Проектирование гидроэлектростанции

14

Проектирование гидроэлектростанции

1. Электрическая часть

1.1 Выбор генераторов

Выбор генераторов осуществляется в зависимости от установленной мощности станции.

Для проектирования данной станции мною выбраны 5 генераторов по 20 МВт одного типа: СВН-1340/150-96, так как конструктивные особенности и параметры подходят к проектируемой станции.

Таблица 1 Технические характеристики генератора

Тип	Sном МВ А	Pном МВт	Cosц ном	Uном кВ	XIId
СВН-1340/150-96	71,5	57,2	0,8	13,8	0,3

Расшифровка:

СВН-1340/150-96 - синхронный вертикальный гидрогенератор с охлаждением статора и ротора воздухом.

1340 - наружный диаметр

150 - длинна активной части сердечника (см).

96 - количество полюсов ротора

Описание системы возбуждения генератора.

Система возбуждения можно разделить на две группы: а) независимое возбуждение, б) зависимое возбуждение. К первой группе относятся все электромашинные возбудители постоянного тока, сопряженные с валом генератора. Вторую группу составляет система возбуждения, получающие непосредственно от выводов генератора через специально понижающие трансформаторы. К этой же группе могут быть отнесены системы возбуждения с отдельно установленными электромашинными возбудителями, приведённые во вращение электродвигателя переменного тока, которые получают питание от шин собственных нужд электростанции.

Система возбуждения выбранного мною генератора является электромашинная

Описание электромашиной системы возбуждения.

рис 1 Электромашинная система возбуждения

Электромашинная система возбуждения с генератором постоянного тока, работающим по схеме самовозбуждения:

GE -- возбудитель; LG -- обмотка возбуждения генератора; LE -- обмотка возбуждения возбудителя; RR -- шунтовой реостат; АРВ -- автоматический регулятор возбуждения; R -- разрядный резистор.

Электромашинные системы возбуждения с возбудителем постоянного тока.

Здесь возбудителем служит генератор постоянного тока, который в зависимости от схемы питания его обмотки возбуждения работает или по схеме самовозбуждения (рис. 20.14), или по схеме независимого возбуждения. В последнем случае устанавливают вторую машину постоянного тока -- подвозбудитель. Для возбуждения синхронных генераторов большее распространение получила схема с самовозбуждением возбудителя как более простая и обеспечивающая большую надежность в эксплуатации. Регулирование тока возбуждения генератора осуществляет автоматический регулятор возбуждения путем изменения тока возбуждения возбудителя.

1.2 Расчет графиков нагрузок

Общие сведения о графиках.

Графики нагрузок генераторов предназначены для анализа работы электрической сети, для проектирования системы электроснабжения, для составления прогнозов энергопотребления, планирование ремонта электрооборудования, а в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы. Годовые графики строят по характерным суточным графикам для зимних, весенне-осенних и летних дней. При этом ординаты этих графиков располагаются вдоль оси абсцисс от 0 до 8760 часов в порядке их значений. При таком построении графиков абсцисс t1 соответствует ординате Р1. Такие графики называются графиками, построенными по продолжительности.

Расчет графиков нагрузки.

Электрическая нагрузка отдельных потребителей и их суммарная нагрузка, определяющая режим работы электрической станции в Энергосистеме непрерывно меняется. Эти изменения отражают графиком нагрузки, то есть диаграмма изменения мощности электрической установки во времени. Для определения времени максимальных потерь используют годовой график продолжительности нагрузок. Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. Данный график применяется при расчетах технологических показателей в установке, при расчетах потерь электрической энергии и при оценке использование оборудования в течение года.

Определить мощность ступеней:

Pi=уст,

Где Рi - определяется по графику;

Руст - задается.

Определить длительность рассматриваемого периода:

Ti=ti*n,

Где ti - время рассматриваемой ступени, определяется по графику;

n - число дней зимних (летних) в зависимости от рассматриваемого графика.

Проверка правильности расчета:

?Тi=T1+T2+…+Tn=8760 часов.

Построение годового графика:

ѕ мощность каждой ступени рассматривается в порядке убывания по оси ординат;

ѕ по оси абсцисс располагают время; время последней ступени прибавляют к времени предыдущей ступени.

Если:

ѕ по заданию один график, то приступаем к расчету технико-экономических показателей;

ѕ по заданию даны два графика, то необходимо построить суммарный годовой график.

Построение суммарного годового графика.

ѕ в одной системе координат строят годовые графики для генераторов и потребителей;

ѕ для ступеней находят разность значений мощности определенной по графикам и определяют продолжительность ступени.

Технико-экономические показатели. Расчет энергии, производимой электрической установкой за рассматриваемый период:

W=Pi*Ti;

W=W1+W2+…+Wn,

где

Pi - мощность i-той ступени графика;

Ti - продолжительность ступени;

W - электрическая энергия за рассматриваемый период.

Определить среднюю нагрузку установки:

Рср=, где

Т - длительность рассматриваемого периода.

Степень неравномерности графика, то есть коэффициент заполнения:

Кзп=, где

Pmax - мощность определяемая по графику.

Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает во сколько раз выработанное (потребленное) количество электроэнергии за рассматриваемый период меньше того же качества энергии, которая была выработана (потреблена) за, то же время, если бы нагрузка установки все время была максимальной.

Кзп= Рср/ Рmax

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

Tmax= Кзп*УТ, генератора.

Коэффициент использования установочной мощности:

Ки= Рср /Pуст;

Продолжительность использования установочной мощности:

Туст= УW/ Pуст;

Расчёт графика:

Pуст1 = 286МВт;

nзима = 200 дней;

nлето = 165 дней;

Рис 1 Графики нагрузок в зимний и летний период

Определяем мощность ступеней по формуле

P=;

P1 = 100/100*286 = 286 МВт;

P2 = 100/100*286 = 286 МВт;

P3 = 70/100*286 = 202,2 МВт;

P4 = 70/100*286 = 202,2 МВт;

P5= 70/100*286 = 202,2 МВт;

P6= 80/100*286 = 228,8 МВт;

P7= 80/100*286 = 228,8 МВт;

P8= 70/100*286 = 202,2 МВт;

P9= 50/100*286 = 143МВт;

P10= 50/100*286 = 143 МВт;

Определяем длительность времени по формуле

T=t*n

Т1 = 6*200 = 1200 ч;

Т2 = 6*200 = 1200 ч;

Т3 = 6*200 = 1200 ч;

Т4 = 4*200 = 800 ч;

Т5 = 2*200 = 400 ч;

Т6 = 6*165 = 990 ч;

Т7 = 6*165 = 990 ч;

Т8 = 6*165 = 990 ч;

Т9 = 4*165 = 660 ч;

Т10 = 2*165 = 330 ч;

Определяем суммарную продолжительность нагрузок по ступеням;

?Т=Т1+Т2+Т3+Т4+Т5+Т6+Т7+Т8+Т9+Т10=1200+1200+1200+800+400+990+990+990+

+660+330 = 8760 ч;

Построение суммарно годового графика.



