Меню

Двойная система шин с обходной системой шин

Д) Схемы с двумя рабочими и обходной системами шин

Для РУ 110 — 220 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключате­лем на цепь (рис. 2.6, а). Схема обла­дает всеми оперативными свойствами схем с двумя систе­мами сборных шин и, кроме того, предоставляет возмож­ность вывода в ремонт выключателя любой электрической цепи без перерыва в ее работе и отключения электричес­кой цепи обходным выключателем при неполадках в ра­боте выключателя цепи, когда отключение его невозможно (неисправен привод масляного выключателя, поврежден фарфор камер воздушного выключателя и т. д.).

Как правило, обе системы шин находятся в рабо­те при соответствующем фиксированном распределении всех присоедине­ний: линии W1, W3, W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин Al, линии W2, W4, W6 и трансформатор Т2 присоединены ко второй системе шин А2, шиносоеденительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы, так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчи­вое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений.

Рис. 2.6. Схема с двумя рабочими и обходной системами шин:

а – основная схема; б, в – вариант схем

Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110 — 220 кВ на стороне ВН и СН подстанций при числе присоединений 7-15 [3], а также на электростанциях при числе присоединений до 12.

Особенности схемы с двумя системами шин были рассмотрены ранее. Здесь следует отметить, что для РУ 110 кВ и выше суще­ственными становятся недостатки этой схемы:

отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех ис­точников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения. Ликвидация аварии затягивается, так как все операции по переходу с одной системы шин на другую производятся разъединителями. Если ис­точниками питания являются мощные блоки турбогенератор—трансфор­матор, то пуск их после сброса нагрузки на время более 30 мин может за­нять несколько часов;

повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т. е. приводит к отключению всех присоединений;

большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

необходимость установки шиносоедипительного, обходного выключа­телей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на со­оружение РУ.

Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин.

На ТЭС и АЭС при числе присоединений 12-16 секционируется одна система шин, при большем числе присоединений — обе системы шин.

На подстанциях секционируется одна система шин при U = 220 кВ при числе присоединений 12—15 или при установке трансформаторов мощ­ностью более 125 MB-А; обе системы шин 110—220 кВ секционируются при числе присоединений более 15 [3].

Если сборные шины секционированы, то для уменьшения капитальных затрат возможно применение совмещенных шиносоединительного и об­ходного выключателей QOA (рис. 2.6, б). В нормальном режиме разъеди­нители QS1, QSO, QS2 включены и обходной выключатель выполняет роль шиносоединительного. При необходимости ремонта одного выключателя отключают выключатель QOA и разъединитель QS2 и используют, обход­ной выключатель по его прямому назначению. В схемах с большим чис­лом линий количество таких переключений в год значительно, что приво­дит к усложнению эксплуатации, поэтому имеются тенденции к отказу от совмещения шиносоединительного и обходного выключателей [3].

Читайте также:  Что делают при боковом порезе шины

В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или при КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25 % присоединений (на время переключений), однако при повреждении в секционном выключа­теле теряется 50% присоединений.

Дли электростанций с мощными энергоблоками (300 МВт и более) уве­личить надежность схемы можно, присоединив источники или автотранс­форматоры связи через развилку из двух выключателей (рис. 2.6, в). Эти выключатели в нормальном режиме выполняют функции шиносоедини­тельного. При повреждении на любой системе шин автотрансформатор остается в работе, исключается возможность потери обеих систем шин.

Источник

Схема с двумя рабочими и обходной системами шин.

В распределительных устройствах 110кВ с большим количеством присоединений широко применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь (рис. 3-4).

В схеме применен отдельный шиносоединительный выключатель ШСВ, отказ от него допустим при числе присоединений не более семи и мощности агрегатов меньше 160 МВт. Установка отдельного ШСВ обеспечивает большую оперативную гибкость, хотя и увеличивает капитальные затраты.

Особенности схемы с двумя системами шин и схемы с обходной системой шин были рассмотрены ранее в §§ 3.2-3.3. Здесь следует отметить, что для РУ 110 кВ существенными становятся недостатки этих схем:

отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной СШ, а если в работе находится одна СШ отключаются все присоединения. Ликвидация аварии затягивается, так как все операции по переходу с одной системы шин на другую производятся разъединителями. Если источниками питания являются мощные блоки генератор-трансформатор, то пуск их после сброса нагрузки на время более 30 минут может занять несколько часов;

повреждение шиносоединительного выключателя равноценно кз на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин. Дополнительные капитальные затраты могут оправдать себя только при большом количестве присоединений (более 12-16).

