Содержание
1. В чем отличается токоограничивающий эффект плавких предохранителей?
2. Какие высоковольтные выключатели не имеют специальной дугогасительнойсреды?
3. Выбор числа и мощности трансформаторов связи на ГЭС
4. Задача №1
5. Задача №2
6. Задача №3
Списоклитературы
1. В чем отличается токоограничивающий эффект плавкихпредохранителей?
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-2происходит следующим образом. При отключении сгорают суженные перешейки плавкойвставки, после чего возникает дуга. Под действием высокой температуры дугифибровые стенки патрона выделяют газ, в результате чего давление в патроне задоли полупериода поднимается до 4—8 МПа. За счет увеличения давленияподнимается вольт-амперная характеристика дуги, что способствует ее быстромугашению.
Плавкая вставка предохранителя ПР-2 может иметь от одногодо четырех сужений в зависимости от номинального напряжения. Суженные участкивставки способствуют быстрому ее плавлению при коротком замыкании и создаютэффект токоограничения.
Быстродействующие предохранители выполняются с плавкимивставками из серебряной фольги в закрытых патронах с засыпкой кварцевым песком.Они рассчитаны на установку в цепях переменного тока напряжением 380-1250 В ипостоянного тока 230-1050В; номинальные токи 100-2000 А, предельные токиотключения до 200кА. Эти предохранители обладают заметным токоограничивающимдействием. Зависимость ограниченного тока Iогр в сети напряжением 660 В отрасчетного тока КЗ Iк. при разных номинальных токах плавкой вставки Iном длябыстродействующего предохранителя ПП-57 показана на рис. 1. Чем меньшеноминальный ток вставки, тем меньше паров металла в дуге, тем большесопротивление дуги и больше степень ограничения тока в цепи.
/>
рис. 1. Характеристика ограничения тока КЗпредохранителем ПП-57.
Номинальный ток плавкой вставки выбирается так, чтобы внормальном режиме и при допустимых перегрузках отключения не происходило, а придлительных перегрузках и КЗ цепь отключалась возможно быстрее. При этомсоблюдаются условия избирательности защиты.
Предохранители ПН-2 более совершенны, чем предохранителиПР-2. Корпус квадратного сечения предохранителя типа ПН-2 изготавливается изпрочного фарфора или стеатита. Внутри корпуса расположены ленточные плавкиевставки и наполнитель — кварцевый песок.
Плавкая вставка разделена на три параллельных ветви дляболее полного использования наполнителя. Применение тонкой ленты, эффективныйтеплоотвод от суженных участков позволяют выбрать небольшое минимальное сечениевставки для данного номинального тока, что обеспечивает высокуютокоограничивающую способность. Соединение нескольких суженных участковпоследовательно способствует замедлению роста тока после плавления вставки, таккак возрастает напряжение на дуге предохранителя. Для снижения температурыплавления на вставки наносятся оловянные полоски (металлургический эффект).
По диапазону токов отключения предохранители ПКТподразделяются на класс 1 с диапазоном от одночасового тока плавления дономинального тока отключения (общее применение) и класс 2 с диапазоном отнормированного минимального тока, превышающего одночасовой ток плавления, дономинального тока отключения (рис.2). При отключении токов большей кратности поотношению к номинальному току плавкой вставки предохранитель работает стокоограничением (рис.3).
/>
рис.2 Зависимость времени плавления плавкой вставки оттока в предохранителях ПКТ.
/>
рис.3
Характеристика токоограничения предохранителя ПКТ: I1 –наибольший ток в цепи предохранителя; I2 –расчётный ток КЗ для номинальныхтоков плавких вставок 2-50 А.
Как видно из рисунка, ограничение тока имеет место приотключённом (расчётном) токе I2, превышающим некоторое минимальное значение,зависящее от номинального тока вставки. Чем меньше последний, тем заметнеетокоограничивающее действие предохранителя.
Средства дугогашения позволяют погасить дугу замиллисекунды. При этом проявляется эффект токоограничения. При отключенииповреждённой цепи с токоограничением обеспечивается гашение дуги, так какотключается не установившийся ток КЗ, а ток, определяемый временем плавлениявставки. Ток КЗ при этом ограничивается до значения Iоткл.
С ростом номинального тока возрастает, естественно, иминимальное
сечение вставки. Увеличение этого сечения приводит квозрастанию длительности плавления вставки и уменьшению эффекта токоограничения.Интенсивный отвод тепла от вставки при номинальном режиме позволяет выбратьуменьшенное сечение вставки и повысить эффект токоограничения.
