Выбор секционных реакторов электростанций

На ТЭЦ с поперечными связями выбор секционных реакторов (рисунок 10.4) должен предшествовать выбору линейных реакторов. Расчет реко­мендуется вести в следующей последовательности:

1. Определяют число секций ГРУ, при этом учитывают надежность электроснабжения местного потребителя в соответствии с принятой конфи­гурацией питающей сети и надежность ра­боты станции. Это означает, что ремонт или отказ секции ГРУ не должен вызывать потерю генерирующей мощности, и недопус­тимую для местной электрической нагрузки и по тепловому по­треблению. Обычно этим требованиям удовлетворяет число сек­ций, равное числу генераторов, подключаемых к ГРУ.

2. В соответствии с выбранным числом секций ГРУ опре­деляют схему включения секционных реакторов: прямолинейную (разомкнутую) при числе секций две-три и кольцевую при числе секций три-четыре.

3. Анализируя возможные перетоки между секциями в нормальном режиме и при отключении питающих присоедине­ний – генераторов, транс­форматоров связи, выбирают номиналь­ные токи секционных реакторов. Им соответствуют определен­ные индуктивные сопротивления, из которых вы­бирают наи­большее.

4. Производят расчет токов КЗ Iп,о на шинах ГРУ при наличии секционных реакторов и без них. Эти токи являются расчет­ными при выборе выключателей в присоедине­ниях трансформаторов собст­венных нужд, которые и принимают, как самые тяжелые.

5. Обосновывают необходимость (целесообразность) огра­ничения тока КЗ в ГРУ ТЭЦ. Если ток КЗ Iп,о в контрольном присоединении без секци­онных реак­торов оказывается выше максимального значения тока электродинамической стойкости iдин выключателей, выпускаемых на данное напряжение (6 – 10 кВ), то установка секционных реак­торов технически необходима. В противном случае требуется их технико-экономическое обоснование. Подсчитывается стоимость электроустановки для случаев с реактором и без него. Схема с секционным реактором используется тогда, когда она дает экономию не менее 10% стоимости установки без реактора.

6. Если принята схема с секционными реакторами, то оп­ределяют по­тери напряжения в них при наибольшем перетоке мощностей между сек­циями. Эти потери не должны превышать 5-6% номинального. В противном случае необходимо предусмот­реть выключатели или разъединители, даю­щие возможность шунтировать реакторы при больших перетоках между секциями.

Рисунок 10.4 – Схема включения

10.6 Выбор дугогасящих реакторов для компенсации емкостных токов

Дугогасящие катушки представляют собой индуктивность, предназначенную для гашения дуги емкостного тока замыкания на землю и ограничения перенапряжений при повторном зажигании заземляющей дуги.

Для компенсации емкостного тока на землю IС в нейтраль генераторов или трансформаторов включают дугогасящие реакторы (ДГР), индуктивное сопротивление которых соответствует емкостному сопротивлению сети (ХL = XC; ωL = 1/3ωC). При замыкании фазы на землю в месте повреждения протекают токи IL = IC, сдвинутые на 180° друг относительно друга (рисунок 10.5), следовательно, результирующий ток (IL – IC) будет недостаточен для поддержания дуги, и она не возникнет. Изоляция не будет подвергаться опасным перенапряжениям, приводящим к КЗ и отключению линий.

Длительная работа сетей 10 кВ с изолированной нейтралью допускается при емкостных токах замыкания на землю, не превышающих значение 20 А. Данное значение тока соответствует требованиям ПТЭ. Однако, исследования опасности воздействия заземляющих дуг и перенапряжений, а также опыт эксплуатации показали, что в сетях 10 кВ целесообразно применять дугогасящие катушки при значении емкостных токов замыкания на землю 15 А.

Реактор можно настроить в резонанс (IL = IC), в режим недокомпенсации (IL < IC) и в режим перекомпенсации (IL > IC). Желательна настройка в резонанс. В процессе эксплуатации часть линий может быть отключена, тогда емкость сети уменьшится, и первоначальная настройка ДГР нарушится. Чтобы сохранять настройку, его индуктивное сопротивление регулируется – ступенчато (РЗДСОМ) или плавно (РЗДПОМ, РУОМ).

Выбор дугогасящих реакторов производится в следующем порядке:

1) По номинальному напряжению - Uуст £ Uном.

2) Определяется суммарная мощность реакторов из условия полной компенсации:

Q = n . IC . UФ,

где n – коэффициент учитывающий развитие сети (можно принять n = 1,25);

IC – полный ток замыкания на землю;

UФ – фазное напряжение сети.

Емкостный ток замыкания на землю определяется суммой токов:

для воздушных линий:

для кабельных линий:

3) Определяется число реакторов. Если IC > 50 А, то для надежности применяют не менее двух реакторов.

4) Выбирается место подключения реакторов. Рекомендуется устанавливать реакторы на узловых подстанциях. В сетях генераторного напряжения реакторы устанавливают на электростанциях.

5) Выбирается мощность трансформаторов для подключения ДГР. Номинальная мощность трансформатора не должна быть меньше расчетной мощности реактора:

Пример 10.1. Выбрать дугогасящий реактор для компенсации емкостного тока сети 10 кВ, присоединенной к шинам подстанции (рисунок 10.6). Емкостный ток кабельной сети, присоединенной к секции К1, равен 19 А, к секции К2 – 18 А. Нормально секционный выключатель QK отключен. К секциям К1, К2 присоединены трансформаторы собственных нужд ТМ-160.

Решение. Согласно требованиям ПУЭ компенсация емкостного тока необходима при IС > 20 А, такой режим возникает при включении секционного выключателя QK (например, при выводе в ремонт Т1 или Т2):

Q = n . IC . UФ = 1,25 . 37 . 10 / = 267,34 кВА.

Выбираем по справочным данным реактор РУОМ-300/10, QНОМ.Р = 300 кВА.

Такой реактор нельзя присоединить к нейтрали ТСН мощностью 160 кВА, так как ST < QНОМ.Р.

Выбираем для присоединения реактора специальный трансформатор ТМ-400/10 (ST = 400 кВА ≥ QНОМ.Р = 300 кВА).