Рис 2

Расчёт энергии, производимой электроустановкой за рассматриваемый период, рассчитываем по формуле

W=Pj*Tj

W1= P1*T1 = 286*1200 = 343200 МВт*ч;

W2= P2*T2 = 286*1200 = 343200 МВт*ч;

W3= P3*T3 = 200,2*1200 = 240240 МВт*ч;

W4= P4*T4 = 200,2*800 = 160160 МВт*ч;

W5= P1*T1 = 200,2*400 = 800800 МВт*ч;

W6= P6*T6 = 228,8*990 = 226512 МВт*ч;

W7= P7*T7 = 228,8*990 = 226512 МВт*ч;

W8= P8*T8 = 200,2*990 = 198198 МВт*ч;

W9= P9*T9 = 143*660 = 94380 МВт*ч;

W10= P10*T10 = 143*330 = 47190 МВт*ч;

УW=W1+ W2+ W3+ W4+ W5+ W6+ W7+ W8+ W9+ W10 = 2680392 МВт*ч;

Определяем среднюю нагрузку установки по формуле

Рср=;

Рср = УW/УТ = 2680392/8760 = 305,9 МВт;

Определяем степень неравномерности графика, т.е. коэффициент заполнения по формуле

Кзп=;

Кзп= Рср/ Рmax = 305,9/286 = 1,06;

Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает во сколько раз выработанная (потребителем) количество электроэнергии за рассматриваемый период меньше того же количества энергии, которая была выработана (потребителем) за тоже время, если нагрузка установки все время была максимальной.

Определяем продолжительность использования максимальной нагрузки по формуле

Тмах= Кзп*УТ

Тмах= Кзп*УТ = 1,06*8760 = 9285,6 ч;

Определяем коэффициент использования установленной мощности определяем по формуле Ки= Рср /Pуст;

Ки1= 305,9/286 = 1,06 >1;

Определяем продолжительность использование установленной мощности по формуле

Туст= УW/ Pуст ;

1.3 Выбор типа и мощности трансформаторов

Выбор силового трансформатора блочного типа.

При выборе числа и типа трансформаторов стремятся сократить затраты как на сами трансформаторы, так и на сооружение распределительных устройств, уменьшая его размеры и количество устанавливаемой аппаратуры. Высокая надежность трансформаторов дает возможность увеличивать их единичную мощность и уменьшать удельную стоимость. Поэтому для заданных условий выбирают трансформаторы предельной мощности:

Sтр=;

Рсн = ( Рсн % / 100 )* Рг , где

Sтр - мощность блочного трансформатора;

?Рг-сумма активной мощности генераторов, присоединенных к трансформатору;

?Рсн- сумма активной мощности отдаваемой генераторами на собственные нужды;

?Qсн- сумма реактивной мощности отдаваемой генераторами на собственные нужды;

?Qг -сумма реактивной мощности генераторов, присоединенных к трансформатору;

Qг = Рг * tg;

Qсн = Рсн * tg;

1 . Определяем реактивную мощность генератора по формуле

tg=;

tg== 0,75;

Qг = 57,2*0,75 = 42,9 МВАР;

2. Определяем реактивную мощность собственных нужд определяем по формуле

;

МВАР;

3. Определяем активную мощность собственных нужд по формуле

Рсн = Рсн % /100* Рг ;

Рсн% определяем по таблице [Л-2, таблица 1.7].

Рсн = 3/100*57,2 = 1,7 МВт ;

4. Определяем полную мощность силового трансформатора для одиночного блока по формуле

Sтр=;

Sтр== 64,4 МВ*А;

Таблица 2 Технические характеристики трансформаторов

Тип	Sном МВА	Напряжение кВ	315	Uk %	Цена тыс. руб.
		ВН	НН	Px	Pk
ТД - 80000/220	80	242	10,5	79		11	186
ТДЦ - 80000/110	80	121	10,5	85	310	11	186
АТДЦТН-125000/220/110	125	230	10,5	65	380	45	284

ТД - 80000/220 - трансформатор трёхфазный с принудительной циркуляцией масла. Номинальная мощность 80 МВ*А. Напряжение обмотки высокого напряжения 220 кВ.

ТДЦ - 80000/220 - трансформатор трёхфазный с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла. Номинальная мощность 125 МВ*А. Напряжение обмотки высокого напряжения 220 кВ.

Выбор количества линий

Количество линий необходимое для выдачи электроэнергии потребителям определяю по табл. 1.20 стр. 21 (Никлепаев)

Таблица 4 Пропускная способность воздушных линий.

Напряжение кВ	Мощность МВт 1л	Длина км
220	100 - 200 МВт	200 - 400км

2. Анализ и выбор вариантов схем.

2.1 Общие сведения

Схема электрической станции выбирается с учетом развития электрических сетей энергосистемы или схем электроснабжения района.

Схема электрической станции должна удовлетворять следующим требованиям:

ѕ обеспечивать надежность электроснабжения потребителей электрических станций и перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и последовательном режиме;

ѕ учитывать перспективу развития;

ѕ допускать возможность постепенного развития или расширения распределительного устройства всех напряжений;

ѕ учитывать требования противоаварийной автоматики;

ѕ обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ. На отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

Для первого варианта на напряжение 220 кВ я выбрал схему: многоугольник (сдвоенный четырехугольник).

К достоинствам схем много угольника относится надёжность т.к.

Отключение любого выключателя происходит без нарушения работы элементов схемы.

Разъединители используются только для, ремонтных работ, схема экономична т.к. количество выключателей равна количеству присоединений.

К недостаткам можно отнести:

Сложность выбора трансформатора тока и коматутационной аппаратуры установленных в кольце т.к. в зависимости от режима работы схемы ток протекающий по аппаратом меняется.

Для первого варианта на напряжение 220 кВ я выбрал схему две рабочие одна обходная система шин.

К достоинству схемы можно отнести:

Наличие шинносоединительных выключателей позволяет осуществлять произвольную разделение присоединения между системами шин, при этом создаются различные варианты эксплуатационных схем сети в, зависимости от требования систем и условия работ электростанции, секционные выключатели исключают возможный объём отношений при К.З. на шинах.

Преимущества, схемы:

Возможность быстрого восстановления питания присоединений при К.З. на одной из секций путём переключения на не повреждённую.

Значительное облегчение ремонта шин и шиноразъеденителей.

Данная схема является надёжной гибкой при управлении экономичной и даёт возможность без лишних капитальных затрат расширить РУ. Недостатками схем являются большое количество операций разъединителями при выводе в ремонт выключателей или одной из рабочих системы шин.

Данная схема рекомендуется применять для РУ до 220 кВ.

Для второго и третьего вариантов на напряжение 220 кВ я также выбрал схему две рабочие одна обходная система шин.

Технико-экономическое сравнение.

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

З=рн К+И+У, где

К - капиталовложение на сооружение электроустановки, тыс. руб.;

рн - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. рыб./год.

