Размещено на http://www.allbest.ru/

Разработка главной электрической схемы ТЭЦ-600 МВт

Введение

Главной схемой соединений электротехнической подсистемы (сокращенно главной электротехнической схемой) будем называть схему электрических и трансформаторных соединений между основными ее элементами, связанными с производством, преобразованием и распределением электроэнергии.

Схему трансформаторных соединений между генераторами и распределительными устройствами (РУ) основных напряжений назовем структурной (принципиальной) электрической схемой. Она определяет распределение генераторов между РУ различных напряжений и связи между этими РУ.

Проектирование главной схемы включает в себя выбор генераторов и их систем возбуждения, выбор структурной схемы, выбор средств по ограничению токов короткого замыкания (К.З.), выбор схемы электрических соединений РУ, расчет токов К.З. и выбор электрических аппаратов и проводников [4].

Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:

- надежность электроснабжения потребителей;

- приспособленность к проведению ремонтных работ;

- оперативная гибкость электрической схемы;

- экономическая целесообразность.

Надежность - свойство электроустановки, участка электрической сети или энергосистемы в целом обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергией нормального качества. Повреждение оборудования в любой части схемы по возможности не должно нарушить электроснабжение, выдачу электроэнергии в энергосистему, транзит мощности через шины. Надежность схемы должна соответствовать характеру (категории) потребителей, получающих питание от данной электроустановки.

Приспособленность электроустановки к проведению ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей. Приспособленность для проведения ремонтов рассматриваемой схемы можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключений потребителей и источников питания для ремонтов оборудования.

Оперативная гибкость электрической схемы определяется ее приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений.

Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается, если оперативные переключения в ней производиться выключателями или другими коммутационными аппаратами с дистанционным приводом. Если все операции осуществляется дистанционно, а еще лучше средствами автоматики, то ликвидация аварийного состояния значительно ускоряется.

Оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений.

Экономическая целесообразность схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки - капиталовложения, ее эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения.

1. Выбор генераторов

На проектируемой ТЭЦ установлено 4 турбины:

турбина Т-250/300-240 - теплофикационная, предназначена для городских ТЭЦ без промышленных потребителей, отбор пара идет на снабжение коммунально-бытовой нагрузки;

турбина 3 х ПТ-80/100-130 - с двумя теплофикационными отборами пара с промышленными и с отопительными, предназначены для промышленных ТЭЦ [4].

Для выработки электроэнергии на современных электрических станциях применяют синхронные генераторы трех фазного переменного тока [6].

Номинальную мощность генератора выбирают в соответствии с номинальной мощностью турбины

Для турбины Т-250/300 выбираем генератор типа ТГВ-300-2УЗ

Для турбин 3-х ПТ-80/100 выбираем генераторы типа 3-х ТВФ-120-2УЗ [5]

Технические данные турбогенераторов

Тип турбогенератора	Номин.частота вращ., об/мин	Номи-наль-ная мощ-ность	Номинальное напряжение, кВ	Cos ном	Smax, МВА	Рmax, МВт	Сх.соединенияобмот. стотора	Сист.возбуждения	охлаждение	Хd, о.е.
		Полн., МВА	Активная, МВтМВт							Обм.статора	Обм.ротора	Стали стотор
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
ТГВ-300-2УЗ	3000	353	300	20	0,85	367	-	YY	ТС (ТН, БЩ)	НВ	НВ	НВ	0,195
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
ТВФ-120-2УЗ	3000	125	100	10,5	0,8	141,2	120	YY	ВЧ	КВ	НВ	НВ	0,192

2. Разработка структурных схем ТЭЦ

2.1 Общие принципы при разработке структурной схемы

Структурная схема теплоэлектроцентрали зависит от единичной и суммарной мощности агрегатов и от соотношения суммарной генераторной мощности и минимальной мощности местной нагрузки [4]

Схемы электрических соединений ТЭЦ с турбогенераторами мощностью до 110 МВт могут выполняться с шинами генераторного распределительного устройства (ГРУ). Число агрегатов обычно не превышает трех - четырех. При большей мощности турбогенераторов схемы ТЭЦ выполняются блочного типа. Питание потребителей электрической энергии, осуществляется отпайкой от блока генератор - трансформатор путем подключения потребительских трансформаторов или реакторов. Схемы ТЭЦ смешанного типа содержат как блоки генератор - трансформатор, так и генераторы, подключенные к шина ГРУ и имеющие связь с системой через трансформаторы связи [7].

