Содержание
1. В чем отличается токоограничивающий эффект плавких предохранителей?
2. Какие высоковольтные выключатели не имеют специальной дугогасительной среды?
3. Выбор числа и мощности трансформаторов связи на ГЭС
4. Задача №1
5. Задача №2
6. Задача №3
Список литературы
1. В чем отличается токоограничивающий эффект плавких предохранителей?
Плавкие предохранители — это электрические аппараты, защищающие установки от перегрузок и токов короткого замыкания.
Принцип действия предохранителей ПР-2
Процесс гашения дуги в плавком предохранителе ПР-2 происходит следующим образом. При отключении сгорают суженные перешейки плавкой вставки, после чего возникает дуга. Под действием высокой температуры дуги фибровые стенки патрона выделяют газ, в результате чего давление в патроне за доли полупериода поднимается до 4—8 МПа. За счет увеличения давления поднимается вольт-амперная характеристика дуги, что способствует ее быстрому гашению.
Плавкая вставка предохранителя ПР-2 может иметь от одного до четырех сужений в зависимости от номинального напряжения. Суженные участки вставки способствуют быстрому ее плавлению при коротком замыкании и создают эффект токоограничения.
Быстродействующие предохранители выполняются с плавкими вставками из серебряной фольги в закрытых патронах с засыпкой кварцевым песком. Они рассчитаны на установку в цепях переменного тока напряжением 380-1250 В и постоянного тока 230-1050В; номинальные токи 100-2000 А, предельные токи отключения до 200кА. Эти предохранители обладают заметным токоограничивающим действием. Зависимость ограниченного тока Iогр в сети напряжением 660 В от расчетного тока КЗ Iк. при разных номинальных токах плавкой вставки Iном для быстродействующего предохранителя ПП-57 показана на рис. 1. Чем меньше номинальный ток вставки, тем меньше паров металла в дуге, тем больше сопротивление дуги и больше степень ограничения тока в цепи.
рис. 1. Характеристика ограничения тока КЗ предохранителем ПП-57.
Номинальный ток плавкой вставки выбирается так, чтобы в нормальном режиме и при допустимых перегрузках отключения не происходило, а при длительных перегрузках и КЗ цепь отключалась возможно быстрее. При этом соблюдаются условия избирательности защиты.
Предохранители ПН-2 более совершенны, чем предохранители ПР-2. Корпус квадратного сечения предохранителя типа ПН-2 изготавливается из прочного фарфора или стеатита. Внутри корпуса расположены ленточные плавкие вставки и наполнитель — кварцевый песок.
Плавкая вставка разделена на три параллельных ветви для более полного использования наполнителя. Применение тонкой ленты, эффективный теплоотвод от суженных участков позволяют выбрать небольшое минимальное сечение вставки для данного номинального тока, что обеспечивает высокую токоограничивающую способность. Соединение нескольких суженных участков последовательно способствует замедлению роста тока после плавления вставки, так как возрастает напряжение на дуге предохранителя. Для снижения температуры плавления на вставки наносятся оловянные полоски (металлургический эффект).
По диапазону токов отключения предохранители ПКТ подразделяются на класс 1 с диапазоном от одночасового тока плавления до номинального тока отключения (общее применение) и класс 2 с диапазоном от нормированного минимального тока, превышающего одночасовой ток плавления, до номинального тока отключения (рис.2). При отключении токов большей кратности по отношению к номинальному току плавкой вставки предохранитель работает с токоограничением (рис.3).
рис.2 Зависимость времени плавления плавкой вставки от тока в предохранителях ПКТ.
рис.3
Характеристика токоограничения предохранителя ПКТ: I1 – наибольший ток в цепи предохранителя; I2 –расчётный ток КЗ для номинальных токов плавких вставок 2-50 А.
Как видно из рисунка, ограничение тока имеет место при отключённом (расчётном) токе I2, превышающим некоторое минимальное значение, зависящее от номинального тока вставки. Чем меньше последний, тем заметнее токоограничивающее действие предохранителя.
Средства дугогашения позволяют погасить дугу за миллисекунды. При этом проявляется эффект токоограничения. При отключении повреждённой цепи с токоограничением обеспечивается гашение дуги, так как отключается не установившийся ток КЗ, а ток, определяемый временем плавления вставки. Ток КЗ при этом ограничивается до значения Iоткл.