Потери электроэнергии в двух обмоточном трансформаторе (автотрансформа - торе) определяются по формуле кВт-ч:

, где

Рк - потери мощности КЗ;

Рх - потери мощности холостого хода, кВт;

Smax - расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора, мВА;

Sном - номинальная мощность трансформатора, мВА;

Т - продолжительность работы трансформатора (обычно принимают Т = 8760 ч);

- продолжительность максимальных потерь, определяется по кривым в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmax.

Величина Тmax определяется по графикам нагрузки на шинах низшего напряжения подстанции или по графику выдачи мощности в энергосистему через трансформатор связи. Если построение графиков не производится, то для трансформаторов на подстанциях величина Тmax принимается равной Тmax потребителей на шинах низшего напряжения.

Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:

И=,где

Ра, Ро - отчисления за амортизацию и обслуживания, %;

W - потери электроэнергии, кВт-ч;

- стоимость 1кВтч потерь электроэнергии, копеек.

Капиталовложение К при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.

При подсчете капитальных затрат учитываются все основные элементы структурных схем. Для упрощения расчетов, повторяющиеся в вариантах элементы, могут не учитываться.

Приведенные затраты в учебном проектировании определяется без учета ущерба:

З=рн К+И.

Выбор оптимального варианта

1. Определяем потери электроэнергии в трансформаторах.

W 1 = 79*8760+315*()2 * 5200 = 696434,3 кВт*ч.

W2 = 120*8760+380*()2 * 5200 = 1887520кВт*ч.

W3 = 207*8760+600*()2 * 5000 = 1921360кВт*ч.

ДW 1 = 6W 1 = 1887520Вт*ч;

ДW2 = 3W2 = 1921360 кВт*ч;

2. Определяем годовые эксплуатационные издержки.

И2=0,84*2102,7+0,5*101,8=166,2+50,9=1817,1тыс. руб./год

3. Определяем минимальные приведённые затраты.

З2= 0,12*2138,4+1817,1 = 2073,7 тыс. руб./год

X=(max-min)/max*100%

X=(1855,41 - 1046)/1855,41*100% = 43,61%

Для дальнейшего расчёта я буду использовать второй вариант, так как он имеет меньшие затраты ,чем первый и третий вариант.

Таблица 5 Определяю капитальные затраты.

Оборудование	Стоимость единицы тыс. руб.	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
		Кол-во Шт	Общая стоимость тыс. руб.	Кол-во шт	Общая стоимость тыс. руб.	Кол-во Шт	Общая стоимость тыс. руб.
ТД - 80000/220	113,7	2	227,4
ТДЦ - 80000/110	188	3	564	3	558
ТДЦ - 200000/220	284	1	195			2	568
Ячейка ОРУ на 220 кВ.	79,5					6	477
Итого тыс.руб/год.	2138,4	2102,7	1045

Выбор типа и мощности трансформаторов С.Н. и резервных трансформаторов

Мощность рабочего трансформатора с. н. блока выбирается на основании подсчета действительной нагрузки секций, питаемых этим трансформатором, с учетом как блочной, так и общестанционной нагрузки.

Определение действительной нагрузки трансформаторов с.н. оказывается очень сложным, поэтому для определения мощности трансформатора с.н. рекомендуется приближенный метод.

Мощность резервного трансформатора выбирается из условия замены рабочего трансформатора с одновременным обеспечением пуска или аварийной остановки генератора.

Трансформаторы С.Н.

== 6,17 кВА

Резервные трансформаторы

Sртсн = 1,5, Sтсн= 1,5*6,17 = 10,05 кВА

Тип	Sном кВ*А	Напряжение кВ	Потери кВт	Uk %	Цена тыс. руб.
		ВН	НН	Px	Pk
ТМ - 6300/10	6,3	10,5	6,3	7,4	46,5	7,5	3,38
ТДНС - 10000/35	10	35	6,3	12	60	8	2,34

ТМ-6300/10 - Трансформатор трёх фазный с естественной циркуляцией воздуха и масла. Номинальная мощность 6,3 МВ*А. Класс напряжения 10 кВ.

ТДНС 10000/35 - Трансформатор . Номинальная мощность 10 МВт.

2.2 Описание схемы собственных нужд.

Основные требования, предъявляемые к системе собственных нужд, состоят в обеспечении надежности и экономичности работы механизмов собственных нужд. Первое требование является наиболее важным, поскольку нарушение работы механизмов с. н. влечет за собой расстройство сложного технологического цикла производства электроэнергии, нарушение работы основного оборудования, а иногда и станции в целом и развитие аварии в системную.

Система питания с. н. электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Действительно, нарушение электроснабжения механизмов с. н. вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Очень важным является и требование экономичности, поскольку потребление энергии на с. н. больше, чем в любой отрасли промышленности. Повышение экономичности достигается за счет снижения расхода электрической и тепловой энергии в системе с. н., совершенствования основного и вспомогательного оборудования, разумного сокращения капиталовложений в систему с. н., применения рациональных способов регулирования производительности механизмов с. н. С другой стороны, простота и связанная с ней надежность функционирования системы с. н. имеют не меньшее значение, чем экономия расхода электроэнергии. Поэтому в настоящее время общепризнанно, что электроснабжение механизмов с. н. тепловых электростанций на органическом и ядерном топливе и гидроэлектростанций может быть обеспечено наиболее просто, надежно и экономично от генераторов станции и энергосистемы

К схемам питания с. н. предъявляются следующие требования.

1. Схемы рабочего и резервного питания с. н. должны обеспечить надежную работу отдельных агрегатов и электростанции в целом.

2. Схема с. н. должна быть экономичной и допускать расширение более мощными агрегатами, не требуя изменения схемы и электрооборудования с. н. ранее установленных агрегатов меньшей мощности.

3. Источники питания и схема электрических соединений должны обеспечить успешный само запуск электродвигателей ответственных механизмов.

Моя станция малой мощности, поэтому крупных агрегатов не предвидеться. В связи с этим в системе собственных нужд применяются одинарную секционированную систему шин напряжением 0,4 кВ с автоматическими выключателями. Резервирование мощности собственных нужд осуществляют соседней подстанции напряжением 35 кВ типа ТМН - 400 / 35 и 1 резервный трансформатор с мощностью равной мощности рабочего ТСЗ в качестве не присоединенного резерва.

2.3 Расчёт токов короткого замыкания

Общие сведения по расчёту токов КЗ.

Коротким замыканием называют замыкание между фазами, замыкание фаз на землю в сетях с глухо и эффективно заземленными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Следствия короткого замыкания:

ѕ Протекание токов короткого замыкания приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев;

ѕ Протекание токов короткого замыкания сопровождается значительными электродинамическими усилиями между проводниками;

ѕ Короткие замыкания сопровождаются понижением уровня напряжения в электрической сети, особенно вблизи места повреждения;

ѕ Короткое замыкание сопровождается переходным процессом, при котором значение токов и напряжений, а также характер изменения их во времени, зависит от соотношения мощностей и сопротивлений источника питания в цепи, в которой произошло повреждение.