При наличиии местной нагрузки не только на генераторном, но и на среднем напряжении (110 кВ) стуктурная схема выполняется с автотрансформаторами связи [4].

Исходя из требований надежности теплоснабжения потребителей, применяют только единичные блоки: отказ элементов объединенного или укрупненного блока привел бы к потере двух теплофикационных блоков и возможному при этом ограничению теплоснабжения потребителей. Это условие справедливо для современных мощных ТЭЦ с агрегатами 100 и 250 МВт, которые сооружаются для тепло- и электроснабжения больших городов и крупных промышленных предприятий.

Питание близлижайших районов нагрузки может осуществляться ответвлением от генераторов нескольких блоков через реактор (генераторное напряжение 10,5 кВ). Ответвление выполняют между генераторным выключателеми блочным трансформатором. Это повышает надежность электроснабжения местных потребителей, так как при наиболее вероятных повреждениях в технологической части блока отключается генераторный выключатель, а питание местной нагрузки сохраняется через блочный трансформатор [4].

Нагрузка потребителей электроэнергии, генераторов станции и С.Н. при проектировании ТЭЦ может задаваться двумя способами. При первом способе нагрузка задается суточными графиками (зимним и летним), при втором способе - параметрами, характеризующими графики нагрузки. Для ТЭЦ предпочтительнее характеризовать нагрузку соответствующими графиками известных потребителей электроэнергии [7].

2.2 Варианты структурных схем для технико-экономического расчета

Выберем три основные структурные схемы проектируемой ТЭЦ, для которых в последствии проведем технико-экономический расчет и выберем наилучшею для дальнейшего рассмотрения.

В заданных вариантах количество воздушных линий на высоком и на среднем напряжениях выбирается в соответствии с пропускной способностью ВЛ.

Связь РУВН (220 кВ) с энергосистемой осуществляется тремя ВЛ, что достаточно для передачи избыточной мощности электростанции в энергосистему:

А наибольшая передаваемая мощность на одну цепь для равна 100-200 МВт

Выдача электроэнергии с шин среднего напряжения (СН) к потребителям осуществляется 6 ВЛ, т.к. наибольшая потребляемая мощность с шин РУ 110 кВ равна , а пропускная способность одной линии 110 кВ составляет 25-50 МВт [4].

Варианты 1 и3 структурных схем построены по блочному типу, такая схема дает экономное оборудование, а отсутствие ГРУ позволяет ускорить монтаж электрической части станции. Местная нагрузка получает питание реакторными отпойками от двух генераторов Г1 и Г2. Реакторная отпайка подключается между блочным трансформатором и генераторным выключателем.

Структурная схема (вариант 2) выполнена по следующему принципу. Генераторы Г1 и Г2 соединены в генераторное распределительное устройство 10кВ, с шин которого питается местная нагрузка. Тепловая часть станции выполнена как по блочному типу, так и по типу с поперечными связями по пару. В этой схеме ГРУ подключено к РУ СН через два трансформатора связи (ТС1 и ТС2), которая должна быть расчитана на выдачу всей избыточнойактивной и реактивной мощностей и обязательно снабжены устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

2.3 Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электроустановки.

а) При блочной схеме соединения генератора с трансформатора последний должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении от генератора.

Выбор номинальной мощности трансформатора производят с учетом его нагрузочной способности. В общем случае условие выбора мощности трансформатора имеет вид:

,

где - расчетная мощность;

- номинальная мощность трансформатора;

- допустимый коэффициент перегрузки.

Расчетная мощность трансформатора определяется:

если на ответвлении к блоку подсоединена, только нагрузка собственных нужд.

2) если на ответвлении к блоку подключены местная нагрузка и нагрузка собственных нужд:

Выбор блочного силового трансформатора (Т₄) во всех вариантах структурных схем аналогичен.

Для связи генератора Г₄ с РУ 220 кВ принят трансформатор типа ТДЦ400000/220.

Выбор блочного силового трансформатора Т₃ в вариантах №1,2 проведен по формуле.

