3.8. Выбор и проверка аппаратов и проводников Общие требования

Выбор аппаратов и проводников электроустановки производится с учетом следующих эксплуатационных факторов:

• допустимый нагрев токами в длительных режимах;

• стойкость в режиме короткого замыкания;

• соответствие окружающей среде и роду установки;

• достаточная механическая прочность;

• допустимые потери напряжения в нормальном и аварийном режимах.

Выбор аппаратов и проводников по допустимому нагреву. По условию

нагрева аппараты и проводники следует выбирать с учетом нормального и форсированного режимов, принимая во внимание: перспективное развитие энергоустановки; возможность послеаварийных и ремонтных режимов и перегрузочную способность электрооборудования. В связи с этим используют понятия нормального и утяжеленного рабочих режимов.

Нормальным рабочим режимом установки называется режим, предусмотренный планом эксплуатации, при котором все элементы установки находятся в рабочем состоянии.

Утяжеленным рабочим режимом называется режим при вынужденном отключении части элементов установки вследствие их повреждения либо проведения ремонта. При этом рабочие токи оставшихся элементов могут заметно увеличиться и превысить рабочие токи нормального режима.

Нормальный и утяжеленный режим - это рабочие режимы оборудования, и они относятся к категории длительных режимов, то есть таких, при которых температура элементов достигает установившихся значений. Выбор оборудования ведут по расчетному рабочему току, значение которого определяется по наиболее тяжелому длительному режиму.

Выбор аппаратов, проводников и изоляторов по режиму КЗ. За расчетный вид КЗ принимают: для определения электродинамической стойкости -трехфазное КЗ; для определения термической стойкости - трехфазное или двухфазное КЗ (то, которое приводит к наибольшему нагреву); в остальных случаях - трехфазное КЗ.

Отключающую и включающую способность аппаратов выбирают по большему из расчетных токов трехфазного или однофазного КЗ (в сетях с эффективно заземленной нейтралью).

Выбор выключателей. Выключатели выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению и коммутационной способности. При выборе типа выключателя следует руководствоваться требованиями "Норм технологического проектирования":

• в закрытых РУ всех напряжений устанавливаются маломасляные, вакуумные или воздушные выключатели; в комплектных РУ тип выключателя принимается в соответствии с выбранной серией КРУ;

• в РУ 110-220 кВ устанавливаются: маломасляные, элегазовые или воздушные выключатели; баковые выключатели устанавливаются только при отсутствии маломасляных или элегазовых соответствующих параметров; воздушные выключатели - как вынужденное решение при отсутствии перечисленных выше выключателей;

• в РУ 220 кВ устанавливаются воздушные выключатели, если электроустановка имеет также РУ 330 кВ и выше;

• в РУ 330 кВ и выше устанавливаются воздушные выключатели.

При выборе типов выключателей следует стремиться к однотипности. При малом числе воздушных выключателей (менее 4-5) их установка невыгодна.

Выбранные выключатели проверяют на стойкость при сквозных токах КЗ и по параметрам восстанавливающего напряжения (в учебном проекте проверка по параметрам восстанавливающего напряжения не делается).

Электродинамическая стойкость выключателей определяется номинальным током электродинамической стойкости в виде двух значений: действующего значения периодической составляющей тока I_дин и мгновенного амплитудного значения полного тока I_дин.max. Связь между ними выражается соотношением

где k_y = 1,8 - ударный коэффициент, который для выключателей считается номинальным.

Выключатель имеет достаточную электродинамическую стойкость, если соблюдаются два условия:

Проверка по двум условиям вызвана тем, что для конкретной схемы расчетное значение ударного коэффициента может быть более 1,8.

Отключающая способность выключателя определяется тремя показателями: I_{отк.ном} - номинальным током отключения в виде действующего значения периодического тока; (β_ном - номинальным содержанием апериодической составляющей тока, %; нормированными параметрами восстанавливающего напряжения.

Значения I_{отк.ном} и β_ном определяются на момент расхождения дугогасительных контактов выключателя, которое определяется по формуле:

где t_з,_min =0,01c - минимальное время действия релейной защиты; t_co6-собственное время выключателя, с.

Номинальное содержание апериодической составляющей определяется как отношение апериодической составляющей к действующему значению периодического тока в момент расхождения контактов и находится по формуле

или принимается по ГОСТ в виде кривой [17].