Расчет токов короткого замыкания производят для выбора и проверки параметров оборудования, а также проверки установок релейной защиты.

Последовательность расчета токов при коротком трехфазном замыкании:

Для рассматриваемой энергосистемы составляется расчетная схема;

Расчетная схема

Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на токи короткого замыкания и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.

По расчетной схеме составляется электрическая схема замещения;

Схема замещения

Под схемой замещения понимают электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные связи заменены электрическими.

Производим расчет сопротивления элементов схемы.

1. Генератор:

х = х”d*, где

Sном - номинальные мощности элементов (генератора, трансформатора, энергосистемы), МВА;

Sб - базовая мощность.

2. Энергосистема:

Хс = Хс ном*

3. Трансформатор:

х=, где

хт - относительное сопротивление трансформатора, определяемое через Uк - напряжение КЗ трансформатора.

4. Линии электропередачи:

х=худ*l, где

Uср - среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ;

худ - индуктивное сопротивление линии на 1км длины, Ом/км;

l - длина линии, км.

Базисный мощность принимаю равную Sб=100 МВ*А;

Рассчитываем сопротивление генераторов:

хc = х*d*(Sб/ Sном);

х5= х7= х12= х9= х10= х11=0,23*(100/55) = 0,41 О.е;

Рассчитываем сопротивление системы:

хc = хсн*(Sб/ Sном);

х1 = 1,1*(100/3800) = 0,028 О.е;

Рассчитываем сопротивление трансформаторов:

хт= (хт% /100)*(Sб/Sном);

х14= х15= (11/100)*(100/160) = 0,068 О.е;

Рассчитываем сопротивление линий;

хл= худ*l*(Sб/Uср);

х2= х3= 0,4*150*(100*230) = 0,11 О.е;

После того как схема замещения составлена и определены сопротивления всех элементов, она преобразуется к наиболее простому виду. Преобразование (свертывание) схемы выполняется в направлении от источника питания к месту КЗ. При этом используются известные правила последовательного и параллельного сложения сопротивлений, преобразования звезды сопротивлений в треугольник и обратно, многоугольника в многолучевую звезду. После получения результирующей схемы переходим к определению токов КЗ.

Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ для полученной результирующей схемы замещения определяем по формуле:

Iпо=, где

Е” - это ЭДС источника в относительных единицах;

хрез - результирующее относительное сопротивление цепи;

Iб - базовый ток, определяется по выражению:

Iб=.

Определяю ударный ток КЗ. Ударный ток обычно имеет место через 0,01 с после начала КЗ. Его значение определяется по формуле:

Iу=Iпоку, где

Iпо - начальное значение периодической составляющей тока КЗ;

ку - ударный коэффициент, зависящий в свою очередь от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Определение токов для любого значения момента времени переходного процесса КЗ. Значение периодической и апериодической составляющих тока КЗ, для времени t0 необходимо знать для выбора коммутационной аппаратуры. Расчетное время, для которого требуется определять токи КЗ, вычисляется как

=tсв+0,01с, где

tсв - собственное время выключателя. Для современных выключателей оно не превышает 0,2. апериодическая составляющая тока КЗ равна:

.

Определяем номинальный ток ветви:

Iном=.

Находим отношение Iп,о/IIном. Если это отношение больше 1, то по кривым [МП. Р 3,26] определяю отношение In,t/IIном .Если отношение Iп,о/IIном меньше 1,то In,t= Iп,о .

Тепловой импульс определяется по выражению:

Вк=I2по(tотк+Та).

Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

Х13 = х2 /2+ х1 = 0,11/2+0,028 = 0,083 О.е;

Х14 = х6 /3 =0,13 О.е;

Х15 = 0,13 О.е;

Х16 = х4 + х14 =0,198 О.е;

Х17 = х5 + х15 =0,198 О.е;

Х18 = (х16 * х17 )/х16 + х17 =0,099 О.е;

Упрощённая схема:



Определяем базисный ток:

Iб=100/(v3*230)=0,25 кА;

Определяем периодическую составляющую;

Inoс= (1/0,083)*0,25=3,01 кА;

Inoс Г1 -Г6 = (1,13/0,099)*0,25=0,25 кА;

Рассчитываем номинальный ток для каждой ветви;

Iном с = 3800/ (v3*230) = 9,7 кА;

Iном Г1-Г6 = 330/ (v3*230) = 0,84 кА;

Находим отношения;

Inо /Iном

Inо. с /Iном = 3,01 / 9,7 = 0,31 кА;

Inо. г1 - г6 /Iном г1 - г6 = 2,5/ 0,84 = 2,97;

Рассчитываем ;

=tсв+0,01с = 0,06 + 0,01 = 0,07 с;

По рисунку 7.6, а - ( литра - 3 ) определяем г;

г 1 = Ino/ Ino = 1,07; г 2 = 3,5;

Рассчитываем периодическую составляющую для момента времени , так как

г 1 = 1,07 то In.r.c = In.o.c = 1,07 кА;

г 2 = 3,5, то In.r.г1 - г6 = In.o.г1 - г6 *3,5 = 3,5*3,01 = 3,5 кА;

Определяем ударный ток К.З.

Iу=Iпоку;

По таблице П - 5 ( литра - 3 ), определяем ку и Тас, где ку =0,03;

Тас= 0,03;

ку - ударный коэффициент определяется по методическому пособию;

Тас - постоянное время затухание апериодического тока;

iус = * In.o.c * ку = *3,01 * 0,03 = 0,12 КА;

iу.г1-г6 = * In.o.г * ку = *2,5 * 0,03 = 0,1 КА;

Определяем апериодическую составляющую току К.З. ( iа);

,

где - определяется по кривым в методическом пособие.

In.o - периодический ток.

= 0,6;

iаr.c =*3,01 * 0,6 = 0,96 кА;

iаr.г1-г6 =*2,5 * 0,6 = 1,06 кА;

Определяем тепловой импульс:

Вк=I2по(tотк+Та);

tотк = 0,2 с;

Вкс=3,012 * (0,2 + 0,03) = 2,08 кА2 с;

Вкг1-6=2,52 * (0,2 + 0,15) = 2,18 кА2 с;

Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

Сворачиваем схему:

Х16 = х14 + х4 = 0,13 +0,068 = 0,198 О.е;

Х17 = (х16*х13)/ (х16+х13)= (0,198*0,083)/(0,198+0,083 = 0,058 О.е;

Х18 = (0,058 * 0,068) / (0,058 + 0,068) = 0,031 О.е;

Упрощённая схема:

Определяем базисный ток:

Iб=100/(v3*10,5)=5,5 кА;

Определяем периодическую составляющую;



Inoс,г1-г3= (1/0,031)*5,5=177,4 кА;

Inoс,г4-г6 = (1,13/0,13)*5,5=47,8 кА;

Рассчитываем номинальный ток для каждой ветви;

Iном с,г1-г3 = 3800/ (v3*10,5) = 209 кА;

Iном Г4-Г6 = 330 / (v3*10,5) = 18,5 кА;

Находим отношения;

Inо /Iном

Inо. с,г1-г3 /Iном = 177,4 / 209 = 0,4кА;

Inо. г4 - г6 /Iном г1 - г6 = 47,8 / 18,5 = 4,7кА;

Рассчитываем ;

=tсв+0,01с = 0,06 + 0,01 = 0,07 с;

По рисунку 7.6, а - ( литра - 3 ) определяем г;

г 1 = Ino/ Ino = 1; г 2 = 0,75;

Рассчитываем периодическую составляющую для момента времени , так как

In.т.c,г1-г3 = In.o.c = 177,4 кА;

In.r.г1 - г3 = In.o.г4 - г6 * 0,75 = 0,75 * 47,8 = 35,85 кА;

Определяем ударный ток К.З.

