МИНИСТЕРСТВО
ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ
КАЗАХСТАН
Алматинский
институт энергетики и связи
Р.М.
Кузембаева, С.Е.Соколов, Г.Х. Хожин
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ
Учебное
пособие
Алматы
2006
УДК378(075.8):621.
ББК 31.277
С59
Электрические станции и подстанции:
Учебное пособие/ Кузембаева Р.М., Соколов С.Е., Хожин Г.Х.;
АИЭС. Алматы, 2006.- 92 с.
Рассмотрены
основные вопросы проектирования электрической части
электростанций: выбор и
обоснование структурных схем; расчет токов короткого замыкания; выбор и
проверка электрооборудования: выбор источников оперативного тока, устройств грозозащиты и расчет заземления.
Учебное
пособие предназначено для студентов,
обучающихся по специальности «Электроэнергетика», изучающих дисциплины: «Электрические станции, сети и системы», «Производство и передача
электроэнергии», «Проектирование электрических станций», а также может быть
полезно для магистрантов по
специальности «Электроэнергетика» и
инженерно-техническому персоналу, занимающемуся проектированием и эксплуатацией
электрооборудования.
Табл. 12, Ил. 47,
Библиограф. - 12 назв.
РЕЦЕНЗЕНТ: заведующий кафедрой
электроэнергетики КазАТК, д-р техн.наук,
профессор Койшиев Т.К., канд. техн. наук, профессор АИЭС Шидерова
Р.М.
Печатается
по плану изданий Алматинского института
энергетики и
связи на 2006 г.
ISBN 9965-708-77-0
© Алматинский институт
энергетики и связи, 2006 г.
Введение
Электрические станции представляют собой энергетические
предприятия, на которых происходит преобразование энергии природных источников
в электрическую энергию или одновременно в тепловую и электрическую энергию. На
тепловых станциях в качестве традиционных природных источников используются
уголь, газ, мазут, торф, горючие сланцы, потенциальная энергия которых
преобразуется в кинетическую энергию струи пара высокой температуры и давления,
далее в механическую энергию паровой турбины и, наконец, электрическую энергию
синхронного генератора.
Электроэнергия, вырабатываемая на электрических станциях,
выдается потребителям с помощью линий электропередач и электрических подстанций,
предназначенных для преобразования, передачи ее на дальние расстояния и
распределения между потребителями.
В зависимости от вида используемых природных источников
энергии тепловые станции (ТЭС) подразделяются на:
а)
паротурбинные конденсационные – КЭС;
б)
паротурбинные теплофикационные – ТЭЦ;
в)
газотурбинные или парогазовые установки (ПГУ);
г)
атомные – АЭС;
д)
геотермальные;
е) солнечные.
В мировой практике основную долю выработанной
электроэнергии дают тепловые и гидравлические станции типа ТЭЦ, КЭС, АЭС, ГЭС,
причем большая часть электроэнергии вырабатывается на паротурбинных станциях
типа КЭС и ТЭЦ.
Основным направлением энергетики является сооружение электростанций
большой мощности. В странах СНГ на ТЭС работает более 400 энергоблоков от 150
до 1200 МВт; на АЭС – энергоблоки 1000 и 1500 МВт, ГЭС – 600 и 640 МВт.
В настоящее время энергетика переживает период крупных
структурных преобразований и коренного изменения условий ее развития. В Казахстане
основной прирост добычи угля будет достигнут за счет разработки запасов угля в
Экибастузском месторождении.
На базе этих низкосортных углей может быть создан
крупный комплекс электростанций, позволяющих обеспечить
потребности в электроэнергии не
только Республики Казахстан, но и соседних стран.
В данном
учебном пособии основное внимание уделено вопросам проектирования электрической
части тепловых электростанций: выбору главной схемы электрических соединений,
их технико – экономическому обоснованию, выбору трансформаторов, расчету токов
короткого замыкания, выбору основного оборудования, а также защите от перенапряжений
и заземлению.
1 Выбор главной схемы
электрических соединений
1.1 Общие положения
В
главную схему электрических соединений входят все элементы первичных цепей.
Основными
исходными данными для выбора главной схемы электрических соединений являются:
а)
тип станции и вид топлива (на тепловых
станциях);
б)
число и мощность агрегатов станции;
в)
наличие и характер потребителей;
г)
число и напряжение линий
электропередач, связывающих станцию с энергосистемой;
д) данные об энергосистеме.
Тип и
параметры генераторов, устанавливаемых на станции, выбираются на основании
заданной мощности по справочным данным. В пояснительной записке должны быть
приведены все необходимые данные генераторов (номинальные параметры, реактивные
сопротивления, система возбуждения).
Потребители
задаются напряжением, мощностью, графиком нагрузки и характеризуются
категорийностью по степени ответственности
электроснабжения в % от согласно [1].
Число
отходящих потребительских линий задается или может быть определено исходя из
экономически целесообразной мощности для одной линии в соответствии с
номинальным напряжением. При выборе
электрической схемы станции или подстанции должны быть учтены следующие
требования:
а) надежность
электроснабжения потребителей в соответствии со степенью их ответственности;
б) надежность
работы оборудования самой установки; безопасность ее обслуживания, простота
и наглядность электрической схемы;
в) экономичность
сооружения и работы установки;
г)
возможность расширения (если она
предусматривается);
д) условия
работы станции в системе.
Для выбора
главной схемы намечаются несколько технически возможных вариантов, отличающихся
друг от друга либо типом, либо мощностью трансформаторов (автотрансформаторов),
связывающих распределительные устройства различных напряжений. При этом решается
ряд принципиальных вопросов: группировка генераторов по секциям или блокам,
обеспечение надежности работы установки, обеспечение условий для проведения
планово-предупредительных ремонтов и т. д.
Число
секций на шинах генераторного напряжения зависит от количества и мощности
генераторов и от величины нагрузки. На одну секцию может быть присоединено не
более двух генераторов мощностью до 60 МВт
каждый при напряжении 10 кВ. На мощных теплофикационных
станциях, если электрическая нагрузка на шинах генераторного напряжения
значительно меньше мощности станции, для нескольких генераторов целесообразно
применить схемы блоков. На станциях конденсационного типа, как правило,
применяются схемы блоков генератор - трансформатор. В случае наличия нагрузки 6-10 кВ
ее питание осуществляется через понижающий трансформатор, или с помощью
отпаек от блоков [2].
Выбор
принципиальной схемы производится на основе технико-экономического сопоставления
ряда вариантов. Желательно, чтобы все варианты обеспечивали примерно одинаковую
надежность электроснабжения потребителей, так как только при этих условиях
можно не учитывать экономический ущерб от перерывов электроснабжения, вызванных
авариями.
При
сравнении схем с различным количеством трансформаторов следует иметь в виду,
что и количество выключателей также будет различно. Несмотря на то, что
количество выключателей зависит от схемы распределительного устройства,
рекомендуется условно принимать, что на один трансформатор приходится по одному
выключателю на каждую обмотку.
При
выборе принципиальной схемы электрических соединений решается вопрос о
необходимости применения того или иного метода ограничения токов короткого
замыкания (к.з.). Для этого достаточно определить периодическую составляющую
тока к. з. на сборных шинах распределительных устройств всех напряжений и
произвести оценку отключающей способности выключателей.
Далее
производится выбор схем распределительных устройств, принятого варианта и
окончательная разработка главной схемы, уточненный расчет токов
к.
з., выбор и проверка электрооборудования.
После расчета токов к. з., выбора и проверки основного
электрооборудования согласно [1] и руководящих указаний по релейной защите
выбирается необходимый объем защит и устройств защиты от перенапряжений и рассчитывается
заземляющее устройство и т. д.
1.2 Графики нагрузки и их
построение
Выбор главной схемы электрических соединений и схем распределительных
устройств во многом определяется графиками нагрузок потребителей.
Суточный график нагрузки электростанции определяется с учетом потерь
электроэнергии в питающих и распределительных сетях, трансформаторах повышающих
и понижающих подстанций и расхода электроэнергии на собственные нужды.
В процессе эксплуатации графики нагрузки могут быть получены с помощью
регистрирующих приборов, однако на практике и при проектировании чаще всего
пользуются типовыми графиками. Типовые графики должны быть предварительно
пересчитаны из условия, что наибольшая нагрузка за сутки на том или ином
напряжении принимается за 100%, а остальные ступени графика показывают
относительное значение нагрузки для данного времени суток. Наибольшее значение
нагрузки либо задается, либо определяется расчетным путем.
Результирующий график нагрузки станции определяется суммированием
графика отпуска электроэнергии по всем распределительным устройствам с учетом
потребления на собственные нужды. График выдачи мощности в систему является
разностью между графиком выработки мощности генераторами станции и графиком
потребления местной нагрузки с учетом расхода электроэнергии на собственные
нужды.
Потери мощности в сетях зависят от нагрузки и для любого момента
времени t определяются в соответствии с выражением
, (1)
где - действительное значение
нагрузки в момент времени t;
-максимальное значение нагрузки по графику;
-максимальное значение потерь в сетях, определяемое как
. (2)
Величина Δр% определяется классом напряжения [3]:
а) промышленные сети до 1500 В - 3 - 5%;
б) коммунальные и сельскохозяйственные сети
до 1000 В - 5,7%;
в) промышленные сети выше 1000
В - 6 - 8%;
г) коммунальные и сельскохозяйственные сети выше 1000 В- 8- 10%;
д) районные сети энергосистем -15
-19%.
Потери в трансформаторах подразделяются на переменные, зависящие
от нагрузки, и постоянные, не зависящие от нагрузки. Переменные потери, т. е.
потери в меди, определяются также как и
в сетях, в процентах от максимальной мощности. Постоянные потери, т.е. потери в
стали, определяются по выражению
. (3)
Для трансформаторов коммунальных и промышленных сетей выше
1000 В = 1- 1,5%, для
трансформаторов электрических сетей - 2-
3%.
В течение суток суммарная величина потерь в стали трансформаторов и в
сети может несколько изменяться вследствие отключения и включения части силовых
трансформаторов на подстанциях при соответствующем изменении их нагрузки.
Однако при построении графиков это не учитывается, и потери в стали
трансформаторов принимаются неизменными.
Расход
электроэнергии на собственные нужды электростанции определяется в процентах от
установленной мощности станции и для станций разных
типов составляют:
- электростанции на жидком топливе и газе - 3 -5%;
- электростанции небольшой мощности на угле, сжигаемом в кусковом виде - 5-7%;
-
конденсационные паротурбинные электростанции на пылеугольном топливе - 6—9%;
-
теплоэлектроцентрали на пылеугольном топливе - 8-14%;
-
гидроэлектростанции средней мощности -
1-2%;
-
гидроэлектростанции большой мощности - 0,4—1 %.
Рисунок
1- Суточный график нагрузки электрической станции
Если
нагрузка агрегатов станции достаточно постоянная, то при построении
графика нагрузки можно приблизительно принимать расход мощности на собственные
нужды неизменным и равным
. (4)
При
значительных колебаниях нагрузки можно считать, что примерно 40% максимального
расхода мощности на собственные нужды не зависит от нагрузки станции, а 60%
изменяется пропорционально активной нагрузке
. (5)
После определения потерь энергии и расхода на собственные нужды
суточный график нагрузки электростанции строится на миллиметровке с указанием доли
соответствующих потерь для каждого часа суток.
Для
выбора количества и мощности трансформаторов, определения потерь и проведения
технико-экономических расчетов строится график выдачи мощности в систему, для
чего требуется построение графика отпуска электроэнергии с шин генераторного
напряжения с учетом потребления на собственные нужды.
