Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение

Саратовской области

«Балаковский политехнический техникум»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

для студентов специальности 13.02.03 «Электрические станции,

сети и системы»

2016 г.

Утверждено ПЦК Утверждено

Электрических дисциплин Директор ГАПОУ СО «БПТ»

Председатель _____________Никулина Э.А.

______________ Эсаева С.А.

«___» ___________________ г. «___» ___________________

Автор: Шефер Е.Ю. – преподаватель спецдисциплин

ВВЕДЕНИЕ

Предлагаемое учебное пособие по курсовому проектированию предназначено для

студентов

специальности

13.02.03

«Электрические

станции,

сети

и

системы».

В

пособии рассмотрены вопросы проектирования электроооборудования электрической

части

электростанции,

расчетов

токов

короткого

замыкания,

выбор

основного

электрооборудования.

Пособие содержит некоторые справочные данные, необходимые для расчетов.

Курсовой

проект

по

МДК

01.01

«Техническая

эксплуатация

электрооборудования

электрических станций, сетей и систем» состоит из двух частей:

1) расчетно-пояснительная записка;

2) графический материал.

Объем расчетно-пояснительной записки курсового проекта составляет 30–40 страниц.

В курсовом проекте могут быть рассмотрены следующие вопросы:

1.

Выбор основного электрооборудования.

2.

Расчет трехфазного короткого замыкания.

3.

Выбор коммутационных аппаратов.

4.

Описание распределительного устройства.

5.

Технико-экономическое обоснование.

Количество и содержание графического материала курсового проекта определяется

руководителем проекта и составляет 2 листа.

Содержание

1Введение…………………………………………………………………………………..3

2 Характеристика технологического процесса………………………………………......3

3 Выбор основного оборудования………………………………………………………..4

3.1 Выбор генератора…………………………………………………………...................4

3.2 Выбор и обоснования двух вариантов схем проектируемой

электростанции……………………………………………………………………………..5

3.3 Выбор силовых трансформаторов…………………………………………………….7

3.3.1 Выбор блочных трансформаторов………………………………………………….7

3.3.2 Выбор автотрансформаторов связи………………………………………………...8

3.3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд…………………………..................10

3.3.4 Выбор резервных трансформаторов…………………………………....................10

4 Выбор главных схем и схем собственных нужд………………………………………11

5 Технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем

проектируемой электростанции…………………………………………………….........14

5.1 Расчет технико-экономического обоснования проекта производим для первого

варианта схемы……………………………………………………………………………14

5.2 Расчет технико-экономического обоснования проекта для второго варианта

схемы………………………………………………………………………………………14

6 Расчет токов короткого замыкания………………………………………...................17

7 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных

цепей…………………………………… …………………………………………………20

7.1 Выбор токопровода в цепи линии ………………………………………………….20

7.2 Выбор выключателей и разъединителей ………………………………...............22

7.3 Выбор измерительных трансформаторов тока……………………………………..25

7.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения……………………………27

7.5 Выбор ограничителей перенапряжения…………………………………………….32

7.6 Выбор высокочастотных заградителей……………………………………………..32

7.7 Выбор конденсаторов связи………………………………………………………….32

8 Описание конструкции распределительного

устройства………………................................................................................................33

Приложение А- Расчет чистого дисконтированного дохода варианта основного

оборудования проектируемой электростанции…………………………………………

Литература………………………………………………………………………………42

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ РАЗДЕЛОВ

КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Выполнение пояснительной записки.

Пояснительная записка должна в краткой и четкой форме раскрывать замысел

дипломного проекта, содержать методы исследования и расчета, а также сами

расчеты, технико-экономическое сравнение и обоснованные выводы. Текст должен

дополняться иллюстрациями (диаграммами, рисунками, схемами и т. п).

Введение

Во

введении

необходимо

отразить

оценку

современного

состояния

электроэнергетики, обосновать актуальность разрабатываемой темы проекта и

дать краткую характеристику проектируемого объекта.

Раздел «Введение» в пояснительной записке не нумеруется. Остальные разделы

и подразделы внутри разделов должны нумероваться арабскими цифрами. Номер

подраздела

состоит

из

номера

раздела

и

порядкового

номера

подраздела,

разделенных точкой.

Примечание: введение должно быть не более 2 страниц.

Характеристика технологического процесса

В данном разделе необходимо дать характеристику технологического процесса

выработки электроэнергии. По возможности привести примеры принципиальных

технологических схем, с указанием основного оборудования.

Примечание: введение должно быть не более 2 страниц.

