Устройство системы возбуждения и предъявляемые к ней требования. 3 страница

— проходные подстанции (рис. 3.6, в) — мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий (рис. 3.4, е), мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

В последней схеме, сохраняется режим секционирования сети при ремонте в ней любого выключателя. Схема на рис. 3.4, е таким важным с позиций надежности свойством не обладает. Однако отключение линии производится одним выключателем, в то время как в альтернативной схеме — двумя. Как известно, линейные выключатели наиболее часто подвергаются отказам.

Для узловых подстанций используются другие схемы (см. табл. 3.4), в которых применяется большее количество выключателей. Среди этих схем следует выделить схемы с двумя системами шин с обходной (рис. 3.7, а) и с одной секционированной системой шин с обходной (рис. 3.7, б).

В нормальном режиме схема с двумя системами шин с обходной имеет фиксированные присоединения. Они распределяются между системами шин по возможности симметрично; шиносоединительный выключатель нормально включен и секционирует электроустановку (рис. 3.7, в). Тот же вид в нормальном режиме имеет схема с одной секционированной системой шин с обходной (рис. 3.7, г).

При выводе из работы в схеме на рис. 3.7, а одной системы шин, все присоединения группируются на второй системе. Такой возможности в схеме на рис. 3.7, б нет.

Рис.3.7. К сравнению схем с двумя системами шин с обходной со схемой с одной секционированной системой шин с обходной

1 – 4 – присоединения.

 

Рис. 3.8. Фрагменты главных схем:

а — блок с разъединителем; б — то же, но с выключателем; в — два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий; г — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов; д — то же, но в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий; е — заход—выход

Рис. 3.8. Окончание.

Рис. 3.9. Фрагменты главных схем:

а — схема с одной секционированной системой шин с обходной; б — схема с двумя системами шин с обходной

 

Рис. 3.10. Фрагменты схем РУ:

а – четырехугольник; б – схема 3/2.

Рис. 3.11. Фрагменты схем РУ:

а – трансформатор – шины с подключением линий по схеме 3/2; б - трансформатор – шины.

На рис. 3.12 и 3.13 изображены фрагменты главных схем подстанций на стороне 6—10 кВ. При выборе понижающего трансформатора с расщепленными обмотками

Рис. 3.12. Фрагменты РУ на стороне НН с одинарными реакторами:

а – п/ст с постоянным оперативным током; б – п/ст с переменным оперативным током.

 

Рис. 3.13. Фрагменты РУ со сдвоенными реакторами на п/ст с постоянным оперативным током.

6—10 кВ количество секций будет так же равно четырем (как на рис. 3.13). Если в его цепях установить еще сдвоенные реакторы, то на двухтрансформаторной подстанции количество секций достигнет восьми.

При наличии на подстанции аккумуляторной батареи (т.е. при постоянном оперативном токе) трансформаторы СН 6-10/0,4 кВ подключаются к секциям 6— 10 кВ наряду с другими присоединениями (см. рис. 3.12, а). Если аккумуляторная батарея отсутствует, то на подстанции используется переменный или выпрямленный оперативный ток, и надежность электроснабжения СН повышают подключением трансформаторов СН до вводного выключателя (см. рис. 3.12, б). Конструктивно это более сложное решение. Оно требует дополнительных токопроводов наружной установки.

На рис. 3.14 приведен вариант ввода 6—10 кВ при оснащении подстанции линейными регулировочными трансформаторами. На рис. 3.15 даны схемы подключения источников реактивной мощности. Крупные синхронные компенсаторы устанавливают на мощных узловых подстанциях напряжением 500—750 кВ и подключают к третичным обмоткам понижающих автотрансформаторов. Синхронные компенсаторы небольшой мощности (до 15 Мвар) включаются в сеть прямым пуском. При мощности 50 Мвар и более используется реакторный пуск (рис. 3.15, а).

 

Рис. 3.14. Ввод на секцию с линейным регулировочным трансформатором.