Для
упрощения расчетов при курсовом и дипломном проектировании график выдачи
мощности генераторами задается прямой линией, т. е. принимается, что все
генераторы работают с выдачей номинальной мощности без перерыва в течение
суток. Примерный суточный график нагрузок электростанции (без учета выдачи
мощности в систему) приведен на рисунке 1.
1.3 Выбор главной схемы
электрических соединений тепловых электростанций, распределяющих электроэнергию
на повышенных напряжениях (типа КЭС и ГРЭС)
Отличительной
особенностью станций типа КЭС является то, что вся электроэнергия, за
исключением расхода на собственные нужды, выдается в сеть повышенного напряжения
(35 кВ и более). В связи с этим соединение агрегатов осуществляется по
блочному принципу котел - турбина - генератор - трансформатор без сборных шин
на генераторном напряжении.
Рисунок
2 – Варианты блочных схем
С
целью улучшения экономических показателей станций на них устанавливают агрегаты
мощностью от 100 МВт и более.
Возможные
схемы блоков приведены на рисунке 2:
а)
блок с одним генератором; б) укрупненный блок с двумя генераторами; в) укрупненный
блок с трансформатором с расщепленной обмоткой низшего напряжения; г) укрупненный
блок с двумя трансформаторами.
При
выборе главной схемы электрических соединений станций, выдающих мощность на
нескольких повышенных напряжениях, основное внимание уделяется оптимальному
распределению агрегатов между сетями двух повышенных напряжений и способу обеспечения
связи между ними.
При
выдаче мощности КЭС на одном повышенном напряжении генераторы соединяют в блоки
с двухобмоточнымими трансформаторами в соответствии с рисунком 3 а. При выдаче мощности станции на
двух повышенных напряжениях, из которых среднее чаще всего используют для
электроснабжения местного района, а высшее
для связи станции с системой, возможны различные варианты принципиальной
схемы станции указанные на рисунках 3 б, в, г, д, е.
Рисунок 3 - Схемы
выдачи мощности блочных электрических станций
При
сопоставлении вариантов следует рассматривать не все приведенные схемы. Так,
при среднем напряжении 35 кВ, а высшем - 110 кВ и более могут
быть использованы лишь схемы г, д, е, а схемы б, в неприемлемы ввиду
невозможности использования автотрансформаторов, так как промышленность не
выпускает автотрансформаторы на напряжение 110/35/10- 6 кВ. При среднем
напряжении 110 кВ, а высшем - 220 кВ и более могут быть использованы
схемы б, в, е. В каждом
конкретном случае необходимо проанализировать все возможные варианты.
Трансформаторы связи должны обеспечить переток
мощности между распределительными
устройствами в нормальном режиме, а при ремонтах и аварийном отключении блока
резервирование питания всех потребителей.
Мощность и число трансформаторов связи определяется
величиной наибольшей передаваемой мощности, а также требованиями к надежности
связи между распределительными устройствами. При отключении самого крупного
блока на длительное время трансформаторы связи с допускаемой перегрузкой должны
обеспечить передачу требуемой мощности для питания потребителей.
Наибольшее применение получили схемы с
автотрансформаторами. Мощность, передаваемая через автотрансформаторы в том или
другом направлении, изменяется вследствие изменения нагрузки сетей, нарушения
нормальной схемы системы и других причин. Номинальная мощность автотрансформаторов
должна соответствовать максимальной мощности, передаваемой в наиболее тяжелых условиях.
Для
выбора номинальной мощности трансформаторов и автотрансформаторов в каждом
варианте должны быть построены графики нагрузок двухобмоточных трансформаторов
и каждой обмотки трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов всех
разнотипных блоков для наиболее характерных нормальных и аварийных режимов
работы станции. Построение выполняется по графикам выработки мощности станции и
потребления мощности на всех напряжениях.
График
нагрузки двухобмоточного трансформатора в блоках с одним двухобмоточным
трансформатором, как и график нагрузки обмотки низшего напряжения трехобмоточного
трансформатора или автотрансформатора, совпадает с графиком нагрузки подключенного
к нему генератора за вычетом потребления на собственные нужды. Однако при
выборе номинальной мощности трансформатора следует учесть возможность замены рабочего
трансформатора собственных нужд резервным. В этом случае нагрузка трансформатора,
работающего в блоке с генератором, совпадает с нагрузкой генератора. Поэтому
номинальную мощность трансформатора выбирают по номинальной мощности генератора.
График
нагрузки обмоток среднего напряжения трехобмоточных трансформаторов и
автотрансформаторов (AT) совпадает
с графиком нагрузки этого напряжения. График нагрузки обмоток высшего
напряжения определяется либо разностью, либо суммой графиков нагрузок обмоток
низшего и среднего напряжений. Эти графики используют при расчете потерь
энергии в трансформаторах.
Как
известно, AT характеризуется номинальной или
проходной мощностью и типовой , которая связана с через коэффициент выгодности
, (6)
где
;
n - коэффициент трансформации.
При
выборе схемы с AT необходимо
тщательно анализировать возможные режимы их работы. Наиболее экономичными для AT являются режимы: автотрансформаторный с
передачей из сети ВН в сеть СН
и наоборот и комбинированный, понижающий на оба низших напряжения и повышающий
при передаче типовой мощности со стороны НН и мощности (,) со стороны СН в сеть ВН. При этих режимах AT работает со сниженными потерями в соответствии с рисунком 4.
а)
режим ВН - СН; б) режим ВН –СН и одновременно ВН - НН
Рисунок
4 – Схемы, поясняющие режимы работы автотрансформаторов
Если
третья обмотка AT
используется для подключения генераторов, то номинальная мощность AT определяется по выражению
.
(7)
Если AT используется
для связи между сетями двух повышенных напряжений, то его мощность определяется
по максимальному перетоку во всех нормальных и аварийных режимах, а третья
обмотка может быть использована либо как чисто компенсационная, либо для
подключения резервного трансформатора собственных нужд.
Требования
к схемам распределительных устройств ВН мощных
электростанций установлены в нормах
технологического проектирования [2] где рекомендуется в зависимости от числа присоединений следующие схемы:
а)
схема с двумя системами сборных шин с тремя выключателями на две цепи (полуторная
схема), представленная на рисунке 5;
б)
схема с двумя рабочими и третьей обходной системой шин и одним
выключателем на присоединение, представленная на рисунке 6. Для РУ - 35 кВ
обходная система шин не
предусматривается. В ОРУ – 110 -500 кВ при числе присоединений до
5 шиносоединительный выключатель совмещает
функции обходного, при большем
числе присоединений установка обходного выключателя необходима. Схема получила распространение на КЭС малой и средней мощности;
в)
схемы типа многоугольника, представленные на рисунках 7 -9.
Рисунок 5 - Схема с двумя
системами Рисунок 6 - Схема с двумя рабочими и
сборных шин одной обходной системами сборных шин
Рисунок 8 - Схема многоугольника без
перемычек; два блока и четыре линии
Рисунок. 7 - Схема квадрата
На
рисунке 10 приведены возможные варианты главной схемы электрических соединений
КЭС с агрегатами 100 МВт. В сеть 110 кВ условно выдается 200 МВА,
а в сеть 220 кВ - 250 МВА. В схемах , представленных
на рисунках 10, а, в устанавливаются АТ связи с использованием третьей
обмотки для подключения генераторов. В схеме на рисунке 10, б AT используется только для связи между
сетями двух повышенных напряжений.
Варианты
с присоединением генератора к AT
целесообразны, если нагрузки на напряжениях 110
и 220 кВ не соответствуют мощности генераторов, присоединенных к каждому
РУ этих напряжений, и имеют место значительные перетоки мощности.
В
случае отсутствия перетока (когда нагрузки на напряжениях 110 и 220 кВ примерно соответствуют мощности генераторов,
присоединенных к РУ этих напряжений) более целесообразен вариант с установкой
отдельного AT связи.
Рисунок 10 - Варианты схемы
электрических
соединений КЭС с двумя повышенными напряжениями
1.4 Выбор главной схемы
электрических соединений электростанций, распределяющих электроэнергию на генераторном напряжении
Электростанции типа ТЭЦ предназначены для централизованного
снабжения промышленных предприятий и городов тепловой и электрической энергией,
что обуславливает особенности электрических схем, имеющих распределительные устройства
генераторного и повышенных напряжении.
График нагрузки генераторов ТЭЦ, определяемый
графиком тепловой нагрузки, обычно ровный. Летом и в редких случаях зимой в
ночное время тепловая нагрузка снижается.
Мощность,
вырабатываемая генераторами, может быть как больше, так и меньше нагрузки
потребителей, получающих питание от шин генераторного напряжения. Поэтому
трансформаторы, связывающие генераторы станции с системой, могут работать в повышающем, в понижающем, либо в реверсивном режимах. При
выборе числа и мощности трансформаторов необходимо исследовать возможные режимы
работы генераторов и трансформаторов, для чего необходимо построить суточные
графики передаваемой через них полной мощности для различных режимов работы
станции.
При
равенстве cos φ генераторов
и потребителей достаточно построить график активной нагрузки трансформаторов.
Если cos φ не равны,
необходимо построить графики активной и реактивной мощности.
Количество
трансформаторов на ТЭЦ определяется избыточной или недостающей мощностью
станции:
1.При небольшой отдаче в систему можно установить один
трансформатор, обеспечивающий покрытие нагрузки на генераторном напряжении при
выходе из работы самого мощного генератора.
2.Если
на повышенное напряжение передается мощность, большая мощности одного
генератора, то необходимо установить два трансформатора.
Номинальная
мощность трансформаторов должна быть выбрана с учетом нормального и аварийных
режимов.
На
рисунке 11 представлены возможные принципиальные варианты схем станций,
распределяющих энергию на генераторном напряжении.
В
нормах технологического проектирования [2] даны
рекомендации, касающиеся установки двухобмоточных трансформаторов. Номинальную
мощность трехобмоточного трансформатора выбирают по максимальной передаваемой
мощности наиболее нагруженной обмотки. Для определения величины максимальной
передаваемой мощности необходимо построение графиков полной нагрузки на каждую
обмотку трансформатора во всех нормальных режимах и при аварии одного самого
крупного генератора.
При
среднем напряжении 110 кВ и высшем - 220 кВ следует использовать схему,
приведенную на рисунке 11 в, с
двумя AT. Выбор мощности AT и построение графиков нагрузки по обмоткам
производится аналогично выбору и построению на КЭС.
Для
распределительных устройств генераторного напряжения ТЭЦ применяются следующие
схемы:
а) схема с одной секционированной системой
сборных шин на ТЭЦ средней мощности с агрегатами 12 - 60 МВт, при числе
присоединений на секцию
не более 6 - 8 представленную на рисунке 12;
б) схема с двумя системами сборных шин,
одна из которых секционирована в соответствии
с рисунком 13. Это одна из основных
схем на генераторном напряжении для ТЭЦ с большим числом присоединений.
На
повышенном напряжении ТЭЦ применяются:
а) схема с одной секционированной системой шин;
б)
схема с двумя не секционированными системами шин (рисунок 14);
в) схема с двойной системой шин и обходной (рисунок
6);
г) схема мостика (рисунок 15).
Рисунок 14
Электрические схемы ТЭЦ характеризуются значительными рабочими токами в
ветвях генераторов и трансформаторов, а также значительными токами к. з. Для
ограничения токов к. з. на ТЭЦ применяется раздельная работа трансформаторов,
установка токоограничивающих реакторов,
использование трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения.
Целесообразность того или иного способа определяется
технико-экономическими расчетами, так как каждый из способов связан с дополнительными
затратами.
Раздельная
работа трансформаторов обычно влечет за собой увеличение потерь электроэнергии
в линиях электропередач и трансформаторах при нормальных режимах работы, так
как распределение потоков мощности при этом может быть неоптимальным, кроме того,
раздельная работа приводит к снижению маневренности схемы.