Выбор основного оборудования

Выбор генератора

Генераторы выбираем по заданной в задании мощности, номинальные данные

заносятся в таблицу 2.1 [Б.Н.Неклепаев, таблица 2.1-2.2, стр.76-103]

Таблица 2.1 – Технические данные гидрогенератора

Тип

генератора

Частота

вращен

ия

Номинальные значения

Сверхп

ерех.

сопрот.

Систе

ма

возбу

жд.

Охлажд.обм.

Sном.

МВА

Ток

стат,

кА

Uстат.

кВ

КПД

%

cosφ

Статор

Ротор

Определяем реактивную мощность генераторов по формуле:

Q

г

= Р

г

· tgφ, (1)

где Рг – активная мощность генератора, МВт.

tg φ

–

тангенс

угла

,

образуемый

от

коэффициента

мощности

.

tg φ

=

√

1

−

cos φ

2

cos φ

,

(2)

Определяем полную мощность генератора по формуле:

S=

√

P

г

2

+

Q

г

2

, (3)

Выбор и обоснования двух вариантов схем, проектируемой электростанции

Структурная

электрическая

схема

зависит

от

состава

оборудования

(числа

генераторов,

трансформаторов),

распределения

генераторов

и

нагрузки

между

распределительными устройствами (РУ) разного напряжения и связи между этими РУ.

На рис. 2.1 показаны структурные схемы ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи

потребителей электроэнергии U =6 — 10 кВ, то необходимо иметь распределительное

устройство

генеративного

напряжения

(ТРУ).

Количество

генераторов,

присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6 —10 кВ. На рис. 2.1,а два генератора

присоединены к ГРУ, а один, как правило, более мощный, — к распределительному

устройству высокого напряжения (РУ ВН). Линии 110—220 кВ, присоединенные к

этому РУ, осуществляют связь с энергосистемой.

Если вблизи ТЭЦ предусматривается сооружение энергоемких производств, то

питание

их

может

осуществляться

по

ВЛ

35—110

кВ.

В

таком

случае

на

ТЭЦ

предусматривается распределительное устройство среднего напряжения (РУ СН) (рис.

2.1,б), Связь

между

РУ

разного

напряжения

осуществляется

с

помощью

трехобмоточных

трансформаторов

или

автотрансформаторов.

При

незначительной

нагрузке (6—10 кВ) целесообразно блочное соединение генераторов с повышающими

трансформаторами без поперечной связи на генераторном напряжении, что уменьшает

ток КЗ и

позволяет

вместо

дорогостоящего

ГРУ

применить

комплектное

РУ

для

присоединения потребителей 6—10 кВ (рис.2.1,в).

Мощные энергоблоки 100—250 МВт присоединяются к РУ ВН без отпайки для

питания потребителей. Современные мощные ТЭЦ обычно имеют блочную схему.

На рис. 2.2 показаны структурные схемы электростанций с преимущественным

распределением электроэнергии на повышенном напряжении (КЭС, ГЭС, АЭС).

Отсутствие потребителей вблизи таких электростанций позволяет отказаться от ГРУ.

Все

генераторы

соединяются

в

блоки

с

повышающими

трансформаторами.

Параллельная

работа

блоков

осуществляется

на

высоком

напряжении,

где

предусматривается распределительное устройство (рис. 2.2, а).

Связь

между

распределительными

устройствами

разного

напряжения

осуществляется автотрансформатором или трансформатором связи (рис. 2.2,б).

Выбор силовых трансформаторов

При выборе числа и типа трансформаторов стремятся сократить затраты как на

сами

трансформаторы,

так

и

на

сооружение

распределительных

устройств,

уменьшая

его

размеры

и

количество

устанавливаемой

аппаратуры.

Высокая

надежность

трансформаторов

дает

возможность

увеличивать

их

единичную

мощность

и

уменьшать

удельную

стоимость.

Поэтому

для

заданных

условий

выбирают трансформаторы предельной мощности.

Блочные трансформаторы выбираем по мощности генератора

в блоке, с

которым

работает

трансформатор

и

по

напряжению

сборных

шин

и

по

напряжению статора генератора, к которым подключён генератор.

Определим расход электроэнергии на собственные нужды одного генератора по

формуле:

P

c н

=

P

100

∙ P

г

∙ k

с

, (4)

где р%- активная мощность трансформатора собственных нужд в процентах от

полной мощности установки МВт [Б.Н. Неклепаев, табл. 1.17, стр. 20];

Р

г

- активная мощность генератора, МВт;

К

с

- коэффициент спроса, зависящий от типа станции [Б.Н. Неклепаев, табл.

1.17, стр. 20].

