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.

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 XX века 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), этотак 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.

Деление сети

Стационарное или автоматическое деление сетей выполняется обычно в системах внешнего электроснабжения в связи с увеличением числа и мощности источников электрической энергии как в ЭЭС, так и на собственных ТЭЦ. Необходимость деления сети получается в тех случаях, когда уровень токов КЗ в узлах нагрузки превышает допустимый уровень по параметрам электрооборудования, находящегося в эксплуатации. Заметим, что деление сети существенно влияет на эксплуатационные режимы, устойчивость и надежность работы ЭЭС, а также на потерю мощности и энергии в сетях.

Возможность деления сети используют в процессе эксплуатации, когда требуется ограничить рост уровней токов КЗ при развитии энергосистем. Различают деление сети на стационарное (СДС) и автоматическое (АДС).

Стационарное деление исходной схемы сети (рис. 10.4 а) выполняют в нормальном режиме таким образом, чтобы максимальный уровень тока КЗ в конкретном узле нагрузки не превышал допустимый по параметрам установленного электрооборудования (рис.10.4 б, в).

Рис.10.4. Деление исходной схемы сети (а) на стационарное (б,в)
и автоматическое (г)

Автоматическое деление сети осуществляют в аварийных режимах последовательной локализацией места КЗ (рис. 10.4, г). При КЗ на присоединении А производится отключение части источников питания места повреждения (выключателем Q2, Q3), а затем выключателем Q1 отключается присоединение.

Последовательное отключение источников питания цепи тока КЗ позволяет применять коммутационные аппараты с меньшей отключающей способностью по сравнению с аппаратами, соответствующими действительному уровню тока КЗ.

Стационарное деление сети - это деление сети в нормальном режиме, осуществляемое с помощью секционных, шиносоединительных или линейных выключателей мощных присоединений электроустановок. В последнем случае деление сети связано с выведением из работы соответствующих линий электропередачи или автотрансформаторов связи, т. е. с замораживанием капиталовложений.

Стационарное деление сети производят тогда, когда наибольший уровень тока КЗ в данной сети или уровень тока КЗ в конкретном узле сети превышает допустимый с точки зрения параметров установленного оборудования.

На подстанциях и электростанциях, имеющих распределительные устройства генераторного напряжения, деление сети может осуществляться как на высшем, так и на низшем напряжении. Это зависит от того, в сети какого напряжения требуется и имеется возможность снизить уровень тока КЗ.

На блочных электростанциях деление сети осуществляют в распределительных устройствах повышенного напряжения. В зависимости от требуемой степени токоограничения принимают тот или иной вариант деления сети. На рис. 10.5... 10.7 приведены возможные варианты деления сети на блочных электростанциях. На схеме рис. 10.5, б показано деление распределительного устройства (рис. 10.5, а) на две части, а на рис. 10.5, в — схема с удлиненными блоками. На рис. 10.6, в показано деление сети путем разрыва автотрансформаторной связи между распределительными устройствами двух повышенных напряжений. На рис. 10.7, в показано деление сети путем разрыва автотрансформаторных связей между двумя или тремя распределительными устройствами повышенных напряжений. Следует отметить, что деление сети оказывает существенное влияние на режимы, устойчивость и надежность работы электростанций и энергосистем, а также на потери мощности и энергии в сетях. Это должно быть тщательно проанализировано при выборе варианта деления сети.

Автоматическое деление сетиосуществляется в аварийном режиме с целью облегчения работы коммутационных аппаратов при отключении ими поврежденной цепи. Оно выполняется на секционных или шино-соединительных выключателях, реже - на выключателях мощных присоединений. При повреждении на присоединении распределительного устройства (на линии) вначале отключается секционный или шиносоединительный выключатель, затем линейный выключатель и осуществляется цикл автоматического повторного включения. Автоматическое деление сети может использоваться во внешнем электроснабжении предприятий в сетях напряжением 35 кВ и выше. Такая операция реализуется с применением устройств противоаварийной автоматики и коммутационных аппаратов, устанавливаемых на мощных присоединениях, между секциями РУ и на вводах.

При автоматическом делении сети отключается значительно меньший ток, чем полный ток КЗ в поврежденной цепи. Поэтому эта операция не встречает затруднений. Однако вся система каскадного отключения токов КЗ с применением устройств АДС имеет ряд недостатков

ЭЭС ЭЭС ЭЭС

а 6 в

Рис. 10.5. Деление сети на электростанции с одним РУ повышенного напряжения: а - исходная схема; б - деление РУ на две части; в - схема с удлиненными блоками.

- требуется, чтобы выключатели присоединений были способны выдержать полный сквозной ток КЗ и включиться без повреждения на КЗ в своей цепи. Это обычно требует изменения координации номинальных параметров выключателей в соответствии с выражениями:

Рис10.6. Деление сети на электростанции с двумя РУ повышенного напряжения: a- исходная схема; d - разрыв автотрансформаторной связи между РУ двух повышенных напряжений.

- в результате деления возможно появление в послеаварийном режиме существенного небаланса мощностей источников и нагрузки в разделившихся частях сети, что влияет на устойчивость Q надежность работы ЭЭС;

- время восстановления нормального режима весьма значительно и достигает 5...10 с.

Рис. 10.7. Деление сети на электростанции с тремя РУ повышенного напряжения: a- исходная схема; б - разрыв автотрансформаторных связей между двумя или тремя РУ повышенных напряжений

В целом устройства АДС относительно дешевы, просты и надежны. Поэтому они нашли достаточно широкое применение в энергосистемах. В 1972г. 45 энергосистем использовали устройства АДС в сетях 35-500 кВ. Всего было установлено 229 комплектов АДС, а в 1990 г. даже по неполным данным