Поэтому
секционирование применяется только на мощных ТЭЦ с агрегатами свыше 100 МВт после
специального технико-экономического обоснования. Пример секционирования
электроустановки с целью ограничения токов короткого замыкания показан на рисунке 16.
а- секционный выключатель включен; б секционный
выключатель отключен Рисунок16 – Распределение токов
короткого замыкания при совместной и раздельной работе
трансформаторов
Токоограничивающие
реакторы предназначены для ограничения токов к. з. в мощных электроустановках,
а также для поддержания определенного уровня напряжения на неповрежденных
участках при к. з. за реакторами. Основная область применения реакторов -
электрические сети 6 -10 кВ. Схемы включения реакторов приведены на рисунке
17.
В
нормальном режиме работы переток мощности через секционный реактор (СР) мал, а
при симметричной схеме равен нулю, поэтому величина реактивности секционного
реактора для ограничения токов к. з. может быть взята большой. Номинальный ток
секционного реактора выбирается по режиму отключения одного генератора или
трансформатора связи с системой, когда через реактор протекает недостающая (или
избыточная) мощность секции. Через линейные
реакторы (ЛР) постоянно протекает ток нагрузки, и в них имеют место потери
мощности и напряжения. Следовательно, реактивность линейного реактора не должна
быть большой, и определяется из условия: величина потери напряжения на реакторе
в рабочем режиме должна быть не более 2%.
Номинальный
ток реактора выбирается по номинальному току линии; когда номинальные токи
отдельных линий малы, применяют схемы с групповыми реакторами, что позволяет
уменьшить число присоединений к сборным шинам и упростить конструкцию распределительного
устройства. Реактивность линейного реактора выбирают по условиям ограничения
тока к. з. до величины отключающей способности линейных выключателей, т. е. эта
величина, определяется в процессе расчета токов короткого замыкания.
Трансформаторы
с расщепленными обмотками обладают значительным сопротивлением рассеяния между
частями обмотки низшего напряжения и могут быть использованы для ограничения
тока к. з. При этом число секционных реакторов может быть уменьшено и даже
сведено к нулю, так как секции связаны через обмотки низшего напряжения обмен
мощности между секциями происходит через трансформаторы. Схема включение такого
трансформатора приведена на рисунке 18.
1.5 Выбор
схемы электрических соединений собственных
нужд
электростанций
Основными
напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе собственных нужд (с.н.),
являются: 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и
0,38/0,22 кВ (для остальных двигателей и освещения). Напряжение 3 кВ может
допускаться при расширении станции, где это напряжение уже есть.
Если на
станции предусматривается ГРУ 6 -10 кВ, то распределительное устройство
с. н. получает питание непосредственно с шин главного распределительного
устройства (ГРУ) реактированными линиями или через понижающий трансформатор. На
блочных станциях питание с. н. осуществляется отпайкой от блока. Для
ограничения токов к. з. в схемах с. н. применяют трансформаторы с расщепленными
обмотками (при мощности трансформаторов
25 МВА и более).
При выборе
числа трансформаторов исходят из положений норм [2] в зависимости от типа
электростанции.
На ТЭЦ с
поперечными связями по пару на каждый котел предусматривается секция 6 кВ. Каждая
секция или секции попарно присоединяются к рабочему источнику. От каждой секции
с. н. 6 кВ получают питание потребители данного агрегата - котельного и
турбинного отделений. Общестанционные с. н.: топливоподача, топливоприготовление,
химводоочистка и др. на КЭС обычно равномерно распределяются по секциям. На ТЭЦ
выделяются специальные секции общестанционных с. н. Мощность трансформаторов,
питающих РУ с.н. 6 кВ, определяется по следующему выражению
, (8)
где - номинальная мощность
рабочего трансформатора, кВА;
∑Р1 -суммарная расчетная мощность на валу механизмов с
электродвигателями 6 кВ;
∑S2 - суммарная
номинальная мощность трансформаторов 6/0,4 кВ, присоединенных к данной секции.
Коэффициент
0,9 - учитывает загрузку
трансформаторов, средние значения КПД, коэффициенты мощности двигателей.
Подсчет
Р1 и S2 можно выполнить по выражению
, (9)
где - расход
электроэнергии на с н. электростанции в % от установленной мощности
генераторов.
Подсчет
нагрузок и выбор трансформаторов 6/0,4 кВ производится аналогично.
Трансформаторы 6/0,4 кВ мощностью более 1000 кВА не применяются,
так как это приводит к значительному увеличению тока к. з. в сети 0,4 кВ.
Для
надежного питания потребителей с. н. необходимо предусматривать кроме
рабочих также резервные источники питания, которые начинают работу при аварийных
отключениях и при остановке на ремонт рабочего трансформатора с. н. или шин ГРУ,
так как показано на рисунке 19. При числе рабочих источников до 6
включительно устанавливается один резервный трансформатор, при большем - два.
Резервирование
распределительного устройства с. н. 0,4 кВ на ТЭЦ осуществляется
от трансформаторов 6/0,4 кВ, число и мощность которых выбирается по такому
же принципу. При этом рабочий и резервирующий его трансформаторы присоединяются
к разным секциям с. н. 6 кВ. Величину
расхода электроэнергии на шинах 0,4 кВ для ТЭЦ можно принять 15% от
общего расхода на собственные нужды.
На
КЭС могут быть применены две принципиально отличные схемы питания и резервирования
с.н., приведенные на рисунке
20.
В схеме на рисунке 20, а две секции
каждого блока (А и Б) питаются от блочного трансформатора с. н., включенного на
ответвлении от выводов генератора. Резервирование питания осуществляется от
резервных магистралей 6 кВ, питающихся от пускорезервного трансформатора
собственных нужд (ПРТСН).
Рабочие
трансформаторы в схеме на рисунке 20, а не могут
обеспечить питание с. н. блока при пуске и остановке. Эти функции передаются на
специальные пускорезервные трансформаторы. По условиям самозапуска электродвигателей
с. н. мощность ПРТСН выбирается на ступень выше мощности рабочих
трансформаторов с. н. Мощность трансформаторов
с. н. ограничивается допустимым уровнем тока к. з. в сети 6 кВ, который
должен быть не выше отключающей способности устанавливаемых выключателей.
В
схеме на рисунке 20, б в цепях генераторов
установлены выключатели, и рабочие трансформаторы с. н. включены на ответвления
между выключателем и трансформатором блока. Здесь рабочие трансформаторы с.н. могут
обеспечить пуск и остановку своего блока, поэтому отпадает необходимость в
специальных ПРТСН и в резервных магистралях.
Для замены рабочих трансформаторов с. н. в зависимости
от числа блоков предусматриваются один или несколько не присоединенных к сети резервных
трансформаторов, равных по мощности наиболее крупным рабочим трансформаторам.
Резервирование
питания с. н. блока при повреждении силового трансформатора с. н. производится
от смежных блоков, для чего одноименные секции с. н. двух смежных блоков объединяются с помощью нормально отключенных
секционных выключателей. Мощность рабочих трансформаторов с. н. выбирается по
условиям длительного режима с учетом блочной и общестанционной нагрузки на
своих секциях и общестанционной нагрузки на секциях смежного резервируемого
блока, когда последний отключен. Вариант схемы питания с. н. на рисунке 20, б обладает определенными технологическими
преимуществами по сравнению с вариантом схемы на рисунке 20, а, но в
зависимости от конкретных условий при
проектировании используется два варианта.
Для
блочных КЭС с генераторами 160 МВт и более принимается следующее число
резервных трансформаторов с вторичным напряжением 6 кВ: один при двух
блоках; два при числе блоков от трех до шести; при большем числе блоков
предусматривается третий резервный трансформатор генераторного напряжения,
установленный на станции и готовый к замене любого рабочего трансформатора с.
н.
Резервирование
распределительного устройства с. н. 0,4 кВ на блочных станциях
осуществляется, так же как и на ТЭЦ, от трансформаторов 6/0,4 кВ.
Распределительное
устройство с. н. 6 кВ выполняется с одной секционированной системой шин.
Число секций шин 6 кВ на блочных станциях принимается равным числу
блоков. Для блоков мощностью начиная с 160 МВт требуется разделение
распределительного устройства с. н. одного блока на две секции. Для питания
этих двух секций одного блока используются трансформаторы с расщепленной низкой
обмоткой.
1.6 Выбор типа, количества и
мощности трансформаторов связи
При
выборе типа трансформаторов (автотрансформаторов) учитываются общие для всех
электроустановок соображения [2]:
а)
всегда следует ориентироваться на трехфазные трансформаторы и только в случае
невозможности изготовления их на большие мощности или же при транспортных ограничениях
принимаются к установке группы из трех однофазных или двух трехфазных трансформаторов
половинной мощности;
б)
при наличии РУ трех напряжений целесообразно использование трехобмоточных трансформаторов в соответствии с рисунком 21, а, б. Когда мощности, выдаваемые на
двух напряжениях, резко
отличаются друг от друга, более экономичным может оказаться применение
двухобмоточных трансформаторов, как на рисунке 21,в.
Трехобмоточные трансформаторы выпускаются в трех
исполнениях по мощности обмоток ВН/СН/НН: а)
100%/100%/100%; б) 100%/67%/100% в) 100%/100%/67%. У автотрансформаторов
соотношение мощностей обмоток соответственно: 100%/100%/50%;
в)
трансформаторы, работающие в реверсивном режиме, должны снабжаться устройствами
регулирования напряжения под нагрузкой. В случае применения трехобмоточных
трансформаторов (автотрансформаторов) в схеме блоков или для соединения двух
распределительных устройств повышенных напряжений они должны иметь регулирование
напряжения на одном из напряжений (чаще
среднем, так как регулирование на другом (высшем) напряжении
осуществляется изменением возбуждения генераторов). При необходимости регулирования
на другом напряжении устанавливаются вольтодобавочные трансформаторы.
При
выборе числа трансформаторов или автотрансформаторов должны быть учтены
требования надежности связи станции с системой, что определяет необходимость
резервирования и при недопустимости нарушения связи станции с системой или
недопустимости нарушения питания потребителей требует установки не менее
двух трансформаторов. Кроме того, если мощность, выдаваемая в систему, больше
располагаемой резервной мощности, также должно быть установлено не менее двух
трансформаторов. При обратном соотношении мощностей возможна установка одного
трансформатора.
Для
уменьшения потерь энергии можно изменить число работающих трансформаторов, если
позволяет график нагрузки. Однако частые отключения нецелесообразны как для
трансформаторов, так и для выключателей, и поэтому такие операции приемлемы на
длительное время (на период зимы и лета).
Наконец,
при выборе количества трансформаторов должны быть учтены возможность его
изготовления на требуемую мощность и особенности проектируемой электроустановки,
определяемые типом электростанции и подстанции.
При
выборе номинальной мощности трансформаторов необходимо рассмотреть характерные
нормальные и аварийные режимы работы и на основании суточных графиков нагрузки
зимних и летних суток выявить максимальные перетоки по наиболее загруженной
обмотке.
На основании приведенных соображений и основных положений по компановке
с помощью баланса нагрузок разрабатываются наиболее целесообразные схемы.
В зависимости от схемы мощность трансформаторов связи может быть
различна и должна удовлетворять, с одной стороны, покрытию нагрузок в
нормальном режиме из расчета обеспечения оптимального коэффициента загрузки
трансформатора, с другой стороны, обеспечению перетоков мощности в аварийном
режиме при выходе из строя генератора или трансформатора наибольшей мощности
с учетом допускаемого коэффициента перегрузки согласно [1]. Мощность трансформаторов
определяется по наиболее тяжелому режиму. Можно рассмотреть это на примере ТЭЦ,
данные которой приведены ниже. Принципиальные схемы, приведенные в расчете,
построены с учетом покрытия нагрузок
как в нормальном, так и в аварийных режимах. Во всех вариантах использованы
трехобмоточные трансформаторы, обеспечивающие оперативную гибкость схем и
удобства в случае дальнейшего расширения распределительных устройств при
возрастании нагрузок.