Определим расходную реактивную мощность на собственные нужды одного

генератора по формуде:

Q

сн

=

P

сн

∙ tg φ

, (5)

где Рсн – активная мощность трансформатора собственных нужд, МВт;

tg φ

– тангенс угла.

Определим полную мощность собственных нужд по формуле:

S

сн

=

√

P

сн

2

+

Q

сн

2

, (6)

Определим мощность блочного трансформатора по формуле:

S

ном

=

S

г

−

S

сн

, (7)

где

S

г

- полная мощность генератора, МВт;

S

сн

– полная мощность собственных нужд, МВт.

В результате расчетов мы выбираем трансформаторы, для первого варианта

схемы, данные которых представлены в таблице 3.2. Все номинальные значения

выбираем из [Б.Н. Неклепаев, табл. 3.8]

Таблица 3.2 – Технические характеристики трансформаторов

Пози

ция

Тип

трансформа

тора

Мощнос

ть,МВА

Напряжение,

кВ

Потери, кВт

Uk,

%

Цена,

тыс.руб.

ВН

НН

Рх.х.

Рк.з.

Определим мощность укрупненного блока:

S

2 ∙

(¿

¿

г

−

S

сн

)

S

ном

=¿

, (8)

В результате расчетов мы выбираем трансформаторы, для второго варианта

схемы, данные которых представлены в таблице 3.3. Все номинальные значения

выбираем из [Б.Н. Неклепаев, табл. 3.8]

Таблица 3.3 – Технические характеристики трансформаторов

Пози

ция

Тип

трансформа

тора

Мощнос

ть,МВА

Напряжение,

кВ

Потери, кВт

Uk,

%

Цена,

тыс.руб.

ВН

НН

Рх.х.

Рк.з.

Выбор автотрансформаторов связи

Выбор

мощности

трансформатора

связи

между

РУ

производится

по

максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и

среднего напряжения, которые определяются по наиболее тяжёлому режиму.

Расчетная мощность определяется для трех режимов: максимальная, минимальная

нагрузка

СН

и

отключение

энергоблока,

присоединённого

к

шинам

СН

при

максимальной нагрузке потребителей (аварийный режим).

Минимальный режим:

S

расч1

=

√

(

∑ P

г

−

∑ P

сн

−

P

min

)

2

+(

∑Q

г

−

∑Q

сн

−

Q

н min

)

2

, (9)

где

∑

P

г

- сумма активной мощности генераторов, МВт;

∑

Р

сн

- сумма активной мощности трансформаторов собственных нужд,

МВт;

Р

min

- активная мощность местной нагрузки в режиме минимальных нагрузок,

МВт;

∑

Q

г

- сумма реактивных мощностей генераторов, МВАр;

∑

Q

сн

- сумма реактивных мощностей трансформаторов собственных нужд,

МВАр;

Q

min

- реактивная мощность местной нагрузки в режиме минимальных

нагрузок, МВАр.

Q

min

=

P

min

∙ tg φ

(10)

P

min

= 15



30 % P

уст

, где P

уст

– суммарная мощность генераторов, подключенных к

распределительному устройству среднего напряжения.

Максимальный режим:

S

расч2

=

√

(

∑ P

г

−

∑P

сн

−

P

max

)

2

+(

∑Q

г

−

∑Q

сн

−

Q

max

)

2

, (11)

где P

mах

- активная мощность местной нагрузки в режиме максимальных нагрузок,

МВт;

Q

max

- реактивная мощность местной нагрузки в режиме максимальных

нагрузок, МВАр.

Q

max

=

P

max

∙ tg φ

(12)

P

max

= 40



60 % P

уст

, где P

уст

– суммарная мощность генераторов, подключенных к

распределительному устройству среднего напряжения.

Аварийный:

Аварийный режим рассчитывается при условии, что один генератор,

подключенный к распределительному устройству среднего напряжения, аварийно

отключен.

Определмяем расчетную максимальную мощность наиболее загруженного

режима:

S

т

=

S

расчmax

K

п

,

(13)

где К

п

– коэффициент аварийной перегрузки силового трансформатора,

с учётом

40% перегрузки

.