Для выбора выключателя по отключающей способности должны быть рассчитаны составляющие тока КЗ на момент начала расхождения контактов: I_пτ - действующее значение периодического тока; i_aτ - апериодический ток. Эти токи определяются по методу "типовых кривых" [12]. По полученным токам определяется расчетное содержание апериодической состав­ляющей тока в коммутируемой цепи

Успешное отключение асимметричного тока гарантируется заводом-изготовителем при выполнении условия β_ном≥β_рас. Если оно не соблюдается, то

есть доля апериодического тока значительна, то выключатель в состоянии выполнить успешную коммутацию только при соблюдении условия по полному току, то есть

При выборе выключателей должны быть рассмотрены случаи КЗ с одной и с другой стороны выключателя и принят для выбора наиболее тяжелый режим. На реактированных линиях допускается выбор по току КЗ за реактором. Секционные выключатели, включенные последовательно с реактором, рассчитываются на отключение КЗ на участке между выключателем и реактором.

Термическая стойкость выключателя определяется двумя показателями:

I_т.ном - номинальным током термической стойкости в виде действующего

значения периодического тока; t_т.ном - временем протекания номинального тока термической стойкости. Проверка выключателя на термическую стойкость ведется по полному расчетному времени действия тока КЗ, которое определяется как

где t₃ - время действия основной защиты; t_вык - полное время отключения выключателя по его паспорту.

Выключатель считается термически устойчивым при соблюдении условия

где - характеризует выделившуюся в аппарате теплоту. При длительностях замыкания τ_кз ≥ 0,2 с и удаленных КЗ, когда периодическая составляющая тока не изменяется, В_к определяют по соотношению

где Т_а - постоянная времени цепи КЗ.

Выбор разъединителей. Разъединители предназначены для коммутации цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе. В установках с небольшой мощностью разрешается отключать разъединителем ненагруженные трансформаторы, включать и отключать нагрузочный ток линий до 15 А при напряжениях 10 кВ и ниже, отключать (в определенных пределах) зарядный ток воздушных и кабельных линий. При этом предполагается наличие трехполюсных разъединителей.

По конструкции различают рубящие, поворотные, качающиеся и пантографические разъединители. Конструкцией разъединителей во многом определяются размеры РУ.

Разъединители выбираются по конструктивному выполнению, роду установки (внутренняя, наружная) и номинальным характеристикам (напряжению, току, стойкости при токах КЗ). Условия выбора разъединителей представлены в табл. 3.14

Таблица 3.14

Условия выбора разъединителей

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные разъединителя	Условия выбора	Примечание
Uуст	Uном	Uуст≤ Uном	-
Iрасч	Iном	Iрасч≤ Iном	-
iy	Im.дин	iy≤ Im.дин	Электродинамическая стойкость
Bк	Iт.ном, tт	Bк≤ Iт.ном, tт	Термическая стойкость

Выбор токоограничивающихреакторов. Реакторы устанавливают для

ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, что позволяет применять более легкое и дешевое оборудование (выключатели, шины, кабели и т.д).

По месту включения реакторов в схему они подразделяются на линейные и секционные.

Линейные реакторы в схемах электроснабжения выполняют две функции:

• ограничивают ток КЗ;

• поддерживают остаточное напряжение U_oct на шинах установки при КЗ на одной из линий.

Линейные реакторы включаются последовательно в цепь отходящей линии, величина сопротивления этого реактора ограничивается допустимым значением потери напряжения в реакторе при нормальном режиме работы установки (обычно не более 2 % номинального).

Секционные реакторы устанавливаются последовательно с секционным выключателем между секциями шин, и они выполняют только функцию ограничения токов КЗ. В нормальном режиме работы установки через секционные реакторы проходят небольшие токи и потери напряжения в них малы. При нарушении нормального режима, например при отключении генератора или трансформатора, через реактор на секцию, потерявшую источник, проходят значительные токи, и потери напряжения в них достигают 4 - 6 %.

Сопротивление реакторов должно быть достаточным для того, чтобы ограничить ток КЗ до значений, соответствующих параметрам намечаемых к установке выключателей. Номинальный ток секционного реактора должен соответствовать мощности, передаваемой от секции к секции при нарушениях нормального режима. Расчет необходимого сопротивления секционных реакторов обычно затруднен из-за неопределенности возможных нарушений, поэтому номинальный ток реактора выбирают по рекомендациям, данным в гл. 1, а сопротивление х_р выбирают в пределах 0,2 - 0,40 Ом.

Если предварительный выбор сопротивления оказался неудачным, например, по величине тока КЗ или по условиям стойкости оборудования, то изменяют сопротивление реактора и повторяют расчет.