Для соединения генератора Г₃ с РУ 110 кВ принят трансформатор типа: ТДЦ-125.000/110

В варианте №3 связь между генератором Г₃ и РУ 220 кВ осуществляется с помощью блочного силового трансформатора Т₃ типа: ТДЦ-125000/220, выбор его номинальной мощности аналогичен выбору того же трансформатора в вариантах 1 и2 и приведен в приложении 2.1.

К трансформаторам Т₁ и Т₂ в вариантах №1 и 3 помимо погрузки СН подключена местная нагрузка через реакторные отпайки. Выбор этих трансформаторов проводим по формуле. Выбраны трансформаторы типа: ТДЦН-125000/110, которые предназначены для связи генераторов Г₁ и Г₂ с РУ 110 кВ.

б) Рассмотрим выбор трансформаторов, связывающих РУ генераторного (ГРУ) и повышенного напряжения (РУ 110 кВ) ТЭЦ. Для этого составляют и анализируют графики нагрузки трансформаторов связи (ТС):

в нормальном режиме (зимой и летом);

при отключении одного из работающих генераторов;

при аварии в системе летом.

Руководствуясь соображениями надежности тепло- и электроснабжения местного потребителя, на ТЭЦ, как правило, предусматривают два трансформатора связи с системой. Один трансформатор связи возможно установить лишь в тех случаях, когда нарушение связи ТЭЦ с ситемой, сопровождающееся переходом генераторов на работу по графику местной электрической нагрузки, не вызывает ограничения теплового потребления. Однако даже и при наличии условий, определяющих принципиальную возможность выбора одного трансформатора связи, из соображений уменьшения перетоков мощности между секциями (что особенно важно при наличии секционных реакторов) обычно устанавлявают все-таки два трансформатора связи.

в) Рассмотрим выбор автотрансформаторов связи.

Расчетную мощность автотрансформаторов связи (АТС), включенных между Р высшего и среднего напряжения, определяют на основе анализа перетоков мощности между этими РУ в нормальном и аварийном режимах. В качестве аварийных режимов рассматриваются отключение одного из генераторов, подключенных к РУ СН, зимой и авария в системе летом, когда все генераторы вырабатывают максимальную мощность. При выборе числа АТС учитывают, во-первых, требуемую надежность электроснабжения потребителей сети СН, а во-вторых, допустимость изолированной работы блоков на РУ СН. Если нарушение связи между РУ высшего и срелнего напряжений влечет за собой недоотпуск электроэнергии потребителям или окажется, что минимальная нагрузка сети СН ниже технологического минимума мощности отделившихся блоков, то предусматривают два АТС [4].

Установка двух АТС обязательна в следующих случаях:

если АТС работает в реверсином режиме в течении суток;

если с РУ СН на РУ ВН передается мощность превышающая мощность резерва системы;

если потеря одного АТС приведет к отключению блока подключенного к РУ СН из-за избытка мощности.

В вариантах №3 установлены АТС типа: АТДЦТН-125.000/220/110.

Параметры силовых трансформатров и автотрансформаторов.

Тип трансфор-матора или АТ	Ном Мощ Sном, МВА	Напряж.обм., КВ	Потери, кВт	Uк, %	Ix, %	Це-на, Тыс. руб. На 01.01.01 г.
		ВН	СН	НН	Рх	Рк	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДЦ-400.000/220	400	242	-	20	330	880	-	11	-	0,4	5835
ТДЦН-80000/110	80	121	-	10,5	85	310	-	11	-	0,6	1705,5
ТДЦ-125000/110 или ТДЦН-125000/110	125	121	-	10,5	120	400	-	10,5	-	0,55	2100
ТДЦ-125000/220	125	242	-	10,5	120	380	-	11	-	0,55	2790
АТДЦТН-63000/220/ 110	63	230	121	11	37	315	11	35	22	0,45	2385
АТДЦТН-125000/220/ 110	125	230	121	11	65	315	11	45	28	0,4	2925

Типы выбранных трансформаторов и автотрансформаторов по вариантам

	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
Т1, Т2	ТДЦН-125000/110	ТДЦН-80000/110	ТДЦН-125000/110
Т3	ТДЦ-125000/110	ТДЦ-125000/110	ТДЦ-125000/220
Т4	ТДЦ-400000/220	ТДЦ-400000/220	ТДЦ-400000/220
АТС1, АТС2	АТДЦТН-63000/220/110	АТДЦТН-63000/220/110	АТДЦТН-125000/220/110

3. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой ТЭЦ-600 МВт

Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электростанции определяют: капиталовложения в ту часть проектируемого объекта, которая связана с варьируемыми присоединениями структурной схемы; потери энергии в трансформаторах за расчетный период; математическое ожидание недоотпущенной генераторами в систему электроэнергии М (W_г) из-за отказов в элементах структурной схемы и ущерб. Затем на основании этих основных показателей по (2.4) вычисляют значение целевой функции приведенных затрат З, которая дает комплексную количественную оценку экономичности и надежности сопоставляемых вариантов структурной схемы.

(2.5)

силовой трансформатор электрический схема

где - нормативный коэффициент эффективности, 1/год; для расчетов в энергетике =0,12 (соответствует нормативному сроку окупаемости лет) [4].

3.1 Расчет капиталовложений

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

, (2.6)

где - коэффициент, учитывающий дополнительные расходы на доставку. Строительную часть и монтаж трансформатора [4], таблица 5.2.;

- суммарная расчетная стоимость трансформаторов;

- суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей, необходимых для присоединения трансформаторов к РУ.

Капиталовложения в трансформатоы и АТС:

,

где - стоимость одного трансформатора или АТС;

- количество трансформаторов одинакового типа.

Расчет и сводная таблица по определению капиталовложений в трансформаторы и РУ приводятся в приложении 2.2.1.

Поправочный коэффицыент, для приведения стоимости трансформаторов к ценам 2001 года составляет К=15, а для выключателей и ячеик РУ К=10.

3.2 Расчет годовых издержек производства

Годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы) складываются их трех составляющих:

,

где - амортизационные отчисления (отчисления реновацию и капитальный ремонт);

а=6,4% - норма амортизационных отчислений, 1/год;

- издержки, обусловленные потерями энергии в варианте проектируемой электроустановки;

- удельные затраты на возмещение потерь, руб./(кВтч);

=23 коп/(к Втч)=0,23 руб. / (к Втч).

- годовые потери энергии, кВтч/год.

Годовые потери энергии в трансформаторах определяются:

,

где - потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора, кВт;

- число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах года ();

- нагрузка i-й и j-й ступеней соответственно зимнего и летнего графиков нагрузки, МВА;

- длительность ступеней, ч;

n, m - количество ступеней в зимнем и летнем графиках. [4].

Расчет годовых потерь энергии и годовых издержек производства.

3.3 Определение показателей надежности электрических установок

Расчет надежности должен учитывать: показатели надежности элементов, схему соединения элементов и возможные состояния схемы электроустановки.

Элементы электроустановок относятся к категории восстанавливаемых (ремонтируемых) изделий. Основными показателями надежности такого рода элементов являются: частота отказов и среднее время восстановления.

Частота отказов , 1/год, оценивается средним числом отказов на единицу изделия в единицу времени (принимается равной 1 году). Среднее время восстановления , ч/1 - это среднее время. Необходимое для восстановления работоспособности элемента:

;

где m - число отказов за Т лет наблюдений;

n - число наблюдаемых единиц оборудования данного вида;

- время, затраченное на восстановление работоспособности элемента после его i-го отказа.

Для оценки ремонтных состояний схемы схемы необходимо знать показатели плановых ремонтов ее элементов. Такими показателями являются частота плановых ремонтов , 1/год, и средняя продолжительность планового ремонта , ч/1.

Расчет показателей надежности структурных схем

При проектировании структурной схемы варьируемыми элементами являются только трансформаторы (АТС). Поэтому рассматривают отказы этих элементов и их расчетные последствия. На этом этапе принимают, что схемы РУ во всех вариантах одинаковы.

Отказ трансформатора блока приводит к аварийной потере мощности генератора на время восстановительного ремонта трансформатора. Такие последствия будут иметь место при всех состояниях структурной схемы, за исключением ремонтного состояния данного блока. Соответственно среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора единичного блока и генераторного выключателя определяются следующим образом:

где множитель учитывает график работы генератора ( - число часов использования установленной мощности генератора);

- вероятность ремонтного состояния блока, определяемая следующим образом:

где - показатели ремонтируемого элемента (в данном случае энергоблока).