В
качестве примера рассмотрим выбор трансформаторов для следующих данных.
Число и мощность генераторов 4×60 МВт
Напряжение генераторов 10 кВ
Нагрузка на шинах 10 кВ
110 МВТ
90 МВт
Нагрузка на шинах 35 кВ
60 МВТ
45
МВТ
Связь с системой на напряжении 110 кВ
Резерв мощности в системе 40 МВт
Коэффициент несовпадения максимумов
нагрузки Кс 0,95
Прежде
всего, составляется общий баланс мощности и выясняется степень соответствия источников питания и нагрузок потребителей,
затем намечаются наиболее целесообразные варианты главных схем электрических
соединений, после чего можно приступить к выбору трансформаторов.
Баланс
нагрузок.
1. Мощность генераторов станции =240 МВт.
2. Резерв мощности в системе =40 МВт.
3. Всего по источникам Р = 280 МВт.
4. Нагрузка
потребителей в
максимальном режиме
5. Нагрузка на с.н. (берется в % от и принята равной 10%)
6. Суммарная максимальная нагрузка
7.
Покрытие нагрузки в
нормальном максимальном режиме
8. Покрытие нагрузки в аварийном режиме при
отключении одного генератора
Возможно
выполнение нескольких схем.
Вариант I - прямолинейная схема, представленная на
рисунке 22.
Баланс
нагрузок по шинам различных напряжений.
1.
На шинах 10 кВ:
максимальный
режим
;
минимальный
режим
.
2. Покрытие нагрузки на шинах 10 кВ:
максимальный режим
;
минимальный
режим
.
3. На шинах 35 кВ:
максимальный
режим ;
минимальный режим .
4. Покрытие нагрузки на шинах 35 кВ:
максимальный
режим ;
минимальный
режим .
При
выбранном типе и количестве трансформаторов их мощность выбирается исходя из
нормального минимального режима и возможных аварийных с учетом коэффициента
аварийной перегрузки К=1,4.
Расчет
удобно вести в табличной форме. Cosφ принят равным 0,8, так как проектирование
компенсирующих устройств не предусмотрено в курсовом проекте.
Таблица 1- Баланс
нагрузок по варианту 1
Расчетные условия |
Выбранные напряжения, кВ |
Трансформато ры, количество и мощность, МВА |
Выбор трансформаторов связи 1 Нормальный режим: a) б) 2 Аварийные режимы: а) отключение
генератора мощностью 60 МВт б) отключение
одного трансформатора |
110/35/10 110/35/10 110/35/10 |
2×80 2×40 2×80 |
В
аварийном режиме при отключении одного трансформатора будет иметь место перегрузка
трансформатора мощностью 80 МВА, но трансформаторы 110/35/10 кВ большей
мощности не выпускаются промышленностью. Поэтому при обеспечении нагрузки па шинах
35 кВ, которая равна 77 МВА
(60 МВт), потребуется
уменьшение выдачи мощности в систему на величину 32,5 МВА. В аварийных
режимах при параллельной работе станции в системе это допустимо, таким образом
принимаются к установке 2 трансформатора мощностью по 80 МВА.
Вариант II –
схема представлена на рисунке 23.
Рисунок 23
Баланс нагрузок по шинам различных напряжений.
1. На шинах 10 кВ:
а);
б).
2. Покрытие нагрузки:
в
максимальном режиме
,
в
минимальном режиме
.
3.
На шинах 35 кВ
; .
4.
Покрытие нагрузки в максимальном режиме
,
в
минимальном режиме
.
Таблица 2 - Баланс нагрузок по варианту 2
Расчетные условия |
Выбран ные напряжения, кВ |
Трансформа торы, количество и мощность,кВА |
I Выбор трансформаторов 35/10 кВ 1 Нормальный
режим а) в)
Установка трансформаторов по 40 МВА допустима, т. к.
применение трансформаторов большей мощности
(2x63 МВА) приведет к
существенному их недоиспользованию. Однако в этом случае необходимо проверить
их нагрузочную способность. 2 Аварийные режимы: а) отключение генератора, подключенного
на шины 10 кВ |
110/35/10 35/10 35/10 |
2/80 2/6,3 |
II Выбор трансформатора блока 1 По
номинальной мощности генератора Отключение
генератора блока (трансформатор сохраняется в работе). Переток через трансформатор со стороны
110 кВ: Знак « -» указывает на переток мощности
из системы. Отключение блока мощностью 60 МВт. В этом случае на
напряжении 35 кВ должна быть отключена нагрузка мощностью 8 МВт в
максимальном режиме. В минимальном режиме все нагрузки обеспечиваются. |
110/35/1 110/35/10 |
1/80 1/10 |
При
отключении одного из трансформаторов связи 35/10 кВ согласно расчету
требуется покрытие 64 МВА, т. е. оставшийся в работе Т-2 будет перегружен
более чем в 1,4 раза. Недостающая мощность на напряжении 35 кВ может
быть покрыта за счет Г-4 или системы, поэтому можно принять мощность Т-2 равной
40 МВА, что приводит к необходимости снижения выдачи мощности
генераторов, работающих на сборные шины, или, в конечном итоге к уменьшению
выдачи мощности в систему, что вполне допустимо.
Таким
образом, к установке приняты трансформаторы 35/10 кВ—2×40 МВА и
110/35/10 кВ—1×80 МВА.
Вариант III представлен на рисунке 24. Один из генераторов подключен непосредственно к шинам 110кВ через
трехобмоточный трансформатор, третья обмотка которого подключена к системе 35
кВ. Три других генератора работают на систему сборных шин 10 кВ., которая имеет
связь c шинами 35 кВ и системой
через два трансформатора – один двухобмоточный другой трехобмоточный.
Рисунок 24
Баланс нагрузок и выбор мощности трансформаторов
аналогичен.
Таблица 3 - Баланс нагрузок по варианту 3
Расчетные условия |
Выбран ные напряжения, кВ |
Трансформа торы, количество и мощность,МВА |
I Выбор
трансформатора связи 1 Нормальный
режим: а) б) 2 Аварийные
режимы: а)
отключение генератора, подключенного на шины 10 кВ Недостающая мощность на напряжении 35 кВ обеспечивается через
трансформатор Т-3 б) отключение трансформатора 35/10 кВ в)
отключение трансформатора 110/35/10 кВ г) отключение блока При отключении
блока через трансформатор Т-2 в максимальном режиме передается мощность из
системы на шины 35 кВ |
35/10 110/35/10 35/10 110/35/10 110/35/10 (Т2) 110/35/10 (Т3) 35/10 35/10 110/35/10 |
1/40 1/40 1//6,3 1/6,3 1/40 1/80 1/40 1/40 1/40 |
II Выбор трансформатора блока 1 По
номинальной мощности генератора Отключение генератора
блока |
110/35/10 110/35/10 |
1/80 1/10 |
Поскольку
Т-2 и Т-3 взаимно резервированы, то можно принять мощность Т-1 равной 40 MBА по расчету нормального
режима, так как мощность трансформаторов в этом случае может быть
определена из условия
,
т.
е. не больше 40 МВА.
В
случае в) имеет место снижение выдачи мощности в систему.
В
соответствии с расчетом приняты к установке следующие трансформаторы: 35/10 кВ
- 2×40 МВА, 110/35/10 кВ — 1×80 МВА.
Вариант IV, соответствует рисунку 25. Баланс нагрузок аналогичен вариантам II и III.
Рисунок 25
Таблица
4 – Баланс нагрузок по варианту 4.
Расчетные условия |
Выбранные напряжения, кВ |
Трансформаторы, количество и мощность, МВА |
2 |
3 |
4 |
I Выбор трансформатора связи 1 Нормальный режим: а) б) 2 Аварийные
режимы: а) отключение
генератора, подключенного на шины 10 кВ Для
обеспечения нагрузки на напряжении 35 кВ необходимо передавать
мощность через трансформатор Т-2 с шин 110 кВ. По этому условию мощность
трансформатора Т-2 должна быть не меньше 63 МВА; б) отключение
трансформатора 35/10 кВ В этом
случае, так же как и для варианта II, мощность Т-2 может быть
принята 40 МВА, т.к. покрытие нагрузки на шинах 35 кВ может
быть осуществлено от Г‑4 или системы; в)
отключение трансформатора 110/35/10 кВ |
35/10 110/35/10 35/10 110/35/10 110/35/10 35/10 |
1/40 1/40 1/6,3 1/6,3 1/40 1/40 или1/63 |
Окончание
таблицы 4
Расчетные условия |
Выбранные напряжения, кВ |
Трансформаторы, количество и мощность, МВА |
2 |
3 |
4 |
В этом случае
требуется либо установка трансформатора Т-2 мощностью 63 МВА, либо отключение
8 МВА нагрузки. Выбор
трансформатора блока По номинальной
мощности генератора Принимаются трансформаторы 35/10 кВ - 2×40 МВА и 110/35/10 кВ
- 1×80 МВА |
110/35/10 |
1/80 |
На основании приведенных расчетов мощность трансформаторов определяется
по наиболее тяжелому режиму, но при этом следует помнить, что аварийный режим,
связанный с отключением наиболее мощного трансформатора, нужно принимать во
внимание только при наличии специальных требований по резервированию
трансформаторной мощности. Из рассмотренных схем следует отобрать одну,
отвечающую в полной мере требованиям надежности, удобству в эксплуатации и
экономичности.
По структуре компоновок распределительных устройств схемы равнозначны,
но отличаются по условиям работы аппаратуры. Условия более тяжелы там, где на
сборные шины подключены 4 генератора, однако включением секционных реакторов
можно ограничить токи короткого замыкания до допустимых пределов.
Что
касается экономических показателей, то здесь можно сказать следующее:
ВАРИАНТ 1.
Схема
симметрична и не уступает другим вариантам с точки зрения резервирования.
Установленная трансформаторная мощность минимальна. Однако будет иметь место увеличение
токов к. з. на шинах генераторного напряжения, усложнение и увеличение стоимости
РУ—10 кВ. Количество и мощность трансформаторов 110/35/ 10 кВ — 2×80
MBА.
ВАРИАНТ II.
В схеме
имеет место большее количество трансформаторов при той же установленной
мощности. Требуется отключение 8 МВА нагрузки при отключении
трансформатора блока. Количество и мощность трансформаторов 35/10 кВ—2×40
МВА; 110/35/10 кВ— 1×80 МВА.
ВАРИАНТ III.
Схема
аналогична варианту II, но имеет
трехобмоточный трансформатор. Требуется отключение 24 МВА нагрузки при
мощности трансформатора 35/10 кВ — 40 МВА в случае отключения
трехобмоточного трансформатора 110/35/10 кВ, подключенного к сборным
шинам. Количество и мощность трансформаторов: 35/10 кВ — 1×40 МВА,
110/35/10 кВ — 1×40 МВА и 110/35/10 кВ— 1×80
МВА.
ВАРИАНТ IV.
Схема
по структуре аналогична вариантам II и III, но имеет наименьшую мощность трехобмоточного
трансформатора. В аварийном режиме необходимо, как и в третьем варианте,
отключение 24,5 МВА нагрузки. Количество и мощность трансформаторов:
35/10 кВ—1×40 МВА; 110/35/10 кВ—1×40 МВА, 110/10
кВ—1x80 МВА.