Токоограничивающая способность предохранителей зависитот номинального тока вставки, значения ожидаемого тока КЗ и фазы включения
(наличие и значение апериодической составляющей токаКЗ). Чем больше номинальный ток плавкой вставки, тем ниже токоограничивающеедействие плавкого предохранителя. Так, при Iном. = 400 А токоограничение почтиотсутствует.
При отключении цепи токоограничивающими предохранителямив ней могут возникнуть перенапряжения, тем большие, чем быстрее снижается ток вцепи. Ограничение перенапряжения достигается конструкцией плавких вставок.Перенапряжения, которые возникают при срабатывании токоограничивающихвысоковольтных предохранителей, нормируются ГОСТ 2213-79. Срабатываниевысоковольтного предохранителя зависит от значения и длительности воздействиясверхтока, от значительных перенапряжений при токоограничении и т.д. Полноевремя отключения токоограничивающих предохранителей при токах КЗ составляет0,005-0,007 с.
К предохранителям всех серий предъявляются следующиетребования:
времятоковая характеристика плавления (отключения)предохранителя должна проходить ниже аналогичной характеристики защищаемогообъекта, причём, возможно ближе к ней;
при КЗ предохранители должны работать селективно, т.е.должна отключаться только повреждённая линия;
характеристики предохранителя должны быть стабильными, аих допустимые отклонения не должны нарушать защитные свойства предохранителя;
предохранители должны иметь высокую отключающуюспособность и высокую надёжность;
замена элемента предохранителя любой конструкции должнаосуществляться за минимальное время.
2. Какие высоковольтные выключатели не имеют специальнойдугогасительной среды?
В конструкциях высоковольтных выключателей применяютдугогасительные решетки из металла или асбоцемента, куда дуга втягиваетсямагнитным полем или сжатым воздухом и разбивается на большое число коротких дугбыстро деионизируясь.
Воздушные выключатели
В воздушных выключателях гашение дуги происходит сжатымвоздухом при давлении 2-4 МПа, а изоляция токоведущих частей и дугогасительногоустройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами.Конструктивные схемы воздушных выключателей различны и зависят от ихноминального напряжения, способа создания изоляционного промежутка междуконтактами в отключенном положении, способа подачи сжатого воздуха вдугогасительное устройство.
В выключателях на большие номинальные токи (рис. 1)имеется главный и дугогасительный контур, подобно маломасляным выключателям МГи МГГ. Основная часть тока во включенном положении выключателя проходит поглавным контактам 4, расположенным открыто. При отключении выключателя главныеконтакты размыкаются первыми, после чего весь ток проходит по дугогасительнымконтактам, заключенным в камере 2. К моменту размыкания этих контактов в камеруподается сжатый воздух из резервуара 1, создается мощное дутье, гасящее дугу.Дутье может быть продольным или поперечным.
/>
рис. 1
Необходимый изоляционный промежуток между контактами вотключенном положении создается в дугогасительной камере путем разведенияконтактов на достаточное расстояние. Выключатели, выполненные по конструктивнойсхеме с открытым отделителем, изготовляются для внутренней установки нанапряжение 15 и 20 кВ и ток до 20000 А (серия ВВГ). В данном типе выключателейпосле отключения отделителя 5 прекращается подача сжатого воздуха в камеры идугогасительные контакты замыкаются. Конструктивные схемы воздушныхвыключателей:
1 – резервуар со сжатым воздухом;
2 – дугогасительная камера;
3 – шунтирующий резистор;
4 – главные контакты;
5 – отделитель;
6 – емкостный делитель напряжения на 110 кВ – дваразрыва на фазу (г).
В воздушных выключателях для открытой установки нанапряжение 35 кВ (ВВ-35) достаточно иметь один разрыв на фазу.
По данной конструктивной схеме созданы выключатели серииВВ на напряжение до 500 кВ. Чем выше номинальное напряжение и чем большеотключаемая мощность, тем больше должно быть разрывов в дугогасительной камереи в отделителе.
Для выключателей серии ВВБ количество дугогасительныхкамер (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 ихособенности.