 

Рис. 3.15. Подключение источников реактивной мощности:

а – синхронный компенсатор мощностью 50 – 100 МВАр; б – конденсаторной батареи 110 кВ; в - конденсаторной батареи 6 – 10 кВ.

 

Источниками реактивной мощности являются так же батареи шунтирующих конденсаторов. Они могут подключаться к шинам 110 кВ (рис. 3.15, б). Схема на рис. 3.15, б позволяет осуществлять форсировку мощности батареи шунтированием выключателем части последовательных рядов конденсаторов в фазе. В нулевых выводах батарей ставятся заградительные реакторы, ограничивающие броски тока при форсировке. На зажимах батареи устанавливаются измерительные трансформаторы напряжением 110 кВ, а на зажимах шунтируемой части — трансформаторы 35 кВ. Последние выполняют функции разрядных сопротивлений.

Схемы включения конденсаторных батарей 6—10 кВ разнообразны. На рис. 3.15, в дана схема регулируемой батареи. За счет коммутации выключателями ее мощность ступенчато варьируется от 25 до 100 %.

Особенности схем коммутации электростанций.

Схемы коммутации электростанций, так же как и подстанций, строятся на базе радиальных, кольцевых и упрощенных схем. Типовая сетка схем электростанций и требования, предъявляемые к ним, рассматривались ранее в этой главе. Это не в полной мере отражает все их особенности. На ТЭЦ с поперечными связями применяются специфические решения.

Наиболее простая схема с одной секционированной системой сборных шин приведена на рис. 3.16, а. Схема будет достаточно надежной при питании потребителей по двум линиями, присоединенным к разным секциям. Для ограничения токов КЗ применяются секционные реакторы. Требуемые уровни напряжения на шинах ГРУ в ремонтных режимах обеспечиваются с помощью шунтирующих разъединителей или выключателей (штриховые линии на рис. 3.16, а). При шунтировании секционных реакторов расчетный уровень токов КЗ не должен превосходить допустимого для электрооборудования значения.

На ряде ТЭЦ, введенных ранее в эксплуатацию, использованы схемы кольца (рис. 3.16, б) или звезды (рис. 3.16, в). В определенной мере их можно признать модификацией схемы на рис. 3.16, а при увеличении количества секций ГРУ. Рассматриваемые схемы более гибкие, чем схема с одной секционированной системой сборных шин; такие схемы обеспечивают электрическую связь секций при выводе из работы любой из них.

Так, в схеме на рис. 3.16, б секции с помощью секционных выключателей и реакторов объединены в кольцо; для резервирования СН предусмотрена промежуточная сборка между первой секцией и трансформатором связи. В схеме на рис. 3.16, в секции объединены уравнительной системой шин. Прочие присоединения к секциям 1— 4, не показанные в схемах на рис. 3.16, б и в, те же, что и в схеме на рис. 3.16, а.

На генераторном напряжении 6—10 кВ ТЭЦ применяется схема с двумя секционированными системами сборных шин (рис. 3.16, г). При выводе из работы одной из

Рис. 3.16. Схемы коммутации на генераторном напряжении ТЭЦ.

 

секций все ее присоединения переводятся на резервную систему шин без разрыва цепи с током. Рассматриваемая схема является гибкой. Основной ее недостаток заключается в наличии оперативных функций разъединителей. Большое количество операций, выполняемых разъединителями, и сложные блокировки негативно сказываются на эксплуатационной надежности электроустановки. В современных условиях эту схему следует применять, если потребители питаются по нерезервированным линиям 6—10 кВ, что, однако, встречается довольно редко.

 

 

Лекция 4. ИЗОЛЯТОРЫ И ПРОВОДНИКИ В СХЕМАХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК.