По известным графикам нагрузки генератора в зимние и летние сутки можно определить число часов использования установленной мощности, ч/год, по формуле:

,

где - электроэнергия, вырабатываемая генератором за зимние и летние сутки, кВтч;

- число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах.

- для блока 250 МВт

- для блока 80 МВт.

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора связи (в варианте 2) и из-за отказа АТС (в вариантах 1 и2) определяются по следующим формулам:

где

где

Затем определяем суммарный среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему для каждого варианта структурных схем.

Все расчеты по определению вероятностей ремонтного состояния элементов q, числа часов использования установленной мощности и недоотпуска электроэнергии в систему из-за отказов элементов , а также определение суммарного недоотпуска .

3.4 Определение ущерба от ненадежности проектируемой электроустановки

Отказы в электроустановке нарушают ее нормальное функционирование и тем самым причиняют ущерб народному хозяйству. Последний как величина случайная оценивается математическим ожиданием ущерба М (У) за год от ненадежности электроустановки или среднегодовым значением ущерба. В дальнейшем для простоты будем его обозначать через У.

Ущерб складывается из трех составляющих: ущерба в энергосистеме У_с, ущерба у потребителей системы из-за снижения частоты У_f, ущерба у потребителей из-за внезапных нарушений (ограничений) электроснабжения :

Системный ущерб обусловлен тремя основными причинами:

- необходимостью проведения внепланового восстановительного ремонта поврежденного электрооборудования (прямой ущерб);

- изменением режима работы энергосистемы после отключения отказавшего оборудования - включением менее экономичных резервных агрегатов, увеличением потерь энергии в сети из-за менее экономичного распределения в них потоков мощности (дополнительный ущерб);

- неиспользованием отказавшего оборудования и обслуживающего его персонала по прямому назначению, что ведет к недоиспользованию основных и оборотных фондов энергосистемы (косвенный ущерб).

Значение ущерба в энергосистеме зависит отхарактеристик этой системы и в первую очередь от структуры ее генерирующей мощности, определяется по:

где руб./(кВтч) - значение удельного системного ущерба для некоторой усредненной энергосистемы.

В варианте 1:

;

В варианте 2:

;

В варианте 3:

3.4 Выбор наилучшего варианта структурной схемы

Приведенные затраты

	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
Капиталовложения	26509,75	25377,15	29175,75
	3181,17	3045,26	3501,09
	3589,28	3589,19	3702,05
	238,114	218,545	141,897
	7008,564	6853	7345,037
З, %	102,27	100	107,17

Как видно из таблицы приведенные затраты в варианте 2 наименьшие и этот вариант экономически выгоден. Варианты 1 и 2 можно считать равноэкономичными, но предпочтение отдадим схеме ГРУ - вариант 2, т.к. местная нагрузка большая по мощности (48 МВт).

Для дальнейшего рассмотрения выбираем схему вариант 2 с генераторным распределением устройством 10 кВ, т.к. эта система надежна для снабжения потребителей электрической энергией.

4. Расчет токов короткого замыкания и выбор оптимального способа ограничения токов К.З.

4.1 Основные определения и общая характеристика процесса

Короткими замыканиями (К.З.) называют замыкания между фазами (фазными проводами электроустановок), замыкания фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Короткие замыкания возникают при нарушении изоляции электрических цепей. Причины таких нарушений различны: старение и вследствии этого пробой изоляции, набросы на провода линий электропередачи, обрывы проводов с падением на землю, механические повреждения изоляции кабельных линий при земляных работах, удары молнии в линии электропередачи и др.

Чаще всего К.З. происходит через переходное сопротивление, например через сопротивление электрической дуги, возникающей в месте повреждения изоляции. Иногда возникают металлические К.З. без переходного сопротивления. Для упрощения анализа в большинстве случаев при расчете токов К.З. рассматривают металлическое К.З. без учета переходных сопротивлений.

В трехфазных электроустановок возникают трехфазные К.З. Кроме того, в трехфазных сетях с глухо - и эффективно-заземленными нейтралями дополнительно могут возникать также однофазные и двухфазные К.З. на землю (замыкания двух фаз между собой с одновременным соединением между собой с одновременным соединением их с землей).