Токоограничивающие реакторы выбирают по номинальным значениям тока, напряжения и сопротивления, проверяют на электродинамическую и термическую стойкость. Для ограничения колебаний напряжения у потребителя сопротивления линейных реакторов принимают 5-8 %, секционных 8 -10 %. Применение линейных реакторов с х_р меньшим 3 % или большим 8 %, экономически нецелесообразно.

Выбор шин. В распределительных устройствах электроустановок используются жесткие и гибкие шины.

Жесткие шины изготавливаются нескольких типовых профилей.

Плоские шины изготавливаются с поперечным сечением до 120x10 = 1200 мм². Допустимый продолжительный ток таких шин из алюминия при нормированной температуре воздуха 25 °С равен 2070 А. При больших токах применяют составные шины из двух или трех полос, допускающие токи соответственно 3200 и 4100 А.

При токах, превышающих 4000 А, применяют составные шины из двух корытных проводников.

При рабочих токах свыше 2000 А наиболее совершенной формой поперечного сечения шины является круглое кольцевое.

Гибкие шины по условиям короны применяются только круглого сечения. Гибкие шины могут изготавливаться из многопроволочных сталеалюминевых проводов. При необходимости они собираются в пучки из двух, трех, четырех проводов в фазе с дистанционными распорками между ними. При напряжении 500 кВ и выше применяют полые алюминиевые провода марок ПА 500 и ПА 640, а также пучки из таких проводов.

В РУ до 35 кВ шинные конструкции выполняются жесткими шинами. В РУ 35 кВ и выше используются как гибкие, так и жесткие шины.

Сечения шин проводов и кабелей электроустановок выбирают по экономической плотности тока (за исключением сборных шин РУ и шин временных установок) и проверяют на допустимый длительный ток нагрузки и на стойкость при КЗ. Для шин на 35 кВ и выше добавляется проверка выбранного сечения на корону, а для гибких шин - еще на исключение схлестывания или опасного сближения в результате действия токов КЗ (вместо проверки на электродинамическую стойкость).

Допустимое напряжение в материале жестких шин _доп принимают равным 70% от временного сопротивления разрыву материала шины :

В случае сварных шин их временное сопротивление разрыву снижается и их значения определяют экспериментально; при отсутствии экспериментальных данных эти значения и значения допустимых напряжений принимают по справочникам [12, табл. 7.2].

Хотя в ПУЭ разрешается при механических расчетах шин не учитывать механические колебания шинной конструкции, все же рекомендуется для наиболее ответственных элементов РУ (сборных шин, генераторных токопроводов и др.) произвести проверку шин на механический резонанс, определив собственную частоту колебаний шинной конструкции.

Расчетную частоту собственных колебаний шины определяют по формуле

где Е - модуль упругости материала шины, Па; J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, м⁴; L - пролет между опорными изоляторами, м; m - масса шины на единицу длины, кг/м; r₁ - параметр основной собственной частоты шины, который зависит от типа шинной конструкции [ 12, табл. 7.1].

Изменяя длину пролета и форму сечения шин, добиваются того, чтобы

механический резонанс был исключен, то есть чтобы f_c > 200 Гц.

Выбор изоляторов. Опорные изоляторы выбирают и проверяют на разрушающее воздействие от ударного тока КЗ. Наихудшим видом нагрузки для этих изоляторов является тот, который создает наибольший изгибающий момент. На растяжение и сжатие фарфор имеет значительно большее разрушающее усилие, чем на изгиб.

Проходные изоляторы и линейные выводы выбирают и проверяют на электродинамическое и термическое воздействие тока КЗ. Проверке на термическое воздействие подвергается токоведущий стержень изолятора. Расчет проходных изоляторов, устанавливаемых на ответвлении от шин до реактора, ведут по току КЗ за реактором.

Допустимую нагрузку на изолятор F_дon принимают равной 60% от минимальной разрушающей нагрузки F_разр , приложенной к вершине изолятора при изгибе или разрыве, т.е.

Механическая нагрузка на изоляторы зависит от способа расположения шин, от пролета L и удельной нагрузки f. Поэтому выбор изоляторов ведут одновременно с выбором шин. Жесткие шины крепят на опорных и проходных изоляторах, которые выбирают из условий:

где , - номинальные напряжения установки и изолятора; F _расч-

сила, действующая на изолятор.

Выбор измерительных трансформаторов. Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, удобных для подключения измерительных приборов и устройств автоматики. Приборы располагаются на щитах управления и связываются с этими трансформаторами контрольно-измерительными кабелями, длина которых должна обеспечить необходимый класс точности трансформаторов.

Каждый вид оборудования электростанции и подстанции в соответствии со своими функциями требует использования определенного комплекта измерительного оборудования.