Изоляторы. Различают изоляторы следующих типов: опорные, проходные и подвесные. Изоляторы должны удовлетворять ряду требований, определяющих их электрические и механические характеристики, в соответствии с назначением и номинальным напряжением, а также загрязненностью воздуха в районе установки. К электрическим характеристикам относятся: номинальное напряжение, пробивное напряжение, разрядные и выдерживаемые напряжения промышленной частоты в сухом состоянии и под дождем, импульсные 50%-ные разрядные напряжения обеих полярностей. Основной механической характеристикой является минимальная разрушающая нагрузка, Н, приложенная к головке изолятора в направлении, перпендикулярном оси, а также жесткость или отношение силы, приложенной к головке изолятора в направлении, перпендикулярном оси, к отклонению головки от вертикали, Н/мм.

Жесткость опорных изоляторов зависит от их конструкции и номинального напряжения. Изоляторы для напряжения до 35 кВ включительно обладают очень большой жесткостью, поскольку высота их относительно мала. Изоляторы для более высоких напряжений имеют большую высоту и меньшую жесткость. Она составляет в зависимости от конструкции от 300 до 2000 Н/мм для изоляторов 110 кВ и 150 — 200 Н/мм для изоляторов 220 кВ. Это означает, что при КЗ головки изоляторов заметно отклоняются от своего нормального положения под действием электродинамических сил на проводники. Однако изоляторы не разрушаются при условии, что нагрузка на головку не превышает минимальной разрушающей нагрузки.

Опорные изоляторы предназначены для изоляции и крепления шин или токоведущих частей аппаратов на заземленных металлических или бетонных конструкциях, а также для крепления проводов воздушных линий на опорах. Их можно разделить на стержневые и штыревые.

Опорные стержневые изоляторы для внутренней установки серии ИО изготовляют для номинальных напряжений от 6 до 35 кВ. Они имеют фарфоровое коническое тело с одним небольшим ребром (рис.4.1,а). Снизу и сверху предусмотрены металлические детали (армировка) для крепления изолятора на основании и крепления проводника на изоляторе. Высота фарфорового тела определяется номинальным напряжением. Диаметр тела и вид армировки определяются минимальной разрушающей нагрузкой: чем больше последняя, тем прочнее должен быть укреплен изолятор на основании. Изоляторы, рассчитанные на значительную механическую нагрузку, имеют снизу квадратные фланцы с отверстиями для болтов, а сверху — металлические колпаки с нарезными отверстиями для крепления шинодержателя и проводника. Элементы арматуры охватывают тело изолятора и соединены с фарфором цементным составом.

 

а) б)

Рис.4.1 а – опорный стержневой изолятор для внутренней установки серии ИО 10 кВ;

б – опорный стержневой изолятор для наружной установки серии ИОС 110 кВ.

 

Изоляторы серии ИО изготовляют с минимальной разрушающей нагрузкой от 3,75 до 30 кН.

Опорные стержневые изоляторы для наружной установки серии ИОС (рис.4.1,б) отличаются от изоляторов описанной выше конструкции более развитыми ребрами, благодаря которым увеличивается разрядное напряжение под дождем. Их изготовляют для номинальных напряжений от 10 до 110 кВ. Минимальная разрушающая нагрузка находится в пределах от 3 до 20 кН.

Опорные штыревые изоляторы серии ОНШ также предназначены для наружной установки. Они имеют фарфоровое тело с далеко выступающими ребрами (крыльями) для защиты от дождя. Длина пути тока утечки по поверхности диэлектрика значительно больше соответствующего пути тока утечки по изолятору, предназначенному для внутренней установки. Изолятор укрепляется на основании с помощью чугунного штыря с фланцем. Для крепления токоведущих частей предусмотрен чугунный колпак с нарезными отверстиями. Штыревые изоляторы изготовляют для номинальных напряжений от 10 до 35 кВ и минимальной разрушающей нагрузки от 5 до 20 кН. Изолятор, показанный на рис.4.2,а, рассчитан на номинальное напряжение 35 кВ. Штыревые изоляторы 110 — 220 кВ представляют собой колонки из нескольких изоляторов 35 кВ.