Окончательный
выбор схемы производится на основании технико-экономического сравнения, однако
предварительный анализ вариантов показывает, что вариант III может быть сразу исключен как наиболее неэкономичный,
так как при большей мощности отключения нагрузки необходимо установить 3 трансформатора,
из них два трехобмоточных.
Варианты
II и IV эквивалентны с точки зрения резервирования, но с точки зрения
экономичности предпочтительнее вариант IV, так как мощность трехобмоточного трансформатора наименьшая. В
этом случае требуется отключение большей нагрузки, и если это допустимо по
условиям эксплуатации, то технико-экономическому сравнению подлежат варианты I и IV, если есть
ограничения по величине отключаемой нагрузки — то I и II.
2 Расчет токов короткого замыкания и выбор
оборудования
2.1 Общие положения. Определение расчетных зон
В
курсовом проекте для выбора и проверки электрооборудования достаточно определение
тока трехфазного короткого замыкания, расчет которого выполняется в следующем порядке:
а)
по главной схеме электрических соединений составляется расчетная схема и далее
электрическая схема замещения;
б)
путем преобразований схема замещения приводится к наиболее простому виду так,
чтобы источник питания или группа источников, характеризующаяся определенным
значением результирующей э.д.с, были связаны с точкой к. з. одним
результирующим сопротивлением;
в) по величине результирующей э. д. с. и результирующему сопротивлению
определяется величина начального значения периодической составляющей тока
короткого замыкания – I, затем
апериодическая составляющая тока к. з., ударный ток и периодическая
составляющая тока в отдельных ветвях; при необходимости определяются составляющие
тока к. з. для заданного момента времени - t.
Расчетная схема установки
должна отражать нормальный режим работы. На схеме намечают расчетные точки
к.з., которые выбирают так, чтобы данные аппараты и проводники находились в
наиболее тяжелых условиях работы, с точки зрения протекания тока к.з.
Так, например, для выбора
генераторного выключателя B1, в соответствии с рисунком 26, необходимо
рассматривать две точки. При к. з. в точке 1 через выключатель протекает ток
всех источников, кроме тока генератора; при к. з. в точке 2 через выключатель
протекает ток лишь одного генератора.
Выключатель выбирается по
самому большому из рассматриваемых токов к. з. Через выключатель В2 при к. з. в
точке 3 протекает ток от источников рассматриваемой станции; при к. з. в точке
4 - от источников системы.
Рисунок 26 - Схема для
расчета токов короткого замыкания
Для выключателя ВЗ расчетной
является точка 5. Этот выключатель в аварийном режиме находится в более тяжелых
условиях, чем остальные выключатели данного напряжения.
Для выключателя В4,
установленного на реактированном ответвлении, расчетной точкой является
точка 6 за реактором.
Для сокращения объема
вычислительной работы используют возможность группировки нескольких цепей
электроустановок, которые в режиме к. з. находятся примерно в одинаковых
условиях. Это обстоятельство позволяет разбить всю схему электроустановки на
зоны, в которых устанавливаются общие расчетные условия [4,7].
2.2 Сопротивления элементов
схемы и приведение их
к базисным условиям
Для упрощения преобразований
при расчете токов к.з. все величины приводятся к базисным условиям. В качестве
базисных величин принимают базисные мощности и базисные напряжения, по которым
определяются базисный ток и базисное сопротивление.
Базисную мощность можно
задавать любой величины, лучше кратную десяти =100 МВА или 1000 МВА. За базисное напряжение
принимается среднее эксплуатационное напряжение той ступени, на которой
предполагается короткое замыкание (0,4; 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 20; 37;
115; 154; 230; 340; 515 кВ).
Поскольку базисный ток
определяется согласно выражению
, (10)
то
путем несложных преобразований можно получить выражения для сопротивления всех
элементов короткозамкнутой цепи в относительных единицах при базисных условиях
[13].
Для синхронных генераторов и
компенсаторов
(11)
где - относительное
сверхпереходное сопротивление по продольной оси полюсов генератора или компенсатора, определяемое по
справочным данным.
Для двухобмоточных
трансформаторов
(12)
где - напряжение короткого замыкания, определяемое по справоч ным
или паспортным данным.
Для трехобмоточных
трансформаторов или автотрансформаторов напряжения к. з, приведенные к
номинальной мощности трансформатора или AT, даны для каждой пары обмоток UKB-H%, UKC-H%, UKB-C%.
Схема замещения таких
трансформаторов приведена на рисунке 27. Относительные сопротивления лучей
схемы, приведенные к базисным условиям, можно определить по формулам
(13)
(14)
(15)
Рисунок 27- Схема замещения трехобмоточного трансформатора
Двухобмоточные трансформаторы
с двумя или тремя расщепленными с одной стороны обмотками вводятся в схему
замещения реактивными сопротивлениями, указанными на рисунке 28, приведенными к
базисным условиям.
В схеме замещения
, (16)
, (17)
. (18)
Токоограничивающий эффект
трансформатора с расщепленными обмотками характеризует
(19)
По данным испытаний трехфазные
трансформаторы имеют коэффициент расщепления КРАСч =3,5, поэтому при п = 2
схема замещения таких трансформаторов имеет вид, показанный на рисунке 28, а. Для
однофазных трансформаторов Красч =2, и
при п = 3 схема замещения такого трансформатора будет иметь вид как на рисунке 28 б.
Рисунок 28 - Схема замещения трансформатора с
расщепленными обмотками
Для воздушных и кабельных
линий предварительно определяются сопротивления в именованных единицах, так как
они задаются геометрическими размерами и номинальным напряжением. Сопротивления
линий можно найти в соответствующих справочниках [5].
Можно воспользоваться
следующими средними значениями индуктивного сопротивления 1 км линий (x0):
- для воздушных линий напряжением 6 - 330 к - 0,4 Ом/км;
- для воздушных линий
напряжением 500 - 750 к - 0,3 Oм/км;
- для кабельных линий напряжением до 6 кВ
- 0,08 Oм/км;
-для кабельных линий
напряжением до 10 кВ- 0,1 Ом/км;
-для кабельных линий
напряжением до 35 кВ - 0,12 Oм/км.
Относительное сопротивление линий, приведенное к базисным
условиям
, (20)
где - длина линий, км.
При использовании
токоограничивающих реакторов относительное базисное сопротивление реактора
определяется как
(21)
или
(
48)
где - номинальная
(пропускная) мощность реактора;
- относительное
сопротивление реактора по каталогам.
Относительное сопротивление
расщепленного сдвоенного реактора
определяется в зависимости от места
короткого замыкания и расположения реактора в расчетной схеме в соответствии
со схемой замещения на рисунке 29. Относительное сопротивление, приведенное к
базисным условиям, определяется теми же соотношениями, что и для обычного
реактора.
.
Рисунок 29 - Схема замещения сдвоенного реактора
При расчете токов к. з.
на электрических станциях, работающих параллельно
с электрической системой, необходимо располагать данными, характеризующими
систему. Если известна схема системы и параметры ее элементов — генераторов,
трансформаторов, ЛЭП и др., расчет токов к. з. от системы производится так же,
как и от станции. Однако для упрощения пользуются одним из следующих способов:
а) при известной
суммарной мощности системы суммарное сопротивление
всех элементов ее схемы до некоторой
точки сети, к которой присоединяют проектируемую установку, задается, и расчет
ведется обычным способом;
б) может быть задана
номинальная мощность системы и сверхпереходная мощность к. з. от системы при к.з. в определенной точке сети. В этом
случае относительное сопротивление до заданной точки определяется как
(22)
(23)
в) при очень большой мощности системы расчет ведется как от системы
неограниченной мощности, при этом сопротивление системы определяется как
. (24)
Таблица
5 - Расчетные выражения для определения приведенных значений
сопротивлений
Элемент
электроус-тановки |
Исходный параметр |
Именованные единицы, Ом |
Относительные единицы |
Генератор |
|
|
|
|
|
|
|
Система |
|
; |
; |
|
|
|
|
|
|
|
|
Трансфор-матор |
|
; |
; |
Реактор |
|
|
|
Линия
электро-передач |
|
|
|
Примечание - - номинальный ток отключения
выключателя, кА;
-относительное
сопротивление трансформатора, определяемое через .
2.3 Преобразование электрических схем, определение
результирующих сопротивлений и токов к.
з.
Сопротивления элементов схемы,
приведенные к базисным величинам, наносят на схему замещения. Для этого каждый
элемент в схеме замещения обозначают дробью: в числителе ставят порядковый
номер элемента, а в знаменателе - значение относительного индуктивного сопротивления.
Далее необходимо определить результирующее сопротивление путем преобразования
схемы.
Возможны следующие
преобразования схемы.
Сложение сопротивлений,
соединенных последовательно и параллельно, производится по выражениям
, (25)
. (26)
Соединение звездой с
относительными сопротивлениями лучей , , в соответствии с рисунком 30, может быть заменено эквивалентным
треугольником в соответствии с выражениями
(27)
(28)
(29)
Рисунок. 30 - Схема
преобразования треугольника в звезду
и обратное преобразование
При преобразовании
треугольника относительных сопротивлений в эквивалентную звезду пользуются
формулами
(29)
(30)
(31)
Рисунок 31- Преобразование
схемы путем совмещения точек
одинакового потенциала
Значительное упрощение схем
достигается совмещением точек одинакового потенциала. Если принять э. д. с.
источников питания одинаковыми, то в схеме на рисунке 31, а точки m и n
будут равнопотенциальными. При совмещении равнопотенциальных точек
сопротивления одноименных элементов складываются как параллельные, и получается
схема, изображенная на риунке 31, б.
В результате преобразования схема приводится к виду, удобному для
расчетов тока к. з. по индивидуальному изменению в отдельных генераторах (или
лучах) схемы на рисунке 32. Обычно схему сводят к двум-трем лучам, выделяя в
отдельные лучи разнотипные генераторы (например, станции и системы) или
однотипные генераторы с различной удаленностью относительно точки к. з.
(например, генераторы одной станции, подключенные к распределительным
устройствам разных напряжений).
Результирующее
сопротивление каждой схемы определяют по формулам
для
схемы на рисунке 32, а
, (32)
для
схемы на рисунке 32, б
, (33)
для
схемы на рисунке 32, в
.
(34)
Рисунок 32 - Схема для расчета т.к.з. с
учетом индивидуального изменения
Начальный
сверхпереходный ток определяется по формуле
, (35)
где — базисный ток, определяемый при ;
— сверхпереходная э.
д. с. генераторов в о. е; при расчетах можно принять одно усредненное значение
э. д. с. в пределах
(1,1-1,15) [4,9].
Ударный
ток к.з.
, (36)
где - ударный коэффициент;
- постоянная времени
цепи короткого замыкания.
В схеме
с несколькими разнотипными источниками питания методика расчета ударного тока
зависит от положения точки к. з., для которой определяют ударный ток. Можно
выделить три характерных случая, для которых ударный ток определяют следующим
образом:
1. При
удаленном к. з. (в РУ и сети повышенных напряжений станций, в РУ низшего
напряжения, в РУ подстанций, за линейным реактором станции)
, (37)
где — суммарный ток от всех источников питания.
Постоянную
времени находят как
. (38)
Определив
активные и реактивные сопротивления всех элементов схемы, составляют
эквивалентную схему при и находят , затем составляют эквивалентную схему при и находят . Для упрощения можно не рассчитывать величину , а воспользоваться средними значениями и , приведенными в таблице 6 для характерных точек электросетей.
2. При
к.з. вблизи генераторов (на сборных шинах генераторного напряжения или на
выводах генератора блока) выделяют составляющие ударного тока от генераторов
данной станции и других источников системы
. (39)
Определив
отдельно постоянные времени генератора и других источников, (таблица 6),
вычисляют значения ударного тока.