Измерительное оборудование генератора. Трансформатор напряжения подключается на выводы генератора, чтобы обеспечить измерения даже тогда, когда генератор отключен от сети. Трансформаторы тока включены в цепь статора.

Амперметры контролируют токовые нагрузки фаз статора, несимметрию фазных токов, которая для турбогенераторов допускается не более 10 %. Показывающие ваттметр и варметр используются при регулировании мощности генератора. Для генераторов 100 МВт и более устанавливают дополнительно регистрирующий ваттметр для контроля диспетчерского графика нагрузок. Счетчики учитывают выработанную генератором активную и реактивную энергию. Общестанционные приборы предназначены для синхронизации генератора и учета суммарной нагрузки станции.

Измерительное оборудование силового трансформатора. Измерение мощности и энергии рекомендуется производить с той стороны трансформатора, откуда мощность выходит. Для трансформаторов связи, работающих в режиме реверса мощности, устанавливают ваттметры и варметры с двусторонней шкалой и два комплекта счетчиков со стопорами. Для блочного трансформатора приборы не установаливаются.

Измерительное оборудование сборных шин РУ. Сборные шины РУ станции являются узлами энергосистемы, в которых ведется контроль за качеством электроэнергии. Измерительный комплект приборов трансформатора напряжения устанавливается на каждую секцию всех РУ. Характер контроля за напряжением определяется видом рабочего заземления.

При напряжениях 6-35 кВ нейтраль сети изолирована или компенсирована, а режим однофазного замыкания на землю может быть длительным. Поэтому здесь предусматриваются вольтметр для измерения междуфазного напряжения и три вольтметра для фазных напряжений относительно земли.

В эффективно-заземленных сетях 110 кВ и выше однофазные КЗ отключаются автоматически и поэтому достаточно следить только за линейными напряжениями для чего устанавливают вольтметр с переключением.

Измерительное оборудование отходящих линий. Комплект приборов определяется назначением линии. На линиях 6-35 кВ, которые непосредственно идут к потребителю, устанавливают амперметр и счетчик активной энергии (при коммерческом учете дополнительно ставят счетчик реактивной энергии). Линии районного назначения (110 кВ и выше) снабжаются тремя амперметрами, ваттметрами, варметрами и счетчиками.

Трансформаторы тока характеризуются номинальным первичным током и номинальным вторичным током. Важнейшей характеристикой этих трансформаторов является класс точности, который определяется токовой погрешностью в процентах и угловой в минутах. При увеличении нагрузки трансформатора его погрешности изменяются, и он может перейти в другой класс точности. Нагрузка трансформатора определяется полным сопротивлением внешней вторичной цепи, выраженным в Омах. Нагрузка может быть определена также через мощность этой цепи.

В процессе выбора трансформатора тока его также проверяют на электродинамическую термическую стойкость. Электродинамическая стойкость характеризуется номинальным током динамической стойкости или коэффициентом динамической стойкости. Термическая стойкость характеризуется номинальным током динамической стойкости или коэффициентом термической стойкости и допустимым временем действия тока термической стойкости.

По конструкции различают трансформаторы тока катушечные, одновитковые (типа ТПОЛ), многовитковые с литой изоляцией (типа ТПЛ, ТЛМ), шинные (типа ТПШЛ, ТШЛ). Трансформатор типа ТЛМ предназначен для КРУ и конструктивно совмещен с одним из штепсельных разъемов ячейки. Шинные трансформаторы предназначены для больших токов и в них роль первичной обмотки выполняет шина. Эти трансформаторы на электродинамическую стойкость не проверяются, так как они рассчитаны по стойкости шины. Для ОРУ выпускают трансформаторы типа ТФН в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией и каскадного типа. Для релейной защиты имеются специальные конструкции.

Трансформаторы тока устанавливаются во всех цепях генераторов, трансформаторов, линий и пр. Необходимые измерительные приборы для подключения к трансформатору выбираются по рекомендациям и определяется их распределение по сердечникам трансформаторов. При выборе трансформатора должна учитываться также схема включения приборов.

Сопротивление вторичной цепи состоит из сопротивления приборов, проводов и контактов. Сопротивление контактов принимают равным 0,05 Ом при включении двух-трех приборов и 0,1 Ом - при большем числе.