При трезфазном К.З. все фазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях, поэтому его называют симметричным. При других видах К.З. фазы сети находятся в разных условиях, в связи с чем векторные диаграммы токов и напряжений искажены. Такие К.З. называют несимметричными.

Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в поврежденных фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения.

Протекание токов К.З. приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев. Нагрев может ускорить старение и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов, потерю механической прочности шин и проводов и т.п. Проводники и аппараты должны без повреждений переносить в течении заданного расчетного времени нагрев токами К.З., т.е. должны быть термически стойкими.

Протекание токов К.З. сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками. Если не принять должных мер, под действием этих усилий токоведущие части и их изоляция может быть разрушена. Токоведущие части, аппараты и электрические машины должны быть сконструированы так, чтобы выдерживать без повреждений усилия, возникающие при коротких замыканиях, т.е. должны обладать электродинамической стойкостью.

Короткие замыкания сопровождаются понижением уровня напряжения в электрической сети, особенно вблизи места повреждения [6].

4.2 Общие сведения о расчете токов К.З.

Для проверки проводников и аппаратов данного присоединения по аварийному режиму необходимо прежде всего правильно оценивать расчетные условия К.З.: составить расчетную схему, наметить место расположения расчетных точек К.З., определить расчетное время протекания тока К.З. и, наконец, расчетный вид К.З.

Расчетная схема - это однолинейная электрическая схема проектируемой электроустановки, в которой включены все источники питания и все возможные связи между ними.

На расчетной схеме в коммутационных узлах всех напряжений указывают точки К.З., для которых необходимо рассчитать токи К.З. Расчетную точку К.З. намечают для аппаратов и проводников присоединения каждого вида. Ее месторасположение выбирают таким образом, чтобы через проверяемое оборудование протекал наибольший, возможный ток К.З., который и является расчетным.

Если в схеме имеется замкнутый контур, то К.З. рассчитывается при разомкнутом состоянии контура.

Расчетное время К.З. оценивают в зависимости от цели расчета: для проверки оборудования на электродинамическую стойкость =0 (для тока ) и =0,01с (для тока ); для проверки выключателей на отключающую способность () определяется как сумма наименьшего возможного времени отключения выключателя; проверка на термическую стойкость требует вычисления, квадратичного тока К.З. за время отключения , равное сумме времени действия основной защиты и полного времени отключения соответствующего выключателя, включающего в себя время дуги на его контактах. Расчетный вид К.З. также определяют в зависимости от назначения расчета: проверку на электродинамическую стойкость производят по трехфазному К.З., на термическую стойкость по трехфазному или двухфазному К.З., на отключающую способность выключателей - по трехфазному К.З., а для сетей напряжением 110 кВ и выше - дополнительно по однофазному К.З.

Чаще всего расчетным видом оказывается, трехфазное К.З. Методику расчета токов трехфазного К.З. выбирают в зависимости от вида расчетной схемы и места расположения расчетной точки К.З. [4]



Как видно из (2.19), полный ток К.З. слагается из двух соответствующих: вынужденной, обусловленной действием напряжения источника (первый член в правой части уравнения), и свободной, обусловленной изменением запаса энергии магнитного поля в индуктивности (второй член уравнения).

Вынужденная составляющая тока К.З. имеет периодический характер с частотой, равной частоте напряжения источника. Называют эту составляющую обычно периодической составляющей тока К.З.

где - амплитудное значение периодической составляющей тока.

Свободная составляющая тока

имеет апериодический характер изменения, на основании чего эту составляющую тока называют также апериодической составляющей тока К.З.

Максимальное мгновенное значение полного тока поступает обычно через 0,01 с после начала процесса К.З. Оно носит название ударного тока и обозначается . Ударный ток определяется из выражения (2.19) для момента времени t=0,01с:



где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени цепи К.З.:

Учитывая, что , получаем:

где - начальное значение периодической составляющей тока К.З., которое определяется:

где - сверхпереходное значение Э.Д.С.;

- сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора;

- сопротивление цепи К.З.;

- результативное сопротивление цепи с учетом сопротивления генератора.

В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени в расчетной схеме вместо ее действительного напряжения на шинах указывают среднее напряжение , кВ, согласно следующей шкале: 230; 115; 20; 10,5; 6,3.

Размещено на Allbest.ru