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения, а также разземление нейтралей части силовых трансформаторов сети, их заземление через реакторы и резисторы. Другие методы и средства ограничения токов КЗ находятся в стадии исследований, опытно-конструкторской и проектной проработки.
10.3. Схемные решения
По уровню токов и мощностей КЗ осуществляют выбор сечения шин, токопроводов, проводов и кабелей, отключающую и коммутационную способность аппаратов, электродинамическую и термическую стойкость токоведущих частей и конструкций электрооборудования. Выбор электрооборудования по факторам аварийного режима не только означает предъявление более жестких требований к его техническим характеристикам, но и приводит к соответствующему росту его стоимостных показателей.
При проектировании ЭЭС решается технико-экономическая задача ограничения уровней токов и мощностей КЗ до значений, допустимых для параметров электрооборудования, которое экономически целесообразно применять. В процессе развития ЭЭС при включении новых источников электрической энергии возникает задача ограничения уровней токов и мощностей КЗ, если они превышают параметры установленного электрооборудования. При ее решении используют различные меры, направленные на увеличение сопротивления цепи КЗ, локализацию в аварийном режиме источников ее питания и отключение поврежденной электрической сети за время t < 1/(4f) (для частоты тока f = 50 Гц оно составляет t < 5 мс).
Структура и схемы электрических соединений элементов ЭЭС выбираются на стадии ее проектирования и реконструкции. В основу принимаемых решений при этом должны быть положены следующие принципы.
1. Максимальное приближение источников питания к электроприемникам.В длительных режимах используется централизованное электроснабжение от ЭЭС через один или несколько приемных пунктов. Для СЭС промышленных предприятий характерным является наличие нескольких источников питания цепи КЗ:
собственные источники электрической энергии в виде генераторов ТЭС;
подстанции связи с районной энергетической системой;
синхронные компенсаторы, а также крупные синхронные и асинхронные двигатели.
Долевое участие каждого источника в питании места КЗ зависит от их мощности и электрической удаленности.
Приближение основного источника питания означает уменьшение количества промежуточных пунктов трансформации в СЭС и увеличение количества элементов сети, рассчитываемых на более высокие напряжения, а, следовательно, на меньшие рабочие токи и токи КЗ. Все источники питания предприятия с целью резервирования связываются между собой токопроводами, КЛ и ВЛ на питающем или вторичном напряжениях. При этом резервирование большого количества элементов связи на вторичном напряжении позволяет получить меньшие уровни токов КЗ.
2. Секционирование всех ступеней распределения электрической энергии в СЭС.Это требование тесно связано с выбором количества и мощности трансформаторов главных понижающих подстанций (ГПП) и трансформаторных пунктов (ТП), количества и пропускной способности питающих линий. Такое построение СЭС позволяет увеличить электрическое сопротивление сети протеканию тока КЗ и предотвратить развитие аварии, локализовав место КЗ.
3. Построение и выбор конфигурации электрической сети(радиальной, магистральной, радиально-магистральной) должны обосновываться (наряду с такими основными факторами, как надежность, потери мощности и энергии, расход цветного металла и др.) также степенью использования сечений проводников, выбранных по току КЗ.
4. Использование ступенчатого токоограничения в схеме электроснабжения, при котором токоограничивающие устройства устанавливаются на нескольких последовательных ступенях распределения электрической энергии.
Выбор режима эксплуатации сети тесно связан со схемными решениями. В СЭС рекомендуется раздельная работа силовых трансформаторов ГПП и ТП.
Совместно с раздельной работой источников электрической энергии разукрупнение подстанции и секционирование всех ступеней распределения энергии дают возможность получить в нормальном режиме наибольшее сопротивление цепи тока КЗ. В нормальном режиме все секции РУ работают независимо, а необходимая степень бесперебойности электроснабжения обеспечивается включением секционных выключателей с использованием устройств АВР.
Схемы питания СЭС при проектировании внешнего электроснабжения выбираются на основе фактической мощности КЗ, поступающей от ЭЭС, требуемой степени бесперебойности электроснабжения, состава и территориального размещения электроприемников. При этом необходимо также оценивать токи КЗ, генерируемые синхронными и асинхронными двигателями, а также возможности дальнейшего развития СЭС.