Сопротивление приборов определяется их полной мощностью и вторичным номинальным током трансформатора:

Сопротивление проводов определяется по формуле

где - удельное сопротивление материала (0,028 Ом∙мм² / м для алюминия, 0,0175 Ом∙мм² / м для меди), s - площадь сечения провода (минимально допустимое сечение по условиям механической прочности 4 мм² для алюминия, 2,5 мм² для меди); l_расч - расчетная длина, зависящая от физической длины трассы, начиная от ТТ до щита с приборами и от схемы соединения обмоток ТТ (при звезде l_расч = 1; при неполной звезде l_расч = ∙1; при включении в одну фазу (например, фильтр токов нулевой последовательности) l_расч = 21.

Для разных присоединений принимается приблизительно следующая длина соединительных проводов l в метрах:

В цепи ГРУ 6-10 кВ, кроме линий к потребителям	40-60
Линии 6-10 кВ к потребителям	4-6
Все цепи РУ 35 кВ	60-75
Все цепи РУ 110 кВ	75-100
Все цепи РУ 220 кВ	100-150
Все цепи РУ 330-500 кВ	150-170

Выбор выключателей. Для сокращения числа типоразмеров выключателей в проектируемой электроустановке выделим группы цепей, которые в отношении режима КЗ находятся примерно в одинаковых условиях. С этой целью всю схему электроустановки разделим на две зоны, в которых существуют общие расчетные условия:

I зона включает в себя цепи повышенного напряжения (сборные шины 110 кВ), которые рассчитываются по токам КЗ, определенным в точке К1.

II зона включает в себя цепи напряжения 10 кВ, которые рассчитываются по токам, определенным при КЗ на сборных шинах 10 кВ (точка К2).

Выбор выключателей для цепей 110 кВ.

1. Определяем цепь, в которой существует наиболее тяжелый продолжительный режим по току (этот ток примем за I_расч):

- для цепей с трансформаторами связи утяжеленным режимом является режим вынужденного отключения одного трансформатора, когда второй трансформатор принимает всю мощность перетока. При этом расчет ведется по графику перетока с большим максимумом. Согласно данным табл. 3.4 и 3.5, наибольший максимум мощности перетока приходится на ремонтный режим (71,6 МВА), поэтому

кА;

- для линий, связывающих ТЭЦ с системами, утяжеленным считаем режим вынужденного отключения одной цепи. Ток этого режима определяется по максимуму графика обменной мощности. Согласно данным табл. 3.4, 3.5, 3.6, наибольший максимум обменной мощности приходится на нормальный режим (232,38 МВА), поэтому

кА;

- блок "генератор-трансформатор" коммутируется на стороне 110 кВ и для него утяжеленным режимом является допустимая для генератора 5-процентная перегрузка

кА.

Таким образом, среди всех цепей I зоны наиболее тяжелый токовый режим приходится на блок. Поэтому выбор выключателей ОРУ ведем по расчетному току

I_рас=1,30 кА.

2. Намечаем для установки в схему выключатель по следующим условиям:

По этим условиям подходит элегазовый выключатель для наружной установки типа ВЭК-110-40/2000У1 со следующими номинальными параметрами:

U_HOM = 110 кВ - номинальное напряжение;

I_НОМ = 2,0 кА - номинальный ток;

I_{отк.ном} = 40 кА - номинальный ток отключения;

β_ном ⁼ 40 % - нормированное содержание апериодической составляющей;

I_дин = 40 кА - предельный сквозной ток (действующее значение);

i_max/дин = 102 кА - предельный сквозной ток (наибольший пик);

I_дин = 40 кА - номинальный ток включения (действующее значение);

i _max.дин = 102 кА - номинальный ток включения (наибольший пик);

I_т.ном = 50 / 3 - номинальный ток термической стойкости / допустимое вре­мя его действия, кА/с;

t_соб ⁼ 0,04 с - собственное время отключения;

t_B = 0,065 с - время отключения (полное).

Вспомогательные расчеты для проверки выключателя (табл. 3.15,3.16)

1. Проверка выключателя по отключающей способности проводится по условиям

, ,

для чего требуется определить значения токов короткого замыкания I_пτ и i_aτ в момент расхождения контактов выключателя

с.

Периодическая составляющая тока определяется по методу типовых кривых [12] следующим образом:

- для каждого источника определяется его электрическая удаленность от точки КЗ

,

где -номинальный ток источника, приведенный к напряжению точки КЗ;

• по типовым кривым определяется коэффициент (τ) и вычисляется периодическая составляющая тока КЗ по формуле

;

• вычисляется апериодическая составляющая тока КЗ

,

где Т_а - постоянная времени затухания апериодического тока определяется приближенно для данного источника по справочникам;

- по значениям суммарных токов вычисляется расчетное содержание апериодического тока в токе отключения

;

- полный ток в момент времени τ

кА;

- полный номинальный ток отключения

кА.