Сравнивая рассмотренные варианты, выбираем схему с двумя рабочими и обходной не секционированными системами шин.

Рисунок 3-4 Схема с двумя рабочими и обходной системой шин

IV. Определить необходимость установки секционного реактора. Выбрать секционный реактор.

Схема замещения для расчета к.з. представлена на рис. 3-1, а. Для выяснения необходимости установки секционного реактора рассчитаем ток кз на шинах ГРУ при условии Хр=0 (т.е. без секционного реактора), и если этот ток окажется более максимального тока отключения маломасляных выключателей (90 кА), необходимо будет выбрать секционный реактор, ограничивающий ток кз.

Читайте также:  Чермянский проезд 5 стр 8 шины

Нагрузку расположенную вблизи генераторов учитываем уменьшением ЭДС генераторов до . Влиянием относительно малой нагрузки собственных нужд и удаленных от места кз нагрузок пренебрегаем.

Рисунок 4-1 Схемы замещения

Определим сопротивления схемы при базовой мощности Sб=1000МВА.

Сопротивление трансформаторов Т1, Т2:

Принимаем удельное сопротивление линий 0,4 Ом/км

Сопротивление системы при заданной мощности короткого замыкания Sкз=1600МВА:

Преобразуем схему в удобную для расчетов (рис. 4-1,б).

Хрез1=Хс+Хл=0,63+1,36=1,99

Поскольку сначала делаем расчет без секционного реактора (Хр=0), то по рис. 4-1,в:

Начальное значение периодической составляющей тока к.з. определяем из выражения:

, где — результирующее сопротивление ветви схемы; Iб- базовый ток; -ЭДС генератора.

Тогда ток трехфазного к.з. от генератора Г-4

Ток трехфазного к.з от системы и генераторов Г1-3

Суммарное значение периодической составляющей в точке к.з.

Так как ток трехфазного к.з. больше 90кА, то необходимо установить секционный реактор. Реактор выбираем, исходя из номинального напряжения и номинального тока генератора.

Uгном=6,3кВ Номинальный ток реактора можно выбрать по току, приближенно равному 0,6-0,7 Iг,ном. Выбираем 0,6Iг,ном=2,2кА.

Предполагаем к установке реактор РБГ-10-2500-0,2.

Uном=10кВ, Iном=2500А, Хр=0,2Ом, ток электродинамической стойкости iу=60кА, ток термической стойкости iт=23,6кА, допустимое время действия тока термической стойкости tт-8с, кроме этого по таблице 3.8 [1] находим Ку=1,956; Та=0,23с.

Приведем сопротивление реактора к базовым условиям.

Преобразуем схему рис.4-1б к виду как на рисунке 4-2а,б. Здесь треугольник Хт1, Хт2, Хр преобразован в звезду Х1,Х2,Х3.

Рисунок 4-2 Схемы замещения после преобразования треугольника в звезду

Суммарное значение периодической составляющей при к.з. на шинах ГРУ с установленным реактором:

Найдем токи в оставшихся ветвях звезды, а потом токи в исходной схеме:

Теперь выполним проверку стойкости реактора в режиме к.з.:

, где tоткл – время отключения к.з. релейной защитой. Его максимальное значение , т.е. при времени отключения защитой менее 18,8с реактор термически устойчив к к.з. Реально время отключения РЗА значительно меньше.

Выбранный реактор удовлетворяет всем предъявленным требованиям. С его применением значительно понизились токи к.з. (со 137,3кА до 64,2кА). Это позволит установить относительно дешевые маломасляные выключатели.

V. Выбрать схему собственных нужд электростанции.

Реакторы, через которые питаются с.н. присоединяются к шинам генераторного напряжения. Выбираем две рабочие секции с.н.

Номинальный ток реактора

Рассчитаем ток к.з. за реактором в утяжеленном режиме. Схема замещения для этого режима показана на рисунке 5-1.

Намечаем к установке на линии выключатель ВМП-10-630, Iоткл=20кА. Тогда

Рис. 5-1 Схема

замещенияПредполагаем к установке реактор РБГ-10-1500-0,23, Iдин.ст=53кА, Iтерм.ст=20кА.

Для проверки термической стойкости определяем тепловой импульс тока к.з.

, где tоткл=0,2с Та.сх=0,23с для ветвей защищенных реактором с номинальным током 1000А и выше.

Проверим стойкость выбранного реактора в режиме к.з.