 

 

а) б)

Рис. б – опорный многоэлементный изолятор (мультикон) 245 кВ; а – опорный штыревой изолятор для наружной установки серии ОНШ 35 кВ.

 

В Англии, Франции и других странах строят опорно-штыревые изоляторы (рис. 4.2,б), составленные из большого числа фарфоровых элементов 2, соединенных между собой цементной связкой 3, получившие название «мультикон». Вверху изолятора крепится колпак 1, а внизу — металлический фланец. Высота изолятора для напряжения 245 кВ составляет 2300 мм. Такие изоляторы, собранные в одиночные колонки, используются в РУ до 765 кВ. Они обладают малой жесткостью и в то же время высокой прочностью на изгиб.

Проходные изоляторы предназначены для проведения проводника сквозь заземленные кожухи трансформаторов и аппаратов, стены и перекрытия зданий.

Проходные изоляторы для внутренней установки до 35 кВ включительно имеют полый фарфоровый корпус без наполнителя с небольшими ребрами. Для крепления изолятора в стене, перекрытии предусмотрен фланец, а для крепления проводника — металлические колпаки. Длина фарфорового корпуса определяется номинальным напряжением, а диаметр внутренней полости — сечением токоведущих стержней, следовательно, номинальным током. Изоляторы с номинальным током до 2000 А (рис. 4.3) снабжены алюминиевыми стержнями прямоугольного сечения.

Рис. 4.3 Проходной изолятор для внутренней установки 10 кВ, 250 – 630 А

 

Изоляторы с номинальным током свыше 2000 А (рис.4.4) поставляются без токоведущих стержней.

Рис. 4.4 Проходной изорлятор для внутренней установки 20 кВ,8000 – 12500А

 

Размеры внутренней полости выбраны здесь достаточными, чтобы пропустить через изолятор шину или пакет шин прямоугольного сечения, а при очень большом токе — трубу круглого сечения. Фланцы и колпаки, в особенности у изоляторов с большим номинальным током, изготовляют из немагнитных материалов (специальных марок чугуна, а также силумина — сплава на основе алюминия и кремния) во избежание дополнительных потерь мощности от индуктированных токов. У изоляторов, предназначенных для ввода жестких и гибких шин в, здания РУ или шкафы КРУ наружной установки, часть фарфорового корпуса, обращенная наружу, имеет развитые ребра (рис. 4.5) для увеличения разрядного напряжения под дождем.

Рис. 4.5 Проходной изолятор наружно-внутренней установки 35 кВ, 400 – 630 А.

 

Проходные изоляторы 110 кВ и выше в зависимости от назначения получили названия линейных или аппаратных вводов. Кроме фарфоровой они имеют бумажно-масляную изоляцию. На токоведущий стержень наложены слои кабельной бумаги с проводящими прокладками между ними. Размеры слоев бумаги и прокладок выбраны так, чтобы обеспечить равномерное распределение потенциала как вдоль оси, так и в радиальном направлении. Ввод (рис. 4.6) состоит из следующих частей: металлической соединительной втулки 1, предназначенной для закрепления ввода в кожухе аппарата или в проеме стены; верхней 2 и нижней 3 фарфоровых покрышек, защищающих внутреннюю изоляцию от атмосферной влаги и служащих одновременно резервуаром для масла, заполняющего ввод.

Рис. 4.6 Герметизированный бумажно-масляный ввод 500 кВ с выносным бачком давления: 1 – металлическая соединительная втулка; 2 и 3 – верхняя и нижняя фарфоровые покрышки; 4 – выносной бачек давления.

 

Вводы, предназначенные для аппаратов с маслом, имеют укороченную нижнюю часть; это объясняется более высоким разрядным напряжением по поверхности фарфора в масле сравнительно с разрядным напряжением в воздухе.