Как правило ГЭС сооружается вблизи к источнику мощныхводных ресурсов и вдали от потребителей, соответственно вся мощность выдаетсяна одном или двух высоких напряжениях. Эта особенность ГЭС позволяет применитьблочную схему генератор-трансформатор не предусматривая сборных шингенераторного напряжения. Увеличение установленной мощности ГЭС исключено, таккак она проектируется изначально по максимальному водотоку, следовательно ичисло линий высокого напряжения не увеличивается, не требуется в перспективерасширения РУ.
Главные трансформаторы (трансформаторы связи с системой)устанавливаются в условиях ограниченной площадки нижнего или верхнего бьефа.Это вызывает необходимость сооружения укрупненных энергоблоков – по 2 – 3генератора на один трансформатор связи. На мощных ГЭС связь с системойосуществляется обычно с помощью автотрансформаторов.
В схемах присоединения к сети крупных ГЭС на всех этапахввода мощности рекомендуется обеспечивать возможность выдачи всей располагаемоймощности станции (за вычетом нагрузки распределительной сети и собственныхнужд) в любой период суток или года как при работе всех отходящих линий, так иотключении одной из линий.
Современные крупные электростанции сооружаются без РУгенераторного напряжения. На электростанциях рекомендуется применять не болеедвух РУ повышенных напряжений (220-500 кВ, 330-750 кВ, 500-1150 кВ).Оптимальное распределение генераторов между РУ разных напряжений зависит от ихединичной мощности и схемы сети района размещения станции. Современные ГЭСсооружаются с генераторами мощностью до 640 МВт. Сооружение третьих РУ (какправило, 110 кВ) встречается крайне редко — на действующих электростанциях принагрузке местного района, соизмеримой с мощностью генераторов. Большая часть ГЭСсооружается с системой напряжений 220-500 кВ.
Расчетную мощность автотрансформаторов связи, включенныхмежду РУ высшего и среднего напряжения определяют на основе анализа перетоковмощности между этими РУ в нормальном и аварийном режимах. В частности, необходиморассматривать отключение одного из блоков, присоединенных к РУ СН. При выборечисла автотрансформаторов связи учитывают, во-первых, требуемую надежностьэлектроснабжения потребителей сети СН, а во-вторых, допустимость изолированнойработы блоков на РУ СН. Если нарушение связи между РУ высшего и среднегонапряжений влечет за собой недоотпуск электроэнергии потребителям или окажется,что минимальная нагрузка сети СН ниже технологического минимума мощностиотделившихся блоков, то предусматривают два автотрансформатора связи.
Выбор трансформаторов связи.
Для этой цели составляют и анализируют предполагаемыеграфики нагрузки трансформаторов:
а) в нормальном режиме;
б) при отключении одного из работающих генераторов.
Мощность, передаваемая через трансформаторы связи, вобщем случае (при разных значениях коэффициентов мощности генераторов, местнойнагрузки 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 реактивнаямощности генераторов, присоединенных к ГРУ.
Руководствуясь соображениями надежности на ГЭС, какправило, предусматривают два трансформатора связи с системой. Однако даже приналичии условий, определяющих принципиальную возможность выбора одного трансформаторасвязи, из соображений уменьшения перетоков мощности между секциями обычноустанавливают все-таки два трансформатора связи.
При выборе номинальной мощности трансформаторов связиучет нагрузочной способности зависит от режима, определившего расчетную(наибольшую) мощность. Если вероятность расчетного режима достаточно велика (плановоеили аварийное отключение одного генератора на станции, аварийная ситуация всистеме), то при выборе номинальной мощности можно идти лишь на перегрузку безсокращения срока службы (Кп, сист). В тех случаях, когда расчетный режим редкий(отказ одного из трансформаторов связи), при выборе Sном используют коэффициентдопустимой аварийной перегрузки Кп, ав.
Расчетный коэффициент аварийной перегрузкитрансформаторов при проектировании принимается равным 1,4. Такая перегрузкадопустима в течении не более 5 суток при условии, если коэффициент начальнойнагрузки не более 0,93, а длительность максимума нагрузки не более 6 часов всутки.
4. Задача №1
/>
Условие:
Выбрать ошиновку в цепи генератора на ТЭЦ в пределахГРУ.
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·cosφгде Рном = Sном х cosφ
Iмах = 125/√3 · 10,5 · 0,95 = 7235 (А)
Принимаем шины коробчатого сечения 2х(200х90х10х14)Iдоп= 7550
Поправочный коэффициент равен 1
Проверяем шины на термическую стойкость:
Iпо = 36 кА Þ bк=Iпо2 × (tотк +Та) = 362 × 4,25= 5508×103 (А2×с)