Электродинамическая стойкость. Ку=1,956

Остаточное напряжение на шинах ГРУ при к.з. за реактором:

Выбранный тип реактора удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям.

На рисунке 5-1 приведена схема питания СН. Все рабочее оборудование подключено к 1СШ, за исключением трансформатора связи Т2, который подключен к 2СШ. Шиносоединительный выключатель ШСВ2 нормально включен.

В этом случае, например, при аварии на 2 секции 1СШ ГРУ отключаются В5, В6, ВС1 и ШСВ2, затем защитой минимального напряжения отключается В10, после чего автоматически включаются В7, В15, восстанавливая питание с.н. от шин ВН через трансформатор связи Т2 подключенный к 2СШ. Далее оперативный персонал переключает все оборудование второй секции 1СШ на 2СШ и секция 2СН снова получает питание от рабочей секции 2СН.

Читайте также:  Как хранить шины колеса зимой

Рисунок 5-1 Схема собственных нужд ТЭЦ

VI. Выбрать линейные реакторы.

Планируем по два линейных сдвоенных реактора на секцию и по три кабельных линии на плечо реактора плюс по одной линии на двух их четырех реакторов (итого 26 линий). Потребители на генераторном напряжении потребляют 50 МВт, поэтому в нормальном режиме ток по кабельной линии

Номинальный ток линии определяется ее нагрузкой в наиболее утяжеленном режиме, т.е. при отключении одной секции, тогда Imax,л=2Iном,р=2·0,22=0,44кА

Выбираем трехжильный кабель с Uном=6кВ с медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной массой изоляцией в алюминиевой оболочке, прокладываемый в земле, сечением 185мм², Iдоп.ном=0,44кА

Рассчитаем ток к.з. за реактором в утяжеленном режиме. Схема замещения для этого режима показана на рисунке 6-1.

Намечаем к установке на линии выключатель ВМГ-10-630, Iоткл=20кА. Тогда

Рис. 6-1 Схема Ток на одну ветвь реактора Imax.в=4Imax.л=4·0,44=1.76кА

замещенияПредполагаем к установке реактор РБСД-10-2х2500-0,20, Iдин.ст=60кА, Iтерм.ст=26кА.

Для проверки термической стойкости кабеля определяем тепловой импульс тока к.з.

, где tоткл=0,2с Та.сх=0,23с для ветвей защищенных реактором с номинальным током 1000А и выше.

Минимальное сечение по термической стойкости

, где С=143 для кабелей с медными сплошными жилами и бумажной изоляцией. Так как q>>qmin, то кабель проходит по термической стойкости с большим запасом.

Проверим стойкость выбранного реактора в режиме к.з.

Электродинамическая стойкость. Ку=1,956

Остаточное напряжение на шинах ГРУ при к.з. за реактором:

Выбранный тип реактора удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям. Схема распределительной сети приведена на рисунке 6-2.

Рисунок 6-2. Схема распределительной сети

VII. Расчет токов КЗ для выбора коммутационных аппаратов.

Рисунок 7-1 Расчетная схема токов КЗ

7.1 Короткое замыкание в точке К-1 (шины ВН).

Ветви генераторов Г1-4 симметричны по отношению к точке КЗ К-1. Поэтому сопротивление секционного реактора можно исключить из схемы замещения, так как оно включено между узлами одинакового потенциала и не влияет на ток. С учетом этого схема замещения для КЗ в точке К-1 будет иметь вид показанный на рисунке 7-2.

Суммарный ток в точке К-1 Iп0к-1=5,61+2,52=8,13кА

Считаем ударные токи, предварительно выбрав ударные коэффициенты:

Ветвь энергосистемы 110кВ Ку=1,608

ветви, состоящие из генераторов и повышающих трансформаторов (мощность генераторов 1000А)

Кур=1,956

7.3 Короткое замыкание в точке К-3 (линии потребителей на генераторном напряжении за реактором).

Iп0к-3 и iук-3 были найдены ранее при расчете линейного реактора и равны

7.4 Короткое замыкание в точке К-4 (цепи с.н.)

Ранее был выбран реактор РБГ-10-1500-0,23. Приведем сопротивление реактора к базовым условиям.

Схема замещения приведена на рисунке 7-3(а, б)

Из предыдущих расчетов

Тогда значение периодической составляющей от внешней сети

Периодическая составляющая от эквивалентного двигателя секции СНРисунок 7-3 Схема замещения

Суммарное значение периодической составляющей

Внешняя сеть

Кур=1,956

Источник

Adblock
detector