С ростом номинального тока возрастает, естественно, и минимальное
сечение вставки. Увеличение этого сечения приводит к возрастанию длительности плавления вставки и уменьшению эффекта токоограничения. Интенсивный отвод тепла от вставки при номинальном режиме позволяет выбрать уменьшенное сечение вставки и повысить эффект токоограничения.
Токоограничивающая способность предохранителей зависит от номинального тока вставки, значения ожидаемого тока КЗ и фазы включения
(наличие и значение апериодической составляющей тока КЗ). Чем больше номинальный ток плавкой вставки, тем ниже токоограничивающее действие плавкого предохранителя. Так, при Iном. = 400 А токоограничение почти отсутствует.
При отключении цепи токоограничивающими предохранителями в ней могут возникнуть перенапряжения, тем большие, чем быстрее снижается ток в цепи. Ограничение перенапряжения достигается конструкцией плавких вставок. Перенапряжения, которые возникают при срабатывании токоограничивающих высоковольтных предохранителей, нормируются ГОСТ 2213-79. Срабатывание высоковольтного предохранителя зависит от значения и длительности воздействия сверхтока, от значительных перенапряжений при токоограничении и т.д. Полное время отключения токоограничивающих предохранителей при токах КЗ составляет 0,005-0,007 с.
К предохранителям всех серий предъявляются следующие требования:
времятоковая характеристика плавления (отключения) предохранителя должна проходить ниже аналогичной характеристики защищаемого объекта, причём, возможно ближе к ней;
при КЗ предохранители должны работать селективно, т.е. должна отключаться только повреждённая линия;
характеристики предохранителя должны быть стабильными, а их допустимые отклонения не должны нарушать защитные свойства предохранителя;
предохранители должны иметь высокую отключающую способность и высокую надёжность;
замена элемента предохранителя любой конструкции должна осуществляться за минимальное время.
2. Какие высоковольтные выключатели не имеют специальной дугогасительной среды?
В конструкциях высоковольтных выключателей применяют дугогасительные решетки из металла или асбоцемента, куда дуга втягивается магнитным полем или сжатым воздухом и разбивается на большое число коротких дуг быстро деионизируясь.
Воздушные выключатели
В воздушных выключателях гашение дуги происходит сжатым воздухом при давлении 2-4 МПа, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Конструктивные схемы воздушных выключателей различны и зависят от их номинального напряжения, способа создания изоляционного промежутка между контактами в отключенном положении, способа подачи сжатого воздуха в дугогасительное устройство.
В выключателях на большие номинальные токи (рис. 1) имеется главный и дугогасительный контур, подобно маломасляным выключателям МГ и МГГ. Основная часть тока во включенном положении выключателя проходит по главным контактам 4, расположенным открыто. При отключении выключателя главные контакты размыкаются первыми, после чего весь ток проходит по дугогасительным контактам, заключенным в камере 2. К моменту размыкания этих контактов в камеру подается сжатый воздух из резервуара 1, создается мощное дутье, гасящее дугу. Дутье может быть продольным или поперечным.
рис. 1
Необходимый изоляционный промежуток между контактами в отключенном положении создается в дугогасительной камере путем разведения контактов на достаточное расстояние. Выключатели, выполненные по конструктивной схеме с открытым отделителем, изготовляются для внутренней установки на напряжение 15 и 20 кВ и ток до 20000 А (серия ВВГ). В данном типе выключателей после отключения отделителя 5 прекращается подача сжатого воздуха в камеры и дугогасительные контакты замыкаются. Конструктивные схемы воздушных выключателей:
1 – резервуар со сжатым воздухом;
2 – дугогасительная камера;
3 – шунтирующий резистор;
4 – главные контакты;
5 – отделитель;
6 – емкостный делитель напряжения на 110 кВ – два разрыва на фазу (г).
В воздушных выключателях для открытой установки на напряжение 35 кВ (ВВ-35) достаточно иметь один разрыв на фазу.
По данной конструктивной схеме созданы выключатели серии ВВ на напряжение до 500 кВ. Чем выше номинальное напряжение и чем больше отключаемая мощность, тем больше должно быть разрывов в дугогасительной камере и в отделителе.
Для выключателей серии ВВБ количество дугогасительных камер (модулей) зависит от напряжения (110 кВ – одна; 220 кВ – две; 330 кВ – четыре; 500 кВ – шесть; 750 кВ – восемь), а для крупномодульных выключателей (ВВБК, ВНВ) количество модулей соответственно в два раза меньше.