3. Для проверки выключателя на термическую стойкость требуется рассчитать импульс квадратичного тока КЗ за полное время его действия

с.

Тепловой импульс от тока КЗ определим по формуле .

Таблица 3.15

Результаты вспомогательных расчетов

Источник	Iп0, кА	Iном, кА	, о.е.	, о.е.	Iп, кА	Tа, с	ia, кА	рас,%	Bk, кА^2·с
Система 1	9,304	-	-	1	9,304	0,2	1,08	-	353,633
Блоки	4,502	13,585	0,311	0,98	4,4,12	0,26	5,253	-	87,655
G1, G2, G3	4,286	1,653	2,592	0,92	3,943	0,25	4,963	-	79,268
	-	-	-	-	17,659	-	11,296	45	520,557

Таблица 3,16

Данные выбора выключателя ВЭК-110-40/2000У1

Расчетные параметры системы	Каталожные данные выключателя	Условия выбора	Результат проверки
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ	UустUном	удовл.
Iрас=1,297 кА	Iном=2,0 кА	IрасIном	удовл.
Iп17,659 кА	Iотк.ном=40 кА	IпIотк.ном	удовл.
рас=45,229% i37,270 кА	ном=36% iпол.отк=76,933 кА	расном iiпол.отк	не удовл. удовл.
Iп0=18,092 кА	Iдин=40 кА	Iп0Iдин	удовл.
iу=32,205 кА	imax.дин=102 кА	iуimax.дин	удовл.
Bk=520,557 кА^2·с	I^2т.ном·tТ=37500 кА^2·с	BkI^2т.ном·tТ	удовл.

Вывод: выключатель типа ВЭК-110-40/2000У1 проходит по всем условиям выбора и принимается к установке на всех присоединениях и на межсекционных связях ОРУ

Выбор выключателей в цепях генераторного напряжения (II зона). В эту зону входят все выключатели ГРУ-10 кВ.

1. Определяем расчетный ток длительного режима:

- для цепей с трансформаторами связи утяжеленный режим будет при отключении одного трансформатора. Но поскольку выбранные трансформаторы имеют расщепленные обмотки, наибольший ток цепи

кА;

- для цепей с генераторами утяжеленный режим определяется для цепи самого мощного генератора, подключенного к шинам ГРУ, с учетом его допустимой 5-процентной перегрузки

кА;

За расчетный ток длительного режима принимаем I_расч = 4,55 кА .

3. Намечаем для установки в схему выключатель по следующим условиям:

По этим условиям подходит выключатель, предназначенный для внутренней установки типа МГУ-20-90/6300У3 со следующими номинальными параметрами:

U_ном = 20 кВ - номинальное напряжение;

I_ном = 6,3 кА - номинальный ток;

I_{отк.ном} = 90 кА - номинальный ток отключения;

_ном ⁼ 20 % - нормированное содержание апериодической составляющей;

I_дин ⁼ 105 кА - предельный сквозной ток (действующее значение);

i_max.дин = 300 кА - предельный сквозной ток (наибольший пик);

I_дин = 60 кА - номинальный ток включения (действующее значение);

i_max.дин = 150 кА - номинальный ток включения (наибольший пик);

I_т.ном = 90/4 - номинальный ток термической стойкости/допустимое вре­мя его действия, кА/с;

t_соб = 0,15 с - собственное время отключения;

t_в = 0,20 с - время отключения (полное).

Поскольку полный алгоритм выбора и проверки выключателя показан на примере выключателей для ОРУ 110 кВ, то предлагаем читателю самостоятельно решить вопрос о возможности применения выключателя МГУ-20-90/6300У3.

Выбор разъединителей. Расчетные условия выбора разъединителей и выключателей совпадают.

Поэтому для цепей с напряжением 110 кВ намечаем к установке разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНДЗ-1-110/2000 У1 (табл. 3.17).

Таблица 3,17

Результаты выбора разъединителей РНДЗ-1-110/2000У1

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные разъединителя	Условие выбора	Результат проверки
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ	UустUном	удовл.
Iрас=1,297 кА	Iном=2,0 кА	IрасIном	удовл.
iу=32,205 кА	iдин=100 кА	iуiдин	удовл.
Bк=520,557 кА^2·с	I^2т.ном·tт=4800 кА^2·с	BkI^2т.ном·tТ	удовл.

Для цепей с напряжением 10 кВ выбираем разъединитель внутренней установки, рубящий с заземляющими ножами РВРЗ-1-20/6300У3 (табл. 3.18).