Схемы электрических соединений должны отвечать требованиям надежности, простоты и экономичности.
Определяющим для уровней токов КЗ в СЭС является выбор схемы электрических соединений ГПП как узла связи между ЭЭС и распределительной сетью СЭС.
Чем больше мощность понижающего трансформатора связи ЭЭС, тем больше токи КЗ на шинах ГПП. Для их уменьшения следует разукрупнять по мощности подстанции СЭС или применять схемы электрических соединений, ограничивающие уровень токов КЗ на шинах вторичного напряжения. На рис.10.2 показаны варианты схем электрических соединений, которые рекомендуется использовать в связи с повышением единичной установленной мощности трансформаторов.
Схемные решения принимаются, как правило, на стадии проектирования схем развития энергосистем, а также при проектировании мощных электростанций и схем развития сетей повышенного напряжения. Они предусматривают изменение степени жесткости электрических связей между сетями. Схемные решения состоят в выборе оптимальных (при поставленных условиях и ограничениях) схем выдачи мощности электростанций, структуры и параметров элементов сетей энергосистем. Они включают в себя также решение вопроса об укрупнении или разукрупнении мощностей электростанций и подстанций.
Схемные решения в первую очередь касаются принципиальных схем вьщачи мощности электростанций. В середине XXвека в связи с вводом в ЭСС генераторов мощностью 300 … 1200 МВт и укрупнением единичных мощностей электростанций до 3600 … 6400 МВт произошел вынужденный переход от схемы выдачи мощности, показанной на рис. 10.2,а, к схеме на рис. 10.2,б, а затем к схеме на рис. 10.2,в.
Рис.10.2. Принципиальные схемы (а...в) выдачи мощности электростанций
При схеме, показанной на рис. 10.2, а, характерной для электростанций типа ТЭЦ с генераторами мощностью 30 … 100 МВт, возникали значительные трудности с ограничением токов КЗ в сетях низшего и среднего напряжений.
При применении схемы, показанной на рис. 10.2, б, характерной для блочных электростанций с генераторами мощностью 100 … 300 МВт, наибольший рост уровней токов КЗ наблюдается в сети среднего напряжения, меньший — в сети высшего напряжения; в сети же низшего напряжения уровень токов КЗ стабилизируется.
При применении схемы, приведенной на рис. 10.2, в, характерной для блочных электростанций с генераторами мощностью 300 … 1200 МВт, наибольший рост уровней токов КЗ наблюдается в сети высшего напряжения (330 - 750 кВ), меньший - в сети среднего напряжения и еще меньший - в сети низшего напряжения. Таким образом, изменение схемы выдачи мощности электростанций приводит к изменению темпа роста уровней токов КЗ в сетях различного напряжения энергосистем. При этом в сетях более низкого напряжения могут быть образованы регионы со стабильным наибольшим уровнем токов КЗ.
Эффективным схемным решением, ограничивающим рост уровней токов КЗ, является оптимизация структуры сети. Для каждой структуры с учетом параметров элементов сети при прочих равных условиях (площадь электроснабжения, суммарная нагрузка, подключенная мощность генерирующих источников) характерны: значение наибольшего уровня токов КЗ, кривые распределения уровней токов КЗ по узлам сети и темп роста уровней токов КЗ при развитии сети.
Схемные решения могут предусматривать:
выделение части территории (регионов) сетей одного напряжения, связанных между собой только через сеть повышенного напряжения (рис. 10.3, а), это так называемое периферийное или продольное разделение сетей;
наложение сетей одного и того же напряжения на площади данного региона со связью этих сетей через сеть повышенного напряжения (рис. 10.3, б)-так называемое местное или поперечное разделение сетей. Данное решение позволяет при значительном росте нагрузки иметь сети со стабильным наибольшим уровнем токов КЗ;
Рис.10.3. Варианты схемных решений: а - продольное разделение сетей, б - поперечное разделение сетей.
разукрупнение электростанций (по мощности);
разукрупнение узлов сети (по генерируемой мощности), в частности, разделение распределительных устройств повышенного напряжения мощных электростанций на самостоятельные части с обеспечением параллельной работы через узловые подстанции сети, а также перевод части блоков электростанций на сети более высокого напряжения;
- использование схем удлиненных блоков генератор-трансформатор-линия.