Iу=Iпоку;

По таблице П - 5 ( литра - 3 ), определяем ку и Тас, где ку =1,75;

Тас= 0,03;

ку - ударный коэффициент определяется по методическому пособию;

Тас - постоянное время затухание апериодического тока;

iус = * In.o.c * ку = * 177,4 * 1,75 = 439,04 кА;

iу.г4-г6 = * In.o.c * ку = * 47,8 * 1,935 = 130,8 кА;

Определяем апериодическую составляющую току К.З. ( iа);

,

где - определяется по кривым в методическом пособие.

In.o - периодический ток.

= 0,6;

iаr.c = * 177,4 * 0,6 = 150,5 кА;

iаr.г4-г6 = * 47,8 * 0,3 = 20,2 кА;

Определяем тепловой импульс:

Вк=I2по(tотк+Та); tотк = 0,2 с;

Вкс,г = 177,42 * (0,2 + 0,03) = 7238,2 кА2 с;

Вкг = 47,82 * (0,2 + 0,15) = 525,5 кА2 с;

Расчёт токов короткого замыкания в точке К3

Сворачиваем схему:

Х16 = х14 + х4 = 0,13+0,068 = 0,198 О.е;

Еэкв 17 = (1 * 0,12 + 1,13*5,05) / (12 + 5,05) = 1,03 О.е;

Х18 = х17+ х5 = 1,03 + 0,068 = 1,098 О.е;

Х19 = (х18*х15)/( х18+х15)=(1,098*0,13)/(0,198+0,13) = 0,11 О.е;

Х20 = х19 + х12 = 0,11 + 0,004 = 0,114 О.е;

Упрощённая схема:



Определяем базисный ток:

Iб=100/(v3*6,3)= 9,2 кА;

Определяем периодическую составляющую;

Ino= (1,04/0,114)*9,2=83,9 кА;

Inoд= 4*(1/0,114)*4=140,3 кА;

?Ino= Ino+ Inoд =224,2 кА

Рассчитываем периодическую составляющую для момента времени

Inт = Ino+ Inoд *=97,93 кА

Определяю апериодическую составляющую тока к.з.

Та=0,04 =0,1

= 11,8 кА

Определяем тепловой импульс:

Вк=I2по(tотк+Та); tотк = 0,3 с;

Вк3 = 83,92 * (0,3 + 0,04) = 2393,3 кА2 с;

Таблица Сводная таблица параметров токов КЗ.

Точка КЗ	Uср,кВ	Источник	Iпо, кА	Iнт, кА	Iу, кА	Iат, кА	Вк, кА2с
К1	230 кВ.	С1	3,01	5,4	0,12	2,5	2,08 2,18
		Г1 - Г6	2,5	2,4	0,1	1,06
	Суммарное значение:	5,51	7,8	0,22	3,11	4,26
К2	10,5 кВ.	С1,Г1-Г3	177,4	177,4	439,04	150,5	7238,2 525,5
		Г4 - Г6	47,8	35,85	130,8	20,2
	Суммарное значение:	225,2	213,25	569,84	170,7	7763,7
К3	6,3 кВ.	С1,Г1 - Г6	83,9	97,93	189,8	11,8	2393,3

2.4 Выбор электрических аппаратов

При выборе аппаратов, шин, кабелей и других элементов РУ очень важна проверка соответствия их параметров длительным рабочим и кратковременным аварийным режимам, которые могут возникать в эксплуатации.

Кроме этого, следует учитывать внешние условия работы РУ (влажность, загрязненность воздуха, окружающую температуру, высоту над уровнем моря и т.д.), так как эти условия могут потребовать установки оборудования специального исполнения, обладающего повышенной надежностью.

Основными параметрами оборудования, которые должны соответствовать условиям рабочего (длительного) режима, являются номинальные ток и напряжение.

Номинальное напряжение аппаратов, шин, кабелей определяет уровень их изоляции, который должен соответствовать напряжению установки.

Сечение токоведущих частей аппаратов и других элементов РУ выбирается по экономической плотности тока jэ и по нагреву в рабочем режиме.

При проверке аппаратов и токоведущих частей РУ на термическую и динамическую стойкость за расчетный вид короткого замыкания принимают трехфазное к.з.

Выбор выключателей и разъединителей.

При выборе выключателей необходимо учесть 12 параметров, но так как заводам - изготовителям гарантируется определение зависимости параметров, например Iвклном >Iоткном, допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

ѕ по напряжению установки Uуст<Uном;

ѕ по длительному току Iнорм<Iном; Imax<Iном;

ѕ по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию Int<Iоткном.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:

i<iаном=, где

iаном - номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени;

-нормированное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе, %;

i-апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов;

- наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения дугогасительных контактов:

=tрзmin+tсв, где

tрзmin=0,01 с - минимальное время действия релейной защиты;

tсв - собственное время отключения выключателя.

Если условие Int<Iоткном соблюдается, а i>iаном, то допускают проверку по отключающей способности производить по полному току короткого замыкания

*Iном+ i<* Iоткном*

По выключающей способности проверка производится согласно условию: iуд<iвкл; Iпо<Iвкл, где

iуд - ударный ток короткого замыкания в цепи выключателя;

Iпо - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;

Iвкл - номинальный ток включения;

iвкл - наибольший пик тока включения.

Заводами изготовителями соблюдается условие:

iвкл=1,8** Iвкл, где

1,8-удрный коэффициент, нормированный для выключателей. Проверка по двум условиям необходима потому, что для конкретной системы ударный коэффициент может быть более 1,8.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется сквозным предельным током короткого замыкания: Iпо<Iдин; iуд<iдин, где

iдин - набольший пик тока электродинамической стойкости;

Iдин - действующее значение периодической составляющей сквозного предельного тока короткого замыкания. На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока короткого замыкания:

Вк<I2тер*tтер, где

Вк - тепловой импульс тока короткого замыкания;

Iтер - среднеквадратичное значение тока термической стойкости за время его протекания;

tтер - длительность протекания тока термической стойкости.

Выбор разъединителей значительно проще, чем выбор выключателей, так как разъединители не предназначены для отключения ни нормальных, ни тем более аварийных токов. В связи с этим их выбор ограничивается определением необходимых рабочих параметров - номинального напряжения Uн и длительного номинального тока Iдл. н, а также проверкой их на термическую и динамическую стойкость при сквозных токах короткого замыкания.