3. При
к.з. вблизи узла двигательной нагрузки (РУ 3 - 6 кВ СН тепловых станций,
РУ 6 - 10 кВ подстанций) ударный ток
, (40)
где - ударные коэффициенты для ветвей двигателей и системы; — сверхпереходный ток
от двигателя.
Таблица 6 – Средние значения и
Место короткого замыкания |
, с |
|
Выводы турбогенераторов (цепь генератора) 2,5 — 12 МВт 30 — 100 МВт 150—500 МВт Выводы явнополюсных
генераторов и двигателей с демпферными обмотками (цепь машины). Секции
собственных нужд за трансформатором 40 MBА и ниже (3 и 6 кВ). Шины станции 6 — 10 кВ
с генераторами 30 — 60 МВт. Шины повышенного напряжения станций с трансформаторами 32 МВА
и выше. Шины повышенного напряжения станций с
трансформаторами 100 МВА и выше. За
линейным реактором генераторного напряжения. Сборные шины низшего напряжения понижающих
подстанций с трансформаторами 100 МВА и выше. То же с трансформаторами 25 МВА и
выше. То же с
трансформаторами 20 МВА и ниже. |
0,04
- 0,17 0,21-
0,54 0,3
- 0,55 0,05 -
0,45 0,045 -
0,07 0,185 0,115 0,14 0,125 0,095 0,065 0,045
и ниже |
1,75 - 1.94 1,95 - 1,985 1,96 - 1,985 1,82 - 1,98 1,8 - 1,85 1,95 1,92 1,935 1,93 1,9 1,8 и ниже 1,8 и ниже |
Таблица 7 - Расчет значений
|
при , с |
|||||
|
0,04 |
0,045 |
0,05 |
0,1 |
0,2 |
0,3 |
0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 |
1 0,773 0,636 0,472 0,368 0,286 0,233 0,174 0,135 0,105 |
1 0,8 0,61 0,512 0,411 0,329'
0,264 0,212 0,168 0,135 |
1 0,81 0,67 0,548 0,44 0,368 0,301 0,247 0,202 0,142 |
1 0,9 0,81 0,74 0,67 0,606 0,548 0,496 0,449 0,406 |
1 0.95 0,9 0,86 0,818 0,778 0,74 0,7 0,67 0,637 |
1 0,97 0,94 0,9 0,87 0,85 0,818 0,79 0,77 0,74 |
2.4 Определение токов к. з. с учетом подпитки от двигателей
Большое
влияние на величину тока к. з. оказывают асинхронные и синхронные двигатели,
если они подключены близко к месту к. з. Так, при определении токов к. з. в
сетях с. н. тепловых электростанций или на вторичном напряжении крупных
промышленных подстанций эту подпитку необходимо учитывать [4,9].
Для
проверки аппаратов и проводников по условию к. з. надо знать сверхпереходный
ток двигателя , ударный ток , периодическую и апериодическую составляющие тока в произвольный момент переходного
процесса и в момент отключения
к. з. , т. е. , . Сверхпереходный ток от асинхронных двигателей можно
определить по формуле
(41)
где — среднее значение
относительной э. д. с. двигателя;
— среднее значение
относительного сопротивления .
Сверхпереходное
индуктивное сопротивление для асинхронных двигателей в каталоге обычно не
приводится, поэтому сверхпереходный ток его определяют по кратности пускового
тока
.
(42)
Постоянные
времени затухания периодической и апериодической составляющих тока у двигателя
близки друг к другу, поэтому при определении следует учитывать
затухание обеих составляющих, т. е.
(43)
где .
Средние
значения постоянных времени затухания
периодической и апериодической составляющих тока и для разных
серий двигателей и приближенные значения ударных коэффициентов даны в [6].
Для
определения тока к. з. от группы двигателей (например, в сети с.н.) заменяют эту группу некоторым эквивалентным
двигателем. В таблице 8 приведены параметры эквивалентного двигателя с. н.
блоков 100—300 МВт.
Таблица 8 - Характеристика
группы двигателей с. н.
блока, МВт |
|
, с |
, с |
|
|
|
100 |
5,7 |
0,08 |
0,04 |
1,65 |
0,29 |
0,08 |
150 |
— |
0,08 |
0,03 |
1,59 |
0,29 |
0,04 |
200 |
5,8 |
0,09 |
0,035 |
1,65 |
0,33 |
0,06 |
330 |
5,5 |
0,05 |
— |
— |
0,14 |
— |
По
данным таблицы ток от двигателей определяют так
, (44)
где — сумма номинальных токов двигателей с. н. секции
. (45)
Токи к
моменту отключения выключателя при с:
периодическая составляющая , (46)
апериодическая составляющая . (47)
2.5 Определение токов к. з. для
выбора выключателей
Для
выбора выключателей необходимо иметь следующие расчетные токи к. з.: , , и периодический и
апериодический отключаемые токи к моменту размыкания дугогасительных
контактов выключателя .
Время определяется как
где с -
минимальное время действия р. з.;
- собственное
время отключения выключателя.
В
зависимости от быстродействия выключателя время можно принимать
следующим образом: при полном времени отключения выключателя 0,16 с и
выше равно 0,08 с; при
0,10 с -0,06 с; при 0,06 с - 0,04 с; при времени отключения
0,04 с равно 0,02 с.
Определение
для любого момента
времени рассмотрено в [4,9]. Необходимо только, как и при определении ударного
тока, различать три характерных случая к. з. При удаленном к. з. периодический
ток принимают незатухающим и равным суммарному сверхпереходному току в месте к.
з. . Апериодический ток к моменту отключения
. (48)
Определение
постоянных времени рассматривалось при вычислении ударного тока к. з.
Для
вычисления можно
пользоваться таблицей 7.
При к.
з. вблизи синхронной машины к моменту ток от
генератора заметно затухает; от системы можно принимать ток незатухающим
(49)
где — суммарный периодический ток генераторов, определяемый по
кривым;
— ток системы.
Апериодический ток также равен сумме
. (50)
При
к.з. вблизи узла нагрузки
с мощными двигателями
(51)
где — периодический
незатухающий ток от системы;
— периодический ток в
момент отключения к. з. от двигателей определение которого рассматривается в [4,9].
Апериодический
ток
. (52)
В виду
того, что в некоторых случаях токи несимметричных к. з. могут быть больше токов
трехфазного к.з., ПУЭ [1] рекомендуют в качестве расчетного вида к.з.
принимать:
а) для
определения динамической устойчивости аппаратов и жестких шин с относящимися к
ним поддерживающими и опорными конструкциями - трехфазное к. з.;
б) для
определения термической устойчивости аппаратов и проводников -трехфазное к.з;
в)
для выбора отключающей и включающей
способности аппаратов - по большей из величин, получаемых для случаев
трехфазного и однофазного к.з. на землю
(в сетях с большими токами замыкания на земле).
Соотношения
между сверхпереходными токами двух- и трехфазных к.з. можно определить согласно
[4, 7]. Следует отметить, что в настоящее время для расчетов токов короткого
замыкания широко применяется ЭВМ.
2.6 Выбор
аппаратов и токоведущих частей электроустановок
2.6.1 Общие
положения
Электрические
аппараты распределительных устройств должны надежно работать как в нормальном
режиме, так и при возможных отклонениях от него. При проектировании
электрических установок все аппараты и токоведущие части выбираются по условиям
работы в нормальном режиме и проверяются на термическую и динамическую
устойчивость при коротких замыканиях.
По
условию длительного нагрева аппараты и проводники должны удовлетворять
форсированному режиму, который возникает:
а) для
цепей параллельных линий при отключении одной из них;
б) для
цепей трансформаторов при перегрузке;
в) для
кабелей при использовании перегрузочной способности;
г) для
генераторов при работе с номинальной мощностью при снижении напряжения на 5% от
номинального
. . (53)
Электродинамическая
устойчивость характеризуется
максимальным допустимым током аппарата
, который должен быть равен или больше расчетного ударного
тока трехфазного к.з. .
Проверка
аппаратов и токоведущих частей на термическую устойчивость сводится к
определению наибольшей температуры нагрева их токами к.з., для чего необходимо
знать длительность к.з.- или расчетное время
действия тока к. з. В эту величину входят время действия релейной защиты , которая должна дать импульс выключателю на отключение к.з.,
и полное время отключения этого выключателя .
. (54)
Значения
приведены в
технических характеристиках выключателей [5,6, 8].
Для
проверки на термическую устойчивость нужно определить величину Вк
теплового импульса к. з., характеризующего количество тепла, выделяющего в
аппарате и проводнике за время
, (55)
где — мгновенное значение
тока к. з. в момент ;
- тепловой
импульс периодического тока;
- тепловой импульс апериодического тока.
Методика
определения теплового импульса изложена в [4,5, 7], где полный тепловой
импульс тока к.з. определяется из выражения
. (56)
Выбор и
проверка отдельных видов аппаратов и проводников имеют некоторую специфику и
особенности, что отражено в таблице 8 [4].
Таблица 8 – Условия выбора и проверки электрических аппаратов
и проводников
Электрический аппарат или проводник |
Условия выбора и проверки |
Выключатель |
Для установки, у которойдопускается выполнение условия: .Далее проверяется |
Разъединитель |
|
Продолжение таблицы 8
Электрический аппарат или проводник |
Условия выбора и проверки |
Отделитель |
|
Короткозамыкатель |
|
Предохранитель |
Соответствие времятоковой характеристики предохранителя расчетным
условиям защищаемой цепи |
Выключатель нагрузки |
В отдельных случаях (соотношение указывается
изготовителем в эксплуатационных документах). Соответствие времятоковой
характеристики предохранителя расчетным условиям защищаемой цепи (при установке
выключателя нагрузки последовательно с предохранителем). |
Продолжение таблицы 8
Электрический аппарат или проводник |
Условия выбора и проверки |
|
Разрядник |
|
|
Трансформатор тока |
|
|
Трансформатор напряжения |
|
|
Опорный изолятор |
|
|
Проходной изолятор |
|
|
Реактор |
(определяется по
условиям необходимого ограничения токов КЗ и предельно допустимой потере напряжения
в реакторе в нормальном режиме работы) |
|
Продолжение таблицы 8
Электрический аппарат или проводник |
Условия выбора и проверки |
Автоматический выключатель |
|
Контактор |
|
Магнитный пускатель |
|
Рубильник |
(в случае, если
рубильник имеет дугогасительные камеры или разрывные контакты) |
Шина, провод неизолированный |
(за исключением
сборных шин электроустановок напряжением до 1 кВ при , сетей временных сооружений и ответвлений к электроприемникам
напряжением до 1 кВ, резисторам, реакторам и т.п.). Сечение проводников
воздушных линий 330-1150 кВ выбирается по экономическим интервалам. |
Окончание таблицы 8
Электрический аппарат или проводник |
Условия выбора и проверки |
Кабель, провод изолированный |
|
Закрытый шинный токопровод |
|
Шина, провод неизолированный |
|
Примечания
1 В правых частях неравенств величины
должны быть представлены расчетными значениями, т.е.
наибольшими в условиях установки или цепи. В тексте величина обозначена как .
2 В таблице приняты следующие
обозначения: – действующее значение периодической составляющей ожидаемого
тока КЗ в начальный момент; – то же в момент начала расхождения дугогасительных контактов
аппарата; – рабочий ток цепи в
момент начала расхождения дугогасительных контактов аппарата; –
импульсное пробивное напряжение разрядника; – наибольшее остающееся напряжение на разряднике при
прохождении через него тока; – допустимое расчетное
напряжение на изоляции элементов электроустановки, защищаемых данным
разрядником; – предельно допустимое значение сопровождающего тока, который
разрядник может оборвать; и - соответственно допустимая и расчетная
мощности электродвигателей, подключаемых к сети данным электрическим аппаратом;
–
время использования наибольшей нагрузки; – ток перегрузки; –
кратность тока термической стойкости; –
кратность тока динамической стойкости.
