Методы и средства ограничения действия токов

КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Для ограничения токов КЗ на электростанциях и в сетях энергосистем используются следующие методы:

1) метод оптимизации структуры и параметров сети (схемные решения);

2) деление сети;

3) использование токоограничивающих устройств;

4) оптимизация режима заземления нейтралей элементов электрической сети.

Методы и средства ограничения токов КЗ выбираются в зависимости от:

1) местных условий;

2) требуемой степени ограничения токов при различных видах КЗ;

3) технико-экономических показателей.

Рассмотрим каждый метод ограничения токов КЗ более подробно.

Схемные решения

Схемные решения принимаются на стадии проектирования схем развития энергосистем, мощных электростанций и схем развития сетей повышенного напряжения. Схемные решения состоят в выборе оптимальных схем выдачи мощности электростанций, структуры и параметров элементов сетей энергосистем.

В главе 1 (рис. 1.1) приведены исторические изменения схемы питания для электростанций, связанные с повышением токов КЗ при развитии энергосистем.

Изменение схемы выдачи мощности электростанций приводит к изменению темпа роста уровней токов КЗ в сетях различного напряжения энергосистем.
В сетях более низкого напряжения могут быть образованы регионы со стабильным наибольшим уровнем токов КЗ. При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий выбор схемных решений в основном касается схем главных понизительных подстанций (ГПП). Возможные технические решения определяются допустимыми токами КЗ. Величина допустимых токов определяется технико-экономическим расчетом. В таблице 12.1 приведены возможные схемы ГПП и максимальное значение периодической составляющей тока КЗ от системы. При допустимом токе 20 кА указаны приемлемые схемные решения.

 

Таблица 12.1

Схемы ГПП и максимальное значение периодической составляющей тока КЗ

Схема	Мощность, МВ∙А	Периодическая составляющая тока КЗ, кА
При U = 6кВ	При U = 10 кВ
			8,4
	21,8	13,1
		13,6	10,8
	17,8	15,6
	21,9	21,4
	23,9	24,8
		12,2	7,3
	19,6	11,7
	30,8	18,5
	39,1	23,5
		10,3	6,5
	12,7	9,8
	16,7	14,2
	18,8	16,9

 

Примечание: В расчетах приняты следующие величины− U_к = 10,5 %, (х_тр = 0,105) о.е., x_p = 0,1 Ом. Значения, выделенные заливкой, превышают значение допустимого тока КЗ равного 20 кА. При сопротивлениях реактора превышающих 0,1 Ом схемы с реактором могут использоваться при любых мощностях трансформаторов.

 

Схемные решения также могут предусматривать:

− выделение части территории (регионов) сетей одного напряжения, связанных между собой только через сеть повышенного напряжения – так называемое периферийное или продольное разделение сетей (рис. 12.1а).

− наложение сетей одного и того же напряжения на площади данного региона со связью этих сетей через сеть повышенного напряжения – так называемое местное или поперечное разделение сетей (рис. 12.1б). Данное схемное решение позволяет при значительном росте нагрузки иметь сети со стабильным наибольшим уровнем токов КЗ. В этих же целях используются двухтрансформаторные подстанции;

− разукрупнение электростанций по мощности;

− разукрупнение узлов сети по генерируемой мощности;

− использование схем удлиненных блоков генератор-трансформатор-линия.

 

а) б)

Рис. 12.1. Разделение сети: а − продольное; б − поперечное

 

Деление сети

Деление сети используют в процессе эксплуатации, когда требуется ограничить рост уровней токов КЗ при развитии энергосистем.

Стационарное деление сети (СДС) – это деление сети в нормальном режиме, осуществляемое с помощью секционных, шиносоединительных или линейных выключателей мощных присоединений электроустановок. Стационарное деление производят тогда, когда наибольший уровень тока КЗ в сети или уровень тока КЗ в узле сети превышает допустимый с точки зрения параметров установленного оборудования. СДС оказывает существенное влияние на режимы, устойчивость, надежность работы станции, на потери мощности.

 

Рис. 12.2. Стационарное деление сети

 

Автоматическое деление сети (АДС) – это деление сети в аварийном режиме с целью обеспечения работы коммутационных аппаратов при отключении шин поврежденной цепи. Оно выполняется на секционных или шиносоединительных выключателях, реже – на выключателях мощных присоединений. При АДС отключается значительно меньший ток, чем КЗ в поврежденной цепи.

Недостатки АДС:

− требуется, чтобы выключатели присоединений были способны выдержать полный сквозной ток КЗ;

− в результате деления возможно появление в послеаварийном режиме небаланса мощностей источников и нагрузки в разделившихся частях сети, это влияет на устойчивость и надежность работы энергосистемы;

− время восстановления нормального режима весьма значительно (~5…10 с).

Достоинства АДС: дешевизна, простота, надежность.