Определяется рабочий максимальный ток по формуле:

Imax=;

По рабочему максимальному току и напряжению установки определяют ток выключателя и разъединителя и сравнивают каталожные данные с расчетными;

Сравнение данных записывают в таблицу.

Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 220 кВ.

Imax=Sном/(v3*Uном*0,95)=200/(v3*220*0,95)=0,553 кА

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключателя	Разъединителя
Uуст=220 кВ	Uном= 220 кВ	Uном=220 кВ
Imax=0,553 кА	Iоткл=2000 А	Iном=2000 А
Int=7,8 кА	Iоткл.ном=31,5 кА
Ia= 3,11 кА	I2ном==10,2 кА
= 14,14 кА	=3444 кА
Ino=5,51 кА	Iдин=40 кА
Iуд=0,22 кА	iдин=102 кА	iдин=100 кА
Bк=4,26 кА2с	I2терtтер=4800 кА2с	I2терtтер=1600 кА2с

Мною выбраны выключатели и разъединители типа:

ѕ Выключатель: ВВБ - 220 Б - 31,5 / 2000 У1.

ѕ Разъединитель: РНД - 220 / 2000 У1.

ВВБ - 220 Б - 31,5 / 2000 У1 - выключатель воздушный баковый, номинальное напряжение 220 кВ, с категорией изоляцией Б, номинальный ток 2000 А, номинальный ток отключения = 31,5 кА, для работ в умеренном климате на открытом воздухе.

РНД - 220 / 2000 У1 - Разъединитель наружной установки, двух колонковый, номинальное напряжение 220 кВ, номинальный ток 2000 А, для работ в умеренном климате на открытом воздухе.

Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 10,5 кВ.

Imax=Sном/(v3*Uном*0,95)=200/(v3*10,5*0,95)=11,58 кА

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключателя	Разъединителя
Uуст=10 кВ	Uном= 10 кВ	Uном=10 кВ
Imax=11,58 кА	Iоткл=1600 А	Iном=1000 А
Int=213,25 кА	Iоткл.ном=20 кА
Ia= 170,7 кА	I2ном==11,3 кА
= 469,25 кА	=2241,4 кА
Ino=225,2 кА	Iдин=20 кА
Iуд=569,84 кА	iдин=52 кА	iдин=80 кА
Bк=19,31 кА2с	I2терtтер=1200 кА2с	I2терtтер=400 кА2с

Мною выбраны выключатели и разъединители типа:

ѕ Выключатель: ВВЭ - 10 - 20/1600 У3.

ѕ Разъединитель: РВ - 10/1000 У3

ВВЭ - 10 - 20/1600 У3 - выключатель воздушный с электромагнитным приводом

РВ - 10/1000 У3

Выбор КРУ.

Imax=Sтсн / (v3*Uном*0,95)=6,3 / (v3* 6,3 * 0,95)=0,608 кА;

Номинальное напряжение кВ.	6 кВ.
Номинальный ток А. Сборных шин. Номинальный ток А. Шкафов.	1000 А. 630
Количество и сечение силовых кабелей в шкафах, отходящих от линий.	44 (3 * 240) мм2
Номинальный ток отключения .кА.	20 кА.
Электродинамическая стойкость. кА.	51 кА

Произвожу выбор выключателя.

Мною выбран выключатели типа: ВК - 10, привод встроенный, пружинный и электромагнитный.

Выбор трансформатора тока.

Измерительным трансформатором тока называется трансформатор, предназначенный для преобразования тока до значения удобного для измерения.

Применение трансформаторов тока обеспечивает безопасность при работе с измерительными приборами и реле.

Трансформаторы тока выбирают:

ѕ по напряжению установки Uуст<Uном;

ѕ по рабочему максимальному току Iнорм<I1ном; Imax<I1ном.

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости:

iу<кэдI1ном; iу<iдин, где

iу - ударный ток КЗ по расчету;

кэд - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

I1ном - номинальный критический ток трансформатора тока;

iдин - ток электродинамической стойкости.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются;

по термической стойкости:

Вк<(кт I1ном)2tтер; I2терtтер, где

Вк - тепловой импульс по расчету;

кт - кратность термической стойкости по каталогу;

tтер - время термической стойкости по каталогу;

Iтер - ток термической стойкости;

по вторичной нагрузке:

Z2<Z2ном, где

Z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности;

Трансформаторы тока выбираем по [Л-2, с306-322, таблице 5.9-5.12].

Выбор трансформатора тока на напряжение 330 кВ.

Прибор	Тип	Нагрузка фазы В,А
		А	В	С
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Счетчик реактивной энергии.	М-680	0,5	-	0,5
Датчики активной энергии.	Е-830	2,5	-	2,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Датчики реактивной мощности.	Е-830	0,5	-	0,5
Итого	5,0	0,5	5,0

Imax==80/1,7*220= 2,13 кА;

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=220 кВ	Uном=220 кВ
Imax=2,13 кА	Iном=750 А
iy=0,22 кА	Не выбираются
Bk=4,26 кА2с	Z2= 1,2 Ом

Мною выбран трансформатор тока типа: ТФЗМ - 220 Б

Выбор сечения контрольного кабеля.

Общее сопротивление приборов:

rприб==154/5= 0,56 Ом

Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов:

rпров=z2 - rприб - rн=1,2-0,56 - 0,1= 0,5 Ом;

Для шин 220 кВ применяем кабель с медными жилами, удельное сопротивление которого р=0,0283 Ом*м;

Сечение провода:

g=0,0175*100/0,54= 3,2 мм2;

Выбираю контрольный кабель марки КВРГ, с сечением жил 3,5 мм2.

Выбор трансформатора тока на напряжение 110 кВ.

Прибор	Тип	Нагрузка фазы В,А
		А	В	С
Ваттметр.	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр.	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии.	Н-680	2,5	-	2,5
Ваттметр.	Д-305	0,5	-	0,5
Регистрирующий ваттметр.	И-338	-	-	-
Амперметр.	И-344	0,5	0,5	0,5
Итого	4,5	0,5	4,5

Imax==80/1,7*110=0,54 кА

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=110 кВ	Uном=110кВ
Imax= 0,54 А	Iном=1500 А
iy=569,84 кА	Не выбираются
Bk=19,31 кА2с	Z2= 0,4 Ом

Мною выбран трансформатор тока типа: ТФЗМ 110Б-1

Выбор сечения контрольного кабеля.

Общее сопротивление приборов:

rприб==0,56 Ом

Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов: rпров=z2 - rприб - rн=0,54Ом;

Для шин 10,5 кВ применяем кабель с медными жилами, удельное сопротивление которого р=0,0283 Ом*м;

Сечение провода:

g=3,8 мм2;

Выбираю контрольный кабель марки КВРГ, с сечением жил 1,5 мм2.

Выбор трансформатора напряжения.