Таблица 3.18

Результаты выбора разъединителей РВРЗ-1-20/6300У3

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные разъединителя	Условие выбора	Результат проверки
Uуст=10 кВ	Uном=20 кВ	UустUном	удовл.
Iрасч=4,547 кА	Iном=6,3 кА	IрасIном	удовл.
iу=226,762 кА	iдин=260 кА	iуiдин	удовл.
Bк=7558,125 кА^2·с	I^2т.ном·tт=40000 кА^2·с	BkI^2т.ном·tТ	удовл.

Проверка секционных реакторов (табл. 3.19). Секционные реакторы предварительно выбраны перед расчетом токов КЗ. Поэтому остается их проверить на электродинамическую и термическую стойкость.

Для проверки реактора на термическую стойкость расчет теплового импульса от тока КЗ сделаем по формуле

,

при времени действия тока КЗ, определяемого релейной защитой генератора ГРУ (4,0 с) и временем отключения выключателя МГУ-20-90/6300УЗ, равным 0,2 с:

t_отк=t_рз+t_в=4,0+0,20=4,20 с.

Таблица 3,19

Результаты проверки секционного реактора

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные разъединителя	Условие выбора	Результат проверки
Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ	UустUном	удовл.
Iрасч=2,160 кА	Iном=2,5 кА	IрасIном	удовл.
iу=49,392 кА	iдин=60 кА	iуiдин	удовл.
Bк=1423,397 кА^2·с	I^2т.ном·tт=4448 кА^2·с	BkI^2т.ном·tТ	удовл.

Шинная конструкция сборных шин ГРУ. Сборные шины ГРУ-10 кВ выполняем жесткими шинам, установленными на опорных изоляторах. Такая шинная конструкция будет обладать электродинамической стойкостью при соблюдении условий:

_расч_доп (для шин), F_расч F_доп (для изоляторов),

то есть расчетное механическое напряжение в материале шины и расчетная механическая нагрузка на изоляторы должны быть меньше допустимых.

Кроме того, шина должна удовлетворять условиям термической стойкости.

Выбор шин. Так как это сборные шины, выбор делаем только по допустимому длительному току.

Расчетный ток определяется величиной максимальной мощности, которая может появиться на данных шинах. Поскольку к каждой секции ГРУ подключены одинаковые генераторы мощностью по 78,75 МВА, то наибольшая концентрация мощности на шинах возможна при 5-процентной перегрузке генератора. Ток генератора в этом режиме принимаем за расчетный:

I_расч=1,05·4,33=4,55 кА.

Выбираем алюминиевые шины коробчатого сечения (рис. 3.19) с допустимым током I_доп = 4,64 кА со следующими характеристиками:

- материал шины – алюминиевый сплав АДЗ31Т;

- допустимое механическое напряжение сплава _доп=89 МПа;

- расположение шин горизонтальное;

- соединение швеллеров жесткое (сваркой);

- момент сопротивления двух сращенных шин W_y0-y0=100·10^-6 м³;

- момент инерции двух сращенных шин J_y0-y0=625·10^-8 м⁴;

- масса шины на один метр m=5,55 гк/м;

- расстояние между фазами а=0,8 м.

Размеры:

h=125 мм;

b=55 мм;

c=6.5 мм;

r=10 мм;

g=2740 мм².

Рис. 3.19

Максимальная сила, приходящаяся на единицу длины средней фаза при трехфазном КЗ:

Н/м,

где а = 0,8 м - расстояние между фазами; К_ф - коэффициент формы (К =1, так как выбран проводник корытного сечения с высотой сечения более 0,1 м); К_расп - коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников (К_расп = 1 при расположении в одной плоскости). При таком усилии расстояние между опорными изоляторами

м.

Задаем пролет между изоляторами L =1,8 м, что обеспечивает расчетное механическое напряжение в материале шины

МПа.

Частота собственных механических колебаний шины

Гц.

Вывод: выбранная шина удовлетворяет условиям динамической стойкости.

Проверка шины на термическую стойкость. Расчетное значение импульса квадратичного тока, действующего на сборных шинах: Вк = 8334,889 кА²с. Минимально допустимое сечение по условию термической устойчивости

мм².

Вывод: выбранная шина термически устойчива, так как ее сечение больше, минимально допустимого:

S_шины=2740 мм ²>S_min=976,826мм².

Выбор изоляторов. Максимальная нагрузка на изолятор определяется формулой

кН,

где К - коэффициент формы (К_ф. = 1 для корытных проводников); К_распр = 1 при горизонтальном расположении проводников.