2.6.2 Выбор выключателей
Выключатели
выбирают по номинальному напряжению , длительному номинальному току , отключающей способности, проверяют на термическую и
динамическую устойчивость. Для выключателей должны быть также гарантированы
параметры восстанавливающегося напряжения при номинальном токе отключения
(нормированная кривая восстанавливающегося напряжения, скорость
восстанавливающегося напряжения , коэффициент превышения амплитуды ). Проверка на скорость восстанавливающегося напряжения
выполняется заводом-изготовителем и в проектной практике не производится.
Проверка
на электродинамическую устойчивость производится путем определения и и сравнением этих
значений с величиной сквозного симметричного тока и предельного ассиметричного тока, равного по условию
; . (57)
Условия
проверки на термическую устойчивость
, , (58)
где — номинальный ток
термической устойчивости, который аппарат может выдержать без повреждений в
течение номинального времени термической устойчивости .
По
ГОСТу 687—70 ; с — для
выключателей напряжением до 35 кВ и для выключателей напряжением 110 кВ
и выше с.
Кроме того, выключатели проверяются по
отключающей способности, которую характеризует: номинальный симметричный ток
отключения (дается в каталогах)
и номинальное относительное содержание апериодической составляющей (определяется по
кривой по рисунку 36 для
времени от возникновения к.
з. до начала размыкания контактов).
Рисунок 36 - Зависимость номинального
относительного содержания апериодической составляющей тока к. з. от расчета
времени отключения
Для
проверки на отключающую способность необходимо знать , из расчетов
токов к. з.
Выбор
выключателей следует проводить в табличной форме путем сравнения каталожных
и расчетных данных.
2.6.3 Выбор разъединителей
Разъединители
выбираются по длительному номинальному току и номинальному напряжению и
проверяются на термическую и динамическую устойчивость по условиям, приведенным
в таблице 8, путем сравнения каталожных и расчетных данных Расчетные величины
для разъединителей те же, что и для выключателей.
2.6.4 Выбор реакторов
Реакторы
выбираются по номинальному току, напряжению и индуктивному сопротивлению. На
термическую устойчивость проверяют все реакторы; на электродинамическую - с реактивностью до 3% включительно.
В
схемах электроустановок находят применение линейные и секционные реакторы. Тип
линейного реактора выбирают по каталогу
по величине и . Индуктивное сопротивление определяют по условиям ограничения
токов к. з. в распределительной сети до необходимых пределов. Обычно задают тип
выключателя на отходящих линиях (например, ВМГ-10 с кА) и
определяют эквивалентное сопротивление всей схемы по отношению к точке к. з. за
реактором согласно рисунку 37
, (59)
где — результирующее сопротивление короткозамкнутой цепи до
места
присоединения реакторов (известно из расчета токов к. з. для точки К1);
— индуктивное
сопротивление реактора, приведенное к базис
ным условиям.
Отсюда
и сопротивление реактора
, (60)
. (61)
Выбирают
реактор с ближайшим большим стандартным значением -, рассчитывают действительный ток к. з. за реактором и
проверяют реактор на термическую и динамическую устойчивость. Периодическую
слагающую тока к. з. за реактором считают неизменной во времени.
Сопротивление
линейных реакторов обычно принимают 3-5%, так как в нормальном режиме в
реакторе имеют место потери напряжения
. (62)
Рисунок 37 - Расчетная схема для
определения сопротивления реактора
По
условиям регулирования напряжения .
Линейные
реакторы поддерживают остаточное напряжение на шинах установки при к. з. за
реактором
. (63)
По
условию обеспечения самозапуска двигателей .
При
большом числе отходящих линий применяют групповые реакторы, что уменьшает число
реакторов и удешевляет РУ.
Можно
устанавливать сдвоенные реакторы. К среднему выводу сдвоенного реактора
подключают источник питания, к крайним — потребительские линии. При к. з. на
линии сдвоенный реактор работает в одноцепном режиме, и выбор индуктивного
сопротивления ветви выполняют аналогично приведенному выше. В рабочем режиме потеря
напряжения в сдвоенном реакторе
, (64)
где — коэффициент
связи; обычно .
Можно
принять большее сопротивление сдвоенного реактора, а потеря напряжения при этом
будет в допустимых пределах. Индуктивное сопротивление секционного реактора
принимают .
2.6.5 Выбор
кабелей
Силовые
кабели выбираются по условиям нормального режима и проверяются на термическую устойчивость
при к.з.
Из
условия нормального режима кабель выбирают по номинальному напряжению, по
экономической плотности тока и нагреву длительным током в случае рабочего
форсированного режима.
Зная
ток рабочего форсированного режима по таблицам длительно
допустимых токов для стандартных сечений определяется сечение трехжильного
кабеля. Таблицы составлены для одиночных кабелей, проложенных в земле при
температуре почвы 15°С или в воздухе при температуре 25°С. При условиях,
отличных от указанных, необходимо вводить поправочные коэффициенты на
температуру воздуха и почвы и на
количество кабелей в траншее . Величина длительно допустимого тока
. (65)
Условие
выбора
(66)
Выбор
сечения кабелей по экономической плотности тока производится по формуле
, (67)
где - экономическая
плотность тока, А/мм2, значения которой приведены в таблице 9.
Таблица 9 - Экономические плотности тока
Экономическая плотность тока , А1ммг |
Продолжительность использования наибольшей нагрузки , ч/год |
|||
|
до 3000 |
3000-5000 |
5000 |
|
Кабели с
бумажной изоляцией: жилы медные жилы алюминиевые Голые провода и шины: медные алюминиевые |
3,0 1,6(1,8) 2,5 1,3(1,5) |
2,5 1,4(1,6) 2,1 1,1(1,4) |
2,0 1,2(1,5) 1.8 1,0(1,3) |
|
В
учебном проектировании при выборе кабелей к потребителям на генераторном напряжении
можно принимать в
пределах 3000 -5000 ч. Для кабельной связи генераторов и трансформаторов
>5000 ч.
Экономическая
плотность тока зависит от района расположения установки. В таблице 9 без скобок
даны значения для Европейской части СНГ, Закавказья и Дальнего Востока, в
скобках - для Центральной Сибири, Казахстана
и Средней Азии.
Минимальное
сечение кабеля по условиям термической устойчивости
,
(68)
где — величина,
характеризующая тепловое состояние проводника в нормальном режиме при
температуре ;
— величина,
характеризующая допустимое тепловое состояние проводников в конце к. з. при
температуре .
Зависимости
для
проводников из различных материалов приведены на рисунке38. Зная температуру в
доаварийном режиме , определяют ; значение определяют также по
этим кривым по значению ( -200°С для кабелей с алюминиевыми жилами с
бумажно-пропитанной изоляцией до 10 кВ).
Если
сечение, выбранное по нормальному режиму, больше , кабель
термически устойчив.
а — кривые для определения температур; 6 — пример пользования кривыми.
Рисунок 38- Определение температуры
нагрева токоведущих частей при коротких замыканиях
2.6.6. Выбор шин и изоляторов
Шины
выбираются по условиям нормального режима и проверяются на термическую и
электродинамическую устойчивость току к. з.
В
закрытых распределительных устройствах до 20 кВ включительно сборные
шины выполняются из алюминиевых полос прямоугольного сечения. Стальные шины
применяют в электроустановках малой мощности при токах нагрузки не свыше
300—400 А. Прямоугольные проводники более экономичны, чем круглые. При
равной площади у прямоугольных шин боковая поверхность охлаждения больше, чем у
круглых.
В
установках напряжением 35 кВ и выше для снижения потерь на корону
применяют провода только круглого сечения.
Различные
способы установки шин прямоугольного сечения показаны на рисунке 39. Условия
охлаждения шин, установленных на ребре, лучше, чем у расположенных плашмя.
Шины, обращенные к соседним своей узкой стороной (ребром) обладают большей
механической устойчивостью.
Наибольшие
размеры однополосных шин 120х10 мм2 с А для алюминиевых шин. При больших токах применяют
многополосные шины-пакеты из двух или трех полос
на фазу. При использовании многополосных шин в установках переменного тока
вследствие эффекта близости ток по сечению шин распределяется неравномерно.
Так, в трехполосном пакете в крайних полосах протекает по 40%, а в средней - только
20% полного тока фазы.
При
рабочих токах, превышающих допустимые для двухполосных шин, наиболее целесообразно
применять шины корытного профиля - пакет из двух швеллеров на фазу, который
приближается по форме к полному квадрату в соответствии с рисунком 40.
Шины
распределительных устройств стандартизированы. Данные длительно допустимых
токов шин стандартного
сечения приводятся в справочниках и
каталогах. При составлении таблиц
принята допустимая температура нагрева 70°С при температуре окружающего воздуха
+25°С. Для шин прямоугольного
сечения, расположенных плашмя, величина
длительно допустимого тока снижается по сравнению с табличным значением: на 5%
для шин шириной до 60 мм, на 8% для шин шириной более 60 мм.
Условие выбора шин по рабочему
режиму
.
Рисунок 39-Различные способы расположения однополосных шин
Рисунок 40 - Различные способы расположения пакетов шин
Для
сборных шин станций и подстанций - максимально возможный ток при наиболее неблагоприятных
эксплуатационных режимах.
Экономическое
сечение шин: . Значения приведены в таблице 9.
Сборные
шины РУ всех напряжений по экономической плотности тока не выбирают.
Проверка
шин на термическую устойчивость производится также, как и для кабелей, т. е.
определяется наименьшее термически устойчивое сечение
, (69)
где определяется по
кривым рисунка 38 при ° для алюминиевых шин и при ° для шин медных; величина определяется при °С.
Если
нагрузка шины значительно меньше допустимой по условиям нагрева, т. е. , то ошиновка будет нагреваться в нормальном режиме до
температуры, меньшей 70°С
, (70)
где — температура
окружающей среды (25°).
Проверка
шин и проводников на электродинамическую устойчивость сводится к определению
электродинамических усилий и механическому расчету конструкции токопровода.
При
механическом расчете шина каждой фазы рассматривается как многопролетная балка
под действием равномерно распределенной нагрузки, свободно лежащая на опорах.
В этом
случае изгибающий момент такой нагрузки
, (71)
где — расстояние между
изоляторами вдоль шины, м;
— сила,
приходящаяся на единицу длины шины, Н1м.
Усилие,
приходящееся на единицу длины средней фазы при трехфазном коротком замыкании
, Н/м, (72)
где —
расстояние между осями смежных фаз, м;
- ударный ток к.з., A.
Напряжение,
возникающее в шине под действием изгибающего момента, необходимо сопоставить с
допустимыми значениями
, (73)
где — момент
сопротивления шины, м3.
Значения
для различных
материалов (в МПа): медь МТ — 140;
алюминий AT-70;
сталь - 160.
Момент
сопротивления зависит от формы шин, их размеров и взаимного расположения. Для шин
прямоугольного сечения, когда изгибающие усилия действуют на ребро полосы в соответствии с рисунком 39, а, в
, (74)
а когда
на широкую сторону, то
. (75)
Для
круглых трубчатых сечений
. (76)
Помимо
учета момента сопротивления , соблюдение основного расчетного условия
(77)
достигается надлежащим выбором расстояния между шинами и пролетом
между опорными изоляторами .
Расстояние
между фазами в свету по условиям электрической прочности воздуха в РУ в установках напряжением 6,
10, 20 кВ должно быть не менее 100, 130, 200 мм соответственно.