Вводы обычно герметизированы. Для компенсации температурных изменений в объеме масла предусмотрены компенсаторы давления, встроенные в верхнюю часть ввода или помещенные в особый бачок давления 4, соединенный с вводом гибким трубопроводом. Вводы имеют измерительное устройство, которое служит для контроля давления в системе ввод—бак.

Подвесные изоляторы предназначены для крепления многопроволочных проводов к опорам воздушных линий и РУ. Их конструируют так, чтобы они могли противостоять растяжению.

Тарельчатый изолятор (рис. 4.7) имеет фарфоровый или стеклянный корпус в виде диска с шарообразной головкой.

Рис. 4.7 Подвесной тарельчатый изолятор

 

Нижняя поверхность диска выполнена ребристой для увеличения разрядного напряжения под дождем, а верхняя поверхность диска — гладкой, с небольшим уклоном для стекания дождя. Внутри фарфоровой (стеклянной) головки цементом закреплен стальной оцинкованный стержень. Сверху фарфоровую головку охватывает колпак из чугуна с гнездом для введения в него стержня другого изолятора или ушка для крепления гирлянды к опоре. Число изоляторов в гирлянде выбирают в соответствии с номинальным напряжением.

Внутренней и наружной поверхностям фарфоровой головки придана такая форма, чтобы при тяжении провода фарфор испытывал только сжатие (как известно, прочность фарфора при сжатии значительно больше, чем при растяжении). Так обеспечивают высокую механическую прочность тарельчатых изоляторов. Они способны выдерживать тяжения порядка 10⁴—10⁵ Н. Механическую прочность подвесных изоляторов характеризуют испытательной нагрузкой, которую изоляторы должны выдерживать в течение 1 ч без повреждений.

Расчетную нагрузку на тарельчатые изоляторы принимают равной половине часовой испытательной.

В местностях, прилегающих к химическим, металлургическим, цементным заводам, воздух содержит значительное количество пыли, серы и других веществ, которые образуют на поверхности изоляторов вредный осадок, снижающий их электрическую прочность. Вблизи моря и соленых озер воздух имеет большую влажность и содержит значительное количество соли, которая также образует вредный осадок. Нормальные изоляторы, используемые в районах, удаленных от источников загрязнения, имеют отношение длины пути утечки к наибольшему рабочему напряжению около 1,5 см/кВ. Для РУ, подверженных загрязнению, применяют изоляторы осо­бой конструкции или увеличивают число изоляторов в гирляндах. Прибегают также к периодической обмывке или обтирке изоляторов.

Тарельчатые изоляторы, предназначенные для местностей с загрязненным воздухом (рис. 4.8), имеют увеличенную длину пути тока утечки и выполнены так, чтобы поверхность их была в наибольшей мере доступна очищающему действию дождя и ветра.

Рис. 4.8 Подвесной изолятор для местности с загрязненным воздухом.

 

При одинаковой степени загрязнения и увлажнения разрядные напряжения у изоляторов особой конструкции приблизительно в 1,5 раза выше, чем у изоляторов обычного исполнения.

 

Неизолированные жесткие проводники. Проводники этого вида принято называть шинами. По соображениям экономического порядка применяют исключительно шины из алюминия и его сплавов с различными электрическими и механическими характеристиками. Форму и размеры поперечного сечения шины выбирают в соответствии с рабочим током, учитывая явление поверхностного эффекта, а также требования термической и динамической стойкости при КЗ.

Поверхностный эффект проявляется в том, что переменный ток вытесняется к поверхности проводника, при этом потери мощности увеличиваются, что равносильно увеличению сопротивления. Отношение активного сопротивления R_a уединенного проводника при переменном токе к сопротивлению R при постоянном токе и той же температуре называют коэффициентом поверхностного эффекта К_п = = R._а/R. Он зависит от формы и размеров поперечного сечения проводника, а также от частоты тока.

Распространенные формы поперечного сечения шин. Простейшая форма поперечного сечения шины — прямоугольная с отношением сторон b/h от 1/8 до 1/12 (рис. 4.9, а).