Выбираем опорный изолятор ОФ-10-4250 с разрушающим усилием F_разр = 42,5 кН. Он удовлетворяет условию электродинамической стойкости, так как выполняется условие

F_доп=0,6·F_разр=0,6·42,5=25,5 кН>F_расч=20,03 кН.

Таким образом, данная шинная конструкция удовлетворяет всем условиям эксплуатации.

Выбор трансформаторов тока (ТТ). Произведем выбор ТТ в цепи генератора ГРУ. Выбор производится:

- по напряжению U_тт.номU_уст;

- по току I_тт.номI_уст;

• по конструкции и классу точности.

Расчетным током является форсированный режим работы генератора

I_расч=1,05·I_г.ном=1,05·4,33=4,55 кА.

Выбираем шинный трансформатор тока с литой изоляцией, предназначен­ный для внутренней установки типа ТШЛ-10-5000-0,5/10р. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в табл. 3.20.

Таблица 3.20

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10 кВ	Uтт.ном=10 кВ	Uтт.номUуст
Iрасч=4,547 кА	Iтт.ном=5,0 кА	Iтт.номIуст
Вк=7558,125∙10^6 А^2с	(кт·Iтт.ном)^2·tт=(35·5)·3=91875·10^6 А^2·с	Вк(кт·Iтт.ном)^2·tт
Z2	Z2ном=1,2 Ом в классе точности 0,5	Z2Z2ном

Расчет нагрузки вторичной цепи трансформатора. Перечень приборов, подключенных к ТТ, приведен в табл. 3.21, а их схема включения - на рис. 3.20.

Таблица 3,21

Прибор	Тип	Нагрузка (Sприб), ВА
		Фаза-А	Фаза-В	Фаза-С
Амперметр	Э-377	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д-335	0,5	--	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	--	0,5
Варметр	Д-335	0,5	--	0,5
Датч. акт. мощн.	--	0,5	--	0,5
Датч. реакт. мощн.	--	0,5	--	0,5
Счетчик акт. энергии	И-680	2,5	--	2,5
Амперметр регистр.	Н-393	--	10	--
Ваттметр регистр.	Н-348	10	--	10
Итого		15,1	10,1	15,1

Рис. 3.20. Схема включения измерительных приборов генератора

Сопротивление вторичной нагрузки считаем по наиболее загруженной фазе А:

- сопротивление приборов

Ом;

- сопротивление соединительных проводов определяем из условия

r_приб+r_пров+r_контz_2ном,

r_провz_2ном-r_приб-r_конт=1,2-0,604-0,10,496 Ом,

где r_конт = 0,1 Ом - такое сопротивление контактов принимается при количестве приборов более трех (при меньшем числе r_конт = 0,05 Ом).

При использовании алюминиевого контрольного кабеля АКВРГ с минимально допустимым сечением 4 мм² его расчетная длина

м.

Выбор трансформатора напряжения (ТН) (табл. 3.22) Технические условия:

• место установки ТН - шины генератора ГРУ;

• наивысший класс точности приборов, подключаемых к ТН -1,0;

• в схеме трансформатора должен быть предусмотрен контроль изоляции.

Таблица 3.22

Прибор	Тип	Sобм, ВА	Кол-во приборов	Общая мощность потребления
				Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э-335	2,0	3	6,0	--
Ваттметр	Д-335	1,5	2	6,0	--
Варметр	Д-335	1,5	1	3,0	--
Датч. акт. мощн.	--	10,0	1	10,0	--
Датч. реакт. мощн.	--	10,0	1	10,0	--
Счетчик акт. энергии	И-680	2,0	1	4,0	9,7
Вольтметр регистр.	И-393	10,0	1	20,0	--
Ваттметр регистр.	Н-348	10,0	1	20,0	--
Частотомер	Э-372	3,0	2	3,0	--
Реле контроля изоляции	--	4,0	1	2,0	3,4
Итого	--	--	--	84,0	13,1

Для выполнения этих условий намечаем к установке пятистержневой, тре-хобмоточный трансформатор типа НТМИ-10-66УЗ со следующими параметрами:

- номинальные напряжения обмоток, В:

первичной 10 000;

вторичной основной 100;

вторичной дополнительной 100/3;

• номинальная мощность в классе точности 0,5, ВА 120;

• схема соединения обмоток Y_o / Y_o / Δ - 0 .

Так как полная мощность нагрузки меньше номинальной в заданном клас­се точности:

S_нагр=85 ВА<S_тн.ном=120 ВА,

данный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и принимается к установке.