Из
конструктивных соображений мм.
Пролет
между опорными изоляторами практически выбирают в диапазоне 1,5÷2 м, равным
или кратным шагу ячейки РУ.
От
величины пролета зависит также
механическая прочность опорных шинных изоляторов; поэтому выбор изоляторов
ведется параллельно с выбором шин. Величина нагрузки, приходящаяся на опорный
изолятор от междуфазного
усилия
(78)
не должна превышать допустимой
для данного типа
.
(79)
Опорные
изоляторы для внутренней установки делятся на группы по механической прочности,
приведенные в таблице 10. При расчетах допустимая нагрузка на опорные изоляторы
принимается 0,6 от разрушающей (0,6 ).
В
многополосных шинах, когда в пакет входят две или три полосы, возникают электродинамические
усилия между фазами и между полосами внутри пакета. В двухполосном пакете
полное напряжение в материале шины складывается из напряжения от взаимодействия полос в пакете и фаз
. (80)
Таблица 10 - Допустимые
нагрузки на изоляторы
Тип изолятора |
на изгиб, Н |
ОФ – 6 -375, ОФ – 10 - 375, ОФ – 20 - 375, ОФ – 35 - 375 ОФ – 6 - 750, ОФ – 10 - 750, ОФ – 20 - 750, ОФ – 35 - 750 ОФ – 10 - 1250 ОФ – 10 - 2000, ОФ - 20-2000 ОФ – 20 - 3000 |
3750 7500 12500 20000 30000 |
Напряжение
определяется в этом
случае так же, как и для однополосных шин. Усилия внутри пакета определяются
иначе.
В
двухполосном пакете шины удалены друг от друга на расстояние, равное толщине
шины , и так как в каждой из полос протекает половина тока
фазы, то при к. з. возникают большие силы притяжения. Для придания пакету жесткости
и предупреждения схлестывания между полосами через 30—50 см закладывают
прокладки из материала шины, называемые сухарями.
Рисунок 41 - Двухполосный пакет с
прокладками
Момент
сопротивления такого пакета
относительно оси х—х
;
(81)
относительно
оси у—у
. (82)
Эти
моменты сопротивления используем для определения . Для определения рассчитывают
силу взаимодействия полос в пакете
, Н1м , (83)
где - коэффициент формы,
учитывающий влияние поперечных размеров проводника; определяется по кривым [7,10]
в зависимости от (а-в/h+в).
При
определении напряжений от взаимодействия полос в пакете шина рассматривается
как балка с защемленными концами и равномерно распределенной нагрузкой.
Максимальный
изгибающий момент от действия силы определяется по
формуле
, Н/м, (84)
где - расстояние (пролет)
между осями сухарей, м.
Усилие при любом
расположении двухполосного пакета
действует на широкую сторону полосы, и момент сопротивления полосы будет
(85)
,МПа. (86)
Уравнение
для изгибающего момента можно решить относительно и определить
максимальный допустимый пролет между сухарями, подставив в формулу
, (87)
, м. (88)
Окончательно
величину принимают из
конструктивных соображений ( должно быть кратно ).
Механический
расчет пакета, состоящего из шин корытного профиля, проводится тем же путем,
что и обычного двухполосного пакета.
Момент
сопротивления пакета относительно оси х—
- х
; (89)
относительно
оси у—у
. (90)
Значения
этих моментов сопротивления приводятся в справочниках.
2.6.7 Комплектные экранированные токопроводы для
мощных
турбогенераторов
Для
соединения выводов мощных турбогенераторов с повышающими силовыми
трансформаторами в настоящее время применяются комплектные экранированные токопроводы
(КЭТ), каждая фаза которых заключена в защитный металлический (алюминиевый)
кожух.
Согласно
нормам [2], применение экранированных токопроводов обязательно для всех
турбогенераторов 160 МВт и выше.
Рекомендуется
применение КЭТ и для турбогенераторов 60 и 100 МВт в пределах машинного
зала и на открытой части в тех случаях, если повышающий трансформатор удален от
машинного зала не более 15 м.
При
больших расстояниях рекомендуется применять на открытой части гибкие связи, а в
пределах машзала - комплектные экранированные токопроводы.
Токопроводы
выбираются по номинальным параметрам генератора, электродинамическая
устойчивость закрытых токопроводов характеризуется максимальным током электродинамической
устойчивости , который должен быть больше расчетного ударного тока к. з.
Шины РУ
напряжением 35 кВ и выше, выполняемые в виде многопроволочных гибких
сталеалюминиевых проводов, выбираются по допустимой токовой нагрузке по нагреву
[10], проверяются на термическую устойчивость и на коронирование.
Согласно
ПУЭ гибкие шины РУ следует проверять на исключение возможности схлестывания или
опасного сближения в результате динамического действия токов к. з. В курсовом и
дипломном проектировании эта проверка не производится.
2.6.8. Выбор
измерительных трансформаторов тока и напряжения
Для
питания измерительных приборов во всех цепях устанавливаются трансформаторы
тока (ТТ). Целесообразно использовать ТТ с несколькими сердечниками: один или несколько
сердечников соответствующего класса точности используются для питания измерительных
приборов, другие—для релейных защит. В зависимости от требований релейной
защиты и измерительной системы трансформаторы тока устанавливаются в двух или
трех фазах.
Измерительные
трансформаторы напряжения (ТН) устанавливаются на сборных шинах. От них
питаются катушки напряжения измерительных приборов, приборы синхронизации,
контроля изоляции, устройства релейной защиты. Трансформаторы напряжения устанавливаются
также в цепях генераторов.Примерное размещение измерительных приборов и
измерительных трансформаторов на тепловой электростанции со сборными шинами
генераторного напряжения, а также в цепи блоков генератор - трансформатор показано
в [7].
В
проекте выбираются измерительные трансформаторы тока и напряжения в цепи одного
- двух присоединений, например, генератора, трансформатора с. н. или отходящей
кабельной линии к потребителям. Для этого определяется объем приборов в цепи данного
присоединения в соответствии с правилами [1] в зависимости от мощности
основного оборудования, составляется схема включения приборов, определяется их
тип, а затем и мощность, потребляемая обмотками последовательных и параллельных
цепей по справочным данным. В цепях генераторов, например, устанавливаются амперметры
в трех фазах, вольтметр, частотомер, указывающие и регистрирующие ваттметры и
вольтамперметры реактивные, счетчики активной и реактивной энергии. В
генераторной цепи на выводах генераторов устанавливаются обычно два
трансформатора тока, каждый с двумя сердечниками, один — для релейной защиты,
другой (в классе точности 0,5) — для подключения измерительных приборов и
компаундирования.
В цепи
генератора устанавливаются несколько трансформаторов напряжения: группа из трех
однофазных трансформаторов, соединенных по схеме треугольник - звезда, для питания
электромагнитного корректора регулятора возбуждения; трехфазный пятистержневой;
два однофазных, соединенных по схеме открытого треугольника, для питания измерительных
приборов, контроля изоляции, синхронизации и релейной защиты.
Наличие
двух групп трансформаторов напряжения для измерения вызвано тем, что трехфазный
пятистержневой трансформатор имеет значительную погрешность и не рекомендуется
для присоединения счетчиков. Для этой цели устанавливаются два однофазных
трансформатора напряжения.
Трансформаторы
тока для питания измерительных приборов выбираются по номинальному первичному и
вторичному токам, по классу точности, проверяют на термическую и динамическую
устойчивость.
Класс
точности ТТ согласно [1] выбирают в соответствии с назначением ТТ; для
присоединения счетчиков - 0,5, для прочих щитовых приборов - 1. Работа ТТ
обеспечивается в заданном классе точности, если его номинальная нагрузка больше или
равна расчетной .
Расчетная
нагрузка
, (91)
где — сумма сопротивлений
последовательно включенных обмоток приборов;
—
сопротивление соединительных проводов.
Для
подсчета рекомендуется
следующая табличная форма записи
(таблица 11).
Зная и , определяют допустимое сопротивление соединительных проводов
и их минимальное сечение
, (92)
где — расчетная длина
соединительных проводов, зависящая от длины трассы провода и схемы соединения
ТТ.
Таблица 11 - Подсчет нагрузки трансформатора тока
Наименование прибора |
Тип |
Нагрузка трансформатора тока,
ВА |
||
фаза А |
фаза В |
фаза
С |
||
Амперметр |
Э—378 |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
Счетчик активной энергии |
И—670И |
2,5 |
|
2,5 |
Итого |
|
|
|
|
При
соединении ТТ в полную звезду , где — расстояние от ТТ до
места установки приборов. При соединении ТТ в неполную звезду , a при
включении ТТ в одну фазу .
Для
подсчета рекомендуется
форма записи, аналогичная таблице11 Расчетная мощность с учетом коэффициентов
мощности приборов определяется по формуле
. (93)
За принимают мощность
всех трех фаз: для ТН, соединенных по схеме звезды, и удвоенную мощность однофазного
ТН по схеме открытого треугольника.
3 Технико-экономические расчеты при
проектировании электрических станций
3.1 Общие
положения
Целью
технико-экономических расчетов является определение сравнительной экономической
эффективности разрабатываемых проектных вариантов схемы и ее отдельных элементов.
Наиболее
экономичный вариант электроустановки требует
наименьшего значения расчетных затрат
(94)
где i=l, 2, 3
номера вариантов;
- полные
расчетные затраты, у.е./год;
-
капиталовложения в электроустановку, руб. (при учебном проектировании
допускается учитывать только капиталовложения в различающиеся по вариантам
элементы электроустановки);
- нормативный
коэффициент эффективности (1/год); для расчетов в электроэнергетике =0,12;
- годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы),
у.е./год
, (95)
где — амортизационные
отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт), у.е./год.
,
(96)
- норма амортизационных отчислений (%), принимается согласно[ 8];
—
издержки на обслуживание электроустановки (текущий ремонт и зарплата персонала),
у.е./год.
Издержки
на обслуживание электроустановки зависят от типа электроустановки, вида
топлива, технических параметров основного оборудования и т. п. и, как правило,
не поддаются единому нормированию. Издержки на обслуживание линий электропередач и подстанций могут
быть оценены ориентировочно. Имея в виду, что издержки обслуживания обычно
составляют незначительную часть полных издержек производства и мало отличаются
друг от друга в различных вариантах электроустановки, ими при оценке экономической эффективности
вариантов можно пренебречь.
Издержки,
вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке за год (у.е./год),
определяются по выражению
. (97)
Здесь - средняя
себестоимость электроэнергии в энергосистеме коп/кВт·ч, зависящая
от времени использования максимальной нагрузки и географического
месторасположения электроустановки. В расчетах можно принять при ч: для
Европейской части СНГ = 0,8 коп/кВт·ч,
для Азиатской части СНГ = 0,6 коп/кВт-ч; — годовые потери
электроэнергии в электроустановке, кВт-ч.
При
известных графиках нагрузки , элементов
электроустановки, сети (трансформаторы, реакторы, линии) годовые потери
электроэнергии рекомендуется подсчитывать непосредственно по графикам, суммируя
потери по отдельным ступеням графиков
, (98)
где -
потери активной мощности в элементе электроустановки при прохождении тока , кВт;
- потери
в проводниках, кВт;
-
потери в стали, кВт;
- продолжительность
рассматриваемой ступени графика, ч;
= 1,2...;
т - номер ступени графика.
В тех
случаях, когда графики нагрузки элементов электроустановки отсутствуют, известна
только максимальная нагрузка , продолжительность ее использования и число постоянно
включенных в течение года элементов электроустановки, потери электроэнергии
могут быть подсчитаны по выражениям:
для
линий и реакторов
, (99)
для трансформаторов