Рис. 4.9 Распространенные виды шин.

 

Это так называемые плоские шины. Они обеспечивают хороший отвод тепла в окружающую среду, поскольку отношение поверхности охлаждения к объему здесь больше, чем в шинах любой другой формы. Момент сопротивления изгибу относительно оси z во много раз больше, чем относительно оси у. Следовательно, при расположении проводников трех фаз в плоскости у — у плоские шины способны противостоять значительным электродинамическим силам при КЗ.

Плоские шины изготовляют с поперечным сечением до 120 х 10=1200 мм². Допустимый продолжительный ток таких шин из алюминия при нормированной температуре воздуха 25 °С равен 2070 А. При большем рабочем токе можно применить составные проводники из двух или трех полос с зазорами между ними (рис. 4.9, б, в). Допустимый ток при этом увеличится соответственно до 3200 и 4100 А, т. е. далеко не пропорционально числу полос. Это объясняется поверхностным эффектом — вытеснением переменного тока на поверхность составного проводника. Распределение тока между полосами составного проводника неравномерно, потери мощности заметно увеличиваются.

Недостаток составных проводников заключается также в сложности монтажа и недостаточной механической прочности. Последнее объясняется взаимодействием полос при КЗ. Поскольку токи в полосах направлены одинаково, они стремятся сблизиться. Чтобы исключить смыкание полос при КЗ, необходимы дистанционные прокладки между ними с соответствующим креплением. Проводники из трех и четырех полос безусловно нецелесообразны при переменном токе. Ограниченное применение имеют проводники из двух полос.

При больших рабочих токах применяются составные шины из двух корытных проводников (рис. 4.9, г). Здесь также необходимы дистанционные прокладки между корытами.

Наиболее совершенной формой поперечного сечения шины при рабочем токе свыше 2000 А является круглое кольцевое (рис. 4.9, д). При правильно выбранном отношении толщины стенки к диаметру трубы обеспечивается хороший отвод тепла, а также механическая прочность. Момент сопротивления изгибу одинаков в любом направлении. Применение получили трубы с наружным диаметром до 250 мм и толщиной стенки до 12 мм.

Неизолированные гибкие проводники. В РУ 35 кВ и выше наряду с жесткими шинами применяют гибкие многопроволочные сталеалюминиевые провода, а также пучки из двух, трех и четырех проводов в фазе с дистанционными распорками между ними. Такая конструкция проводника позволяет увеличить рабочий ток и исключить коронирование. В РУ 500 кВ и выше применяют полые алюминиевые провода марок ПА 500 и ПА 640 (рис. 4.10), а также пучки из таких проводов.

Рис. 4.10 Полый алюминиевый провод марки ПА-640

 

Это гибкие провода, свитые из проволок фасонного сечения с диаметром 45 и 59 мм и допустимой токовой нагрузкой соответственно 1340 и 1680 А.

Сечение проводов и их число в фазе выбирают в соответствии с рабочим током присоединения, а также номинальным напряжением, чтобы исключить коронирование.

Для увеличения допустимой токовой нагрузки достаточно увеличить суммарное сечение проводов в фазе. Коронирование может быть устранено увеличением числа проводов или их диаметра.

Одиночные провода марки АС могут быть применены при напряжении до 220 кВ включительно и рабочем токе до 1050 А. При большем номинальном напряжении и большем рабочем токе необходимы пучки из нескольких проводов. При напряжении 500 кВ могут быть применены два провода марки АС с допустимым током 2440 А или один провод марки ПА 640 с допустимым током 1680 А. При большем рабочем токе следует взять два провода марки ПА 640, что позволит увеличить допустимый ток до 3360 А. При номинальных напряжениях 750 и 1150 кВ следует применять только провода марки ПА. При этом число проводов в пучке получается минимальным, уменьшается расход алюминия и число гирлянд изоляторов, упрощается монтаж.