Измерительным трансформатором напряжения называется трансформатор, предназначенный для преобразования напряжения до значения удобного для измерения.

Трансформаторы напряжения выбираются:

ѕ по напряжению установки:

ѕ Uуст<Uном;

ѕ по конструкции и схеме соединения обмоток;

ѕ по классу точности;

ѕ по вторичной нагрузке:

S2?<Sном, где

Sном - номинальная мощность в выбранном классе точности, при этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора;

S2? - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.

Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда:

S2?=

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему.

Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не более 0,5%, а до щитовых измерительных приборов - не более 1,5% при нормальной нагрузке.

Для упрощения расчетов можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм2 для медных жил и 2,5 мм2 для алюминиевых жил. Трансформаторы напряжения выбираем по [Л-2, с337, табл. 5.13]. Выбор трансформатора напряжение на 330 кВ.

Прибор	Тип	Потребление мощности ВА	Число обмоток	cos ц	sin ц	Число приборов	Общее потребление мощности
							P Вт	Q ВАР
Вольтметр	Э 335	20	1	1	0	1	2,0	-
Ваттметр	Д 335	1,5	2	1	0	1	3,0	-
Варметр	Д 335	1,5	2	1	0	1	3,0	-
Датчики активной мощности	Е-829	10	-	1	0	1	10,0	-
Датчики реактивной мощности	Е-830	10	-	1	0	1	10,0	-
Итого:	28	-

Sприб==47,02 В*А;

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
Uуст = Uном S2 ?Sном	Uуст = 220 кВ S2 = 47,02 В*А	Uном = 220 кВ Sном = 400 В*А

Мною выбран трансформатор напряжения типа: НКФ - 220 - 58 У1.

НКФ - 220 - 58 У1 - Трансформатор напряжения, каскадный, в фарфоровой покрышке, на напряжения 220 кВ, 58 - год разработка конструкции, для работ в умеренном климате на открытом воздухе.

Выбор трансформатора напряжение на 110кВ.

Прибор	Тип	Потребление мощности ВА	Число обмоток	cos ц	sin ц	Число приборов	Общее потребление мощности
							P Вт	Q ВАР
Вольтметр	Э 335	2	1	1	0	4	2	-
Ваттметр	Д 335	1,5	2	1	0	1	3	-
Варметр	Д 335	1,5	2	1	0	1	3	-
Датчики активной мощности	Е-829	10	-	1	0	1	10,0	-
Датчики реактивной мощности	Е-830	10	-	1	0	1	10,0	-
Счётчики реактивной энергии	И-830	2	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Частотомер	Э-371	3	1	1	0	1	3	-
Регистр. Приборы	-	-	-	-	-	-	-	-
Ваттметр	И-348	10	2	1	0	1	20	-
Вольтметр	И-344	10	1	1	0	1	10	-
Итого:	65	9,7

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
Uуст = Uном S2 ?Sном	Uуст = 110кВ S2 = 65,7 В*А	Uном = 110 кВ Sном = 75 В*А

Мною выбран трансформатор напряжения типа: НКФ 110У1

Выбор изоляторов.

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

по номинальному напряжению: Uуст<Uном;

по допустимой нагрузке

Fрасч<Fдоп, где

Fрасч - сила действующая на изолятор;

Fдоп - допустимая сила действующая на головку изолятора, равная 0,6* Fразр;

Fразр - разрушающая нагрузка на изгиб.

При горизонтальном и вертикальном расположении изоляторов всех фаз.

Проходные изоляторы выбираются:

ѕ по напряжению: Uуст<Uном;

ѕ по номинальному току: Imax<Iном;

ѕ по расчетной нагрузке

Количество изоляторов определяется:

n=кр*, где

кр - кратность внутренней перегрузки напряжения (для расчетов принимается кр=2,8;

Екр.к - средний микроразрядный коэффициент (для расчетов Екр.к=2,6 кВ/м);

Н - высота одного изолятора равна 13 сантиметров.

Выбор изоляторов на 220 кВ.

Определяем количество изоляторов в гирлянде.

Uнаиб.раб = 1,1 * Uраб.наиб /= 1,1 *220 /= 142,3 кВ;

n=kp*Uнаиб / Emp*H =12 шт.

Согласно ПУЭ принимаю изоляторы марки ПС 16-Б, в количестве 12 изоляторов в гирлянде.

Выбор изоляторов на 110 кВ

Uнаиб.раб = 1,1 * Uраб.наиб /=71,1

n=kp*Uнаиб / Emp*H=6 шт.

Согласно ПУЭ принимаю изоляторы марки ПФ 16-А, в количестве 6 изоляторов в гирлянде.

Выбор гибких шин.

Гибкие провода применяются для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.

Провода линий электропередачи напряжением более 35 кВ, провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ, гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока:

где Iнорм - ток нормального режима (без перегрузок);

Jэ - нормированная плотность тока, А/мм2 (табл. 9.1,[M]).

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току) производится по:

Выбранное сечение проверяется на термическое действие тока КЗ по:

На электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при I(3)к 20 кА и провода ВЛ при iy 50 кА.

Определяется усилие от длительного протекания тока двухфазного КЗ, Н/м,

где а - расстояние между фазами.

I(2) - среднеквадратичное значение (за время прохождения) тока двухфазного КЗ.

С достаточной точностью для расчетов можно принять:

Подставляя эти величины, получаем усилие, Н/м,

Определяют силу тяжести 1 м токопровода с учетом внутрифазных распорок, Н/м:

где т -- масса 1 м токопровода, кг.

где tз - действительная выдержка времени защиты от токов КЗ; 0,05 -- учитывает влияние апериодической составляющей.

Найденное значение b сравнивают с максимально допустимым:

где d, -- диаметр токопровода;

aдоп -- наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения. Для токопроводов генераторного напряжения адоп = 0,2 м, для ОРУ согласно ПУЭ при 110 кВ - 0,45 м; 150 кВ - 0,6 м; 220 кВ - 0,95 м; 330 кВ - 1,4 м; 500 кВ - 2 м.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см,

где т -- коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов т = 0,82); r0 -- радиус провода, см.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению

где U - линейное напряжение, кВ; Dср -- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз:

где D -- расстояние между соседними фазами, см., определяется по таблице:

В распределительных устройствах 330 кВ и выше каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется двумя, тремя или четырьмя проводами, т. е. применяются расщепленные провода. В отдельных случаях расщепленные провода применяются также на линиях 220 кВ. Напряженность электрического поля (максимальное значение) вокруг расщепленных проводов, кВ/см,

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9Е0. Таким образом, условие образования короны можно записать в виде

Выбор гибких шин на 220 кВ.

1. Определяем максимальный допустимый ток:

Imax = 1,1 * Sном /* Uср = 0,69 кА;

2. Поверяем шины на схлестывание:

Iпо = 5,51 < 20 кА, на электрическую стойкость шины не проверяются.

3. Определяю марку и сечение гибких шин, из [Л-2, с 428, таблице 7.35].