3. Выбор числа и мощности трансформаторов связи на ГЭС
При выборе главных схем ГЭС необходимо учитывать их особенности.
Как правило ГЭС сооружается вблизи к источнику мощных водных ресурсов и вдали от потребителей, соответственно вся мощность выдается на одном или двух высоких напряжениях. Эта особенность ГЭС позволяет применить блочную схему генератор-трансформатор не предусматривая сборных шин генераторного напряжения. Увеличение установленной мощности ГЭС исключено, так как она проектируется изначально по максимальному водотоку, следовательно и число линий высокого напряжения не увеличивается, не требуется в перспективе расширения РУ.
Главные трансформаторы (трансформаторы связи с системой) устанавливаются в условиях ограниченной площадки нижнего или верхнего бьефа. Это вызывает необходимость сооружения укрупненных энергоблоков – по 2 – 3 генератора на один трансформатор связи. На мощных ГЭС связь с системой осуществляется обычно с помощью автотрансформаторов.
В схемах присоединения к сети крупных ГЭС на всех этапах ввода мощности рекомендуется обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности станции (за вычетом нагрузки распределительной сети и собственных нужд) в любой период суток или года как при работе всех отходящих линий, так и отключении одной из линий.
Современные крупные электростанции сооружаются без РУ генераторного напряжения. На электростанциях рекомендуется применять не более двух РУ повышенных напряжений (220-500 кВ, 330-750 кВ, 500-1150 кВ). Оптимальное распределение генераторов между РУ разных напряжений зависит от их единичной мощности и схемы сети района размещения станции. Современные ГЭС сооружаются с генераторами мощностью до 640 МВт. Сооружение третьих РУ (как правило, 110 кВ) встречается крайне редко - на действующих электростанциях при нагрузке местного района, соизмеримой с мощностью генераторов. Большая часть ГЭС сооружается с системой напряжений 220-500 кВ.
Расчетную мощность автотрансформаторов связи, включенных между РУ высшего и среднего напряжения определяют на основе анализа перетоков мощности между этими РУ в нормальном и аварийном режимах. В частности, необходимо рассматривать отключение одного из блоков, присоединенных к РУ СН. При выборе числа автотрансформаторов связи учитывают, во-первых, требуемую надежность электроснабжения потребителей сети СН, а во-вторых, допустимость изолированной работы блоков на РУ СН. Если нарушение связи между РУ высшего и среднего напряжений влечет за собой недоотпуск электроэнергии потребителям или окажется, что минимальная нагрузка сети СН ниже технологического минимума мощности отделившихся блоков, то предусматривают два автотрансформатора связи.
Выбор трансформаторов связи.
Для этой цели составляют и анализируют предполагаемые графики нагрузки трансформаторов:
а) в нормальном режиме;
б) при отключении одного из работающих генераторов.
Мощность, передаваемая через трансформаторы связи, в общем случае (при разных значениях коэффициентов мощности генераторов, местной нагрузки и собственных нужд) равняется:
Sрасч = ( P∑г − Рс.н. − Рм.н. ) 2 + (Q∑г − Qс.н. − Qм.н. ) 2 ,
где РΣг,QΣг – суммарные активная и реактивная мощности генераторов, присоединенных к ГРУ.
Руководствуясь соображениями надежности на ГЭС, как правило, предусматривают два трансформатора связи с системой. Однако даже при наличии условий, определяющих принципиальную возможность выбора одного трансформатора связи, из соображений уменьшения перетоков мощности между секциями обычно устанавливают все-таки два трансформатора связи.
При выборе номинальной мощности трансформаторов связи учет нагрузочной способности зависит от режима, определившего расчетную (наибольшую) мощность. Если вероятность расчетного режима достаточно велика (плановое или аварийное отключение одного генератора на станции, аварийная ситуация в системе), то при выборе номинальной мощности можно идти лишь на перегрузку без сокращения срока службы (Кп,сист). В тех случаях, когда расчетный режим редкий (отказ одного из трансформаторов связи), при выборе Sном используют коэффициент допустимой аварийной перегрузки Кп,ав.
Расчетный коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов при проектировании принимается равным 1,4. Такая перегрузка допустима в течении не более 5 суток при условии, если коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, а длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.