 

Комплектные токопроводы. Комплектным токопроводом принято называть токопровод с жесткими неизолированными проводниками и металлическим кожухом, изготовленный специализированным заводом по техническим условиям, согласованным с заказчиком, и поставляемый к месту установки частями, размеры и масса которых удобны для транспорта. Изоляцией в комплектных токопроводах служит обычно воздух; при высоких напряжениях — элегаз.

Пофазно-экранированные токопроводы. В пофазно-экранированных токопроводах (рис. 4.11) проводники каждой фазы вместе с опорными изоляторами охвачены проводящими заземленными экранами — кожухами, назначение которых заключается в следующем:

Рис. 4.11 Пример пофазно-экранированного токопровода для генератора 500Мвт, 20 кВ. 18 кА (в разрезе): 1 – шины; 2 – изолятор; 3 – кожух; 4 – стальные балки.

 

1) обеспечить безопасность обслуживания;

2) защитить проводники, изоляторы от пыли, влаги, случайного попадания посторонних предметов;

3) исключить возможность междуфазных замыканий в пределах токопровода;

4) уменьшить электродинамические силы взаимодействия между проводниками при внешних КЗ;

5) устранить нагревание индуктированными токами стальных несущих конструкций, арматуры железобетонных стен и перекрытий.

Последние два требования могут быть выполнены, если внешнее магнитное поле (вне кожухов) будет возможно полнее компенсировано токами, индуктированными в кожухах. Это и имеет место в токопроводах с непрерывной замкнутой системой кожухов типа ТЭН (токопровод экранированный, непрерывный). Как видно из схемы рис. 8.2, секции кожухов каждой фазы соединены между собой сваркой. По концам токопровода кожухи трех фаз соединены с помощью приваренных алюминиевых перемычек в виде плит или труб. Заземляют экраны в одной точке, для чего одну из перемычек присоединяют к контуру заземления электростанции.

Таким образом, кожухи образуют замкнутую трехфазную систему. В рабочем режиме в них индуктируются токи, приблизительно равные токам в проводниках, но направленные противоположно. Они проходят вдоль кожухов, распределяясь равномерно по периметру, и переходят из одного кожуха в два других по концам токопровода. Геометрическая сумма их равна нулю. Эти токи в дальнейшем называются циркулирующими в отличие, от вихревых токов, замыкающихся в пределах кожуха каждой фазы. Циркулирующие токи уменьшают внешнее магнитное поле токопровода. Если бы токи в кожухах в точности соответствовали токам в проводниках и находились с ними в фазе, то внешнее магнитное поле отсутствовало бы. Однако кожухи обладают активным сопротивлением. Вследствие этого токи в кожухах не точно совпадают по фазе с токами в проводниках и внешнее магнитное поле компенсируется не полностью. Однако в рабочем режиме индукция внешнего поля настолько мала, что опасность нагревания стальных конструкций индуктированными в них вихревыми токами практически отсутствует.

Электродинамическая стойкость пофазно-экранированных токопроводов очень высока: ток электродинамической стойкости i_дин достигает 560 – 750 кА.

Конструкции пофазно-экранированных токопроводов. В токопроводах этого типа в качестве проводников используют исключительно алюминиевые трубы кольцевого сечения. Диаметр трубы и толщину стенки определяют из теплового расчета, руководствуясь установленными максимальными температурами для проводников и кожухов. Кожухи токопровода изготовляют из листового алюминия толщиной 4 — 6 мм в виде секций длиной 10—12 м. Диаметр кожухов определяется диаметром проводников и двойной высотой изоляторов. Последние вводят в кожухи снаружи через отверстия в стенках и укрепляют болтами. В случае необходимости любой изолятор можно вынуть и заменить другим. Расстояние между изоляторами по длине токопровода составляет 4—5 м, т.е. значительно больше обычных расстояний в неэкранированных токопроводах сборного типа. Проводники плотно прилегают к головкам изоляторов.