Сечение гибких шин

Марка	Sмм 2	D мм,	r0 мм.	Iдоп. А.
АС 300/48	24,9 / 4,15	6,9	1,46	142

4. Проверяем по допустимому току Imax = 0,69 кА < 142 А;

Согласно ПУЭ шины выложенные голыми проводами на открытом воздухе не проверяются на термостойкость.

5. Проверяем по условию каронирования.

а) Определяем начальную критическую напряженность.

Ео==30,3*0,82 * ()=31,2 кВ/см;

б) Определяем напряженность электрического поля около провода.

Е== =23,12 кВ/см;

Дср=1,26* Д =1,26*400=504 см;

6. Условия проверки:

1,07 Е ? 0,9 Ео ;

24,7 ? 28,08;

Выбор гибких шин на 110 кВ.

1. Определяем максимальный допустимый ток:

Imax = 1,1 * Sном /* Uср = 1,47 кА < Iдоп 2,830 А;

2. Поверяем шины на схлестывание:

Iпо = 6,59 < 20 кА, на электрическую стойкость шины не проверяются.

3. Определяю марку и сечение гибких шин, из [Л-2, с 428, таблице 7.35].



Марка	Sмм 2	d мм,	r0 мм.	Iдоп. А.
АС 400/ 22х 22	394,0 / 22,0	26,6	13,3	2 * 830

4. Проверяем по допустимому току Imax = 1,47 кА < 142 А;

Согласно ПУЭ шины выложенные голыми проводами на открытом воздухе не проверяются на термостойкость.

5. Проверяем по условию каронирования.

а) Определяем начальную критическую напряженность.

Ео==30,3*0,82 * ()=29,38 кВ/см;

б) Определяем напряженность электрического поля около провода.

Е== = 0,285 кВ/см;

6. Условия проверки:

1,07 Е ? 0,9 Ео ;

0,305 ? 26,44;

Синхронизация.

Синхронные генераторы могут включаться на параллельную работу способом точной синхронизации и самосинхронизации. В обоих случаях в первичный двигатель остановленного агрегата пускается пар или вода, и агрегат разворачивается по частоте вращения, близкой к синхронной.

Генераторы с непосредственным охлаждением обмоток, в нормальных условиях эксплуатации включается в сеть, как правило, способом точной синхронизации, поскольку надежность их работы и работы в блочных трансформаторов с косвенным охлаждением.

При точной синхронизации, при включение генератора в сеть, должны соблюдаться следующие условия:

1. равенство действующих значений напряжений подключаемого генератора и сети;

2. равенство частот напряжений генератора и сети;

3. совпадение фаз одноименных напряжений генератора и сети.

Несоблюдение хотя бы одного из указанных условий при точной синхронизации приводит к большим толчкам тока, опасным не только для подключаемого генератора, но и для устойчивой работы энергосистемы. Точная синхронизация может быть ручной и автоматической.

При ручной точной синхронизации все операции производятся оперативным персоналом вручную. Для исключения неправильных действий персонала в схему синхронизации вводятся спец блокировка, которая автоматически препятствует прохождению импульса на включение выключателя.

Автоматическая синхронизация выполняется с помощью спецустройств - автоматических синхронизаторов, которые имеют весьма сложную схему, позволяющую производить автоматическую регулировку напряжения и частоты синхронизируемого генератора и осуществлять его включение в сеть без участия обслуживающего персонала. При включении генератора в сеть методом точной синхронизации толчков тока не наблюдается.

При аварийных ситуациях в энергосистеме, когда возможны качания, изменение значения и частоты напряжения сети требуется быстрый ввод дополнительной мощности включения генераторов в сеть, способом точной синхронизации при соблюдении упомянутых выше условий весьма затруднительно и может сильно затянуть ввод мощности, а также вызвать включение с большим углом рассогласования фаз напряжений генератора и сети.

В этих условиях следует применять способ самосинхронизации, обеспечивающий быстрое включение машин и взятии ими нагрузки. При самосинхронизации генератор включают в сеть без возбуждения, при частоте вращения примерно равно синхронной (скольжение 2-3%). Сразу после включения подается возбуждение, и генератор за 1-2 секунды втягивается в синхронизм. При этом наблюдается толчки сверх переходного тока в сети. При ликвидации аварий генераторы мощностью включаются способом самосинхронизации при условии, что кратность сверх переходного тока номинальному не превышает 3.

Для своей станции я выбрал метод точной синхронизации, поэтому что она оказалась наиболее удобной и выгодной.

Описание ОРУ.

Распределительное устройство расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством. Так же как и ЗРУ, ОРУ должны обеспечивать:

ѕ Безопасностью для людей, обслуживающих распределительное устройство;

ѕ Надёжностью: высокое качество аппаратов, соответствие с коммутационными способностями выключателей; электродинамической и термической стойкостью токами короткого замыкания; эффективностью защиты от перенапряжения.

Экономичность ОРУ - применяется при напряжение 35 - 110 кВ и выше, стоимость его дешевле из - за меньшего объема строительных работ. Упрощается распределение и реконструкция распределительного устройства.

Недостатки ОРУ:

К недостаткам можно отнести, относительно большая площадь строительства и подверженность изоляторов к запылению.

Распределительное устройство 220 кВ, с двумя системами сборных шин и одной обходной системой шин.

Выключатели расположены в один ряд вдоль дорог, поэтому необходимо для транспорта оборудования.

Выход линий предусмотрено как влево, так и в право; силовые трансформаторы расположены справа. Проводники расположены с трёх ярусов на высоте около 5,0; 11,0; 16,5 метров от уровня земли. Опорные конструкции с оттяжками. Расстояние между точками подвеса проводников равно 4 м, шаг ячеек 16,0 м.

Полюсы разъединителей первой системы шин установлены перпендикулярно по направлению сборных шин. Плюсы разъединителей второй системы шин установлены ступенчато по направлению параллельных сборных шин. Провода, соединяющих разъединителей первой и второй системы, укреплены на соответствующих полюсах разъединителей и дополнительных опорных изоляторов.

Такое конструктивное решение исключает возможность перекрытия обеих систем сборных шин при обрыве поперечных проводов.

Выбор заземления

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должно надежно соединяться с землей. Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения. В электрических установках заземляются: корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции распределительных устройств, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов металлические конструкции зданий и сооружений, и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования. Заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки, называется рабочим заземлением. К рабочему заземлению относится заземление нейтралей трансформаторов, генераторов, дугогасительных катушек. Без рабочего заземления аппарат не может выполнить своих функций или нарушается режим работы электрической установки. При пробои изоляции в каком-либо аппарате его корпус и заземляющих контур окажутся под некоторым потенциалом U3 = I3 x r3. Растекание тока I3 с электродов заземления приводит к постепенному уменьшению потенциала почвы вокруг них. Внутри контура заземления потенциалы выравниваются, поэтому прикасаясь, к поврежденному оборудованию, человек попадает под небольшую разность потенциалов Uпр. (напряжение прикосновения), которое составляет некоторую долю потенциала на заземлителе