4. Задача №1
Условие:
Выбрать ошиновку в цепи генератора на ТЭЦ в пределах ГРУ.
Sном = 125 МВА, Uном = 10,5 кВ,
Токи КЗ в цепи генератора:
Iпо = 36 кА; Inτ = 30 кА; iey = 100 кА; iaτ = 30 кА; (tотк + Та) = 4,25 с.
Шины располагаются горизонтально, а = 0,8м., l = 1,5м.
Среднемесячная температура наиболее жаркого месяца +25˚С.
Решение:
Наибольший ток в цепи генератора и ошиновки Iмах = Рном/√3·Uном·0,95·cosφ где Рном = Sном х cosφ
Iмах = 125/√3 · 10,5 · 0,95 = 7235 (А)
Принимаем шины коробчатого сечения 2х(200х90х10х14) Iдоп= 7550 < Iмах
Поправочный коэффициент равен 1
Проверяем шины на термическую стойкость:
Iпо = 36 кА Þbк= Iпо2 × (tотк + Та) = 362 × 4,25 = 5508×103 (А2×с)
Минимальное сечение по термической стойкости q:
qmin =  =  = 25,79 (мм2)
проверим шины на механическую прочность:
iey = 100 кА ; шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции Þ расчет производим без учета колебательного процесса в конструкции. Момент сопротивления жестко сваренных по всей длине шин принимаем 422 см3:
sФмах =  × = 1,73 × = 1,153 (МПа)
Шины механически прочны.
5. Задача 2
По условию задачи 1 выбрать опорные и проходные изоляторы в цепи генератора.
Выбираем опорные изоляторы ИП10/8000-4250У2, номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 8 кА, минимальное разрушающее усилие на изгиб Fмин = 4250 (Н), с поправкой на высоту коробчатых шин:
высота изолятора Низ = 711 (мм), с = 10 (мм), h/2 = 200/2 = 100 (мм).
Fи = Кh × iуд2 × l × 10-7 : а; где Кh = (Низ+с+h/2) / Низ = (711+10+200 : 2) : 711 = 1,15 Þ Fи = 1,15 × 1000002 × 1,5 × 10-7 : 0,8 = 2156,2 (Н);
Fрасч = Кh × Fи = 2156,2 × 1,15 = 2479,6 (Н) < Fмин= 4250 (Н).
Проходные изоляторы выбираем той же марки, с теми же характеристиками.
6. Задача 3
По условию задачи 1 выбрать выключатель, разъединитель, трансформатор тока и напряжения для измерительных приборов в цепи генератора.
Выбираем выключатель МГУ-20;
Проверка выключателя производится по параметрам:
По напряжению установки: МГУ-20 на напряжение 20 кВ > Uном;
По длительному току: Iном.= 6300А;
При принудительном охлаждении первичной цепи Iном.= 9500А > Iмах = 7235 А;
По отключающей способности:
Iоткл = 90 кА > Iпо = 36 кА
Iтерм. = 105 кА (tпротек= 3 с.) > 30 кА;
Iey = 300 кА > ieyG = 100кА;
Выбираем разъединитель по таблице П4.1 РВЗ-20-8000
Iном = 8000 кА > Iмах = 7235 А;
Iтерм. = 120 кА (tпротек= 4 с.) > 30 кА;
Iey = 300 кА > ieyG = 100кА;
Выбор измерительных трансформаторов тока:
Поскольку сопротивление приборов и цепи не задано, выбор по вторичной нагрузке опускаем, следовательно выбираем трансформаторы тока по напряжению и номинальному току генератора:
Выбираем ТШВ-15/8000;
Uном.тр.= 15кВ > UномG = 10,5 кВ;
Iном1 = 8000 кА > Iмах = 7235 (А);
Выбираем трансформатор напряжения
Литература
1. Чунихин А. А. Электрические аппараты.—3-е изд. перераб. и доп. -- М.: Энергоатомиздат, 1988.
2. Родштейн Л. А. Электрические аппараты: Учебник для техникумов. Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отделение, 1989.
3. 2005-2009 ФГУ ГНИИ ИТТ "Информика".
4. 2005-2009 Федеральное агентство по образованию.
5. Рожкова Л.Д., Козулин В.С., Электрооборудование электростанций и подстанций: учебник для техникумов. – 3-е издание переработанное и дополненное – М.: Энергоатомиздат, 1987 год.
|