В результате расчетов мы выбираем автотрансформатор связи, заносим в

таблицу 3.4. все номинальные значения выбираем из [Б.Н. Неклепаев, табл. 3.8]

Таблица 3.4 – Технические данные автотрансформатора связи

Тип

автотрансформато

ра

Номинальная

мощность,

МВА

Напряжение, кВ

Потери

Uk, %

iхх, %

ВН

НН

ХХ

КЗ

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

Выбор трансформаторов собственных нужд

Трансформаторы собственных нужд выбираются в зависимости от мощности

собственных нужд, каждого генератора. При этом должно выполняться условие:

S

CH

≤ S

TCH

(14)

Выбираем трансформатор собственных нужд и заносим в таблицу 3.5. Все

номинальные значения выбираем из [Б.Н. Неклепаев, табл. 3.5]

Таблица 3.5 – Технические характеристики трансформаторов собственных нужд

Тип

Мощность,

Напряжение, кВ

Потери, кВт

Uк, %

трансформатора

МВА

ВН

НН

ХХ

КЗ

Выбор резервных трансформаторов

Выбор резервных трансформаторов собственных нужд осуществляется по

мощности самого мощного трансформатора собственных нужд. Количество РТСН

зависит

от

числа

энергоблоков:

1-

при

2-х

блоках;

2-

при

3-6

блоках.

Один

резервный

трансформатор

собственных

нужд

присоединяется

к

обмотке

НН

автотрансформатора

(при

этом

условно

принимается,

что

обмотка

НН

автотрансформатора выдерживает нагрузку РТСН), а второй - к шине СН.

Выбранные резервные

трансформаторы собственных нужд и заносятся в

таблицу 3.6

Таблица 3.6 – Технические данные резервных

трансформаторов собственных

нужд

Тип трансформатора

Мощность,

МВА

Напряжение, кВ

Потери, кВт

Uk,%

ВН

НН

Рх.х

Рк.з.

Выбор главных схем и схем собственных нужд

Схема электрической станции выбирается с учетом развития электрических сетей

э н е р г о с и с т е м ы

и л и

с х е м

э л е к т р о с н а б ж е н и я

р а й о н а .

Схема электрической станции должна удовлетворять следующим требованиям:

1) обеспечивать надежность электроснабжения потребителей электрических станций

и перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и

последовательном режиме;

2) учитывать перспективу развития;

3

) допускать

возможность

постепенного

развития

или

расширения

распределительного устройства всех напряжений;

4) учитывать требования противоаварийной автоматики;

5) обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ. На

отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

Виды схем распределительных устройств электростанций

Наиболее простым видом главной схемы, появившемся раньше других, является

схема с одной несекционированной системой шин (рис. 4.1, а), достоинства которой

заключаются в крайней простоте, хорошей наглядности в натуре и минимальных

затратах на сооружение РУ. Однако такая схема не обеспечивает достаточной надеж-

ности электроснабжения. Повреждение шин, шинных разъединителей или любого

выключателя вызывает полное погашение всех присоединений. Ремонт шин требует

прекращения электроснабжения всех потребителей. Ревизия любого выключателя

также сопряжена с необходимостью погашения его присоединения на

все время производства работ.

Уменьшить

объем

погашении

при

одной

системе

шин

возможно

ее

секционированием (рис. 4-1, б). Однако существенного уменьшения

объема погашении в такой схеме при авариях можно добиться только при глубоком

ее секционировании, когда число секций равно числу присоединений. Это делает

схему

неэкономичной,

причем

необходимость

погашении

присоединений

при

ремонте их выключателей остается. Замена части выключателей секционными

разъединителями

для

удешевления

секционированной

схемы

значительно

понижает ее надежность и может быть допущена только на небольших мало-

ответственных

установках

в

тех

случаях,

когда

определяющими

являются

ремонтные условия. Повышение надежности схемы с одной системой шин может

быть достигнуто превращением ее в кольцевую путем соединения между собою

концов шин (рис. 4.1, в).

Схема с одной рабочей и одной обходной системами шин обладает достоинствами:

ревизия

любого

выключателя

может

выполняться

без

перерыва

работы

присоединения;

отсутствуют разъединители шинной развилки (исключаются ошибки персонала).

Схема

имеет

следующие

н е д о с т ат к и :

необходима

уст ановка

обходн о г о

и

секционного выключателей, ревизия основной

рабочей

системы

шин

невозможна

бе з

погашения

присо единений;

ко р о т ко е

замыкание на рабочей системе шин приводит к

погашению всех присоединений одной секции;

повреждение

секционного

выключателя

приводит

к

погашению

всех

присоединений

обеих секций.

Схема с двумя рабочими системами шин (рис.

4 . 6 ).

Н а л и ч и е

ш и н о с о е д и н и т е л ь н о г о

выключателя позволяет осуществлять произвольное разделение присоединений

между

системами

шин,

при

этом

создаются

различные

варианты

эксплуата-

ционных схем сети в зависимости от требований системы и условий работы

электростанции.

Секционные

выключатели

уменьшают

возможный

объем

погашении при коротких замыканиях на шинах.

Преимущества схемы с двумя рабочими системами шин заключаются, во-первых,

в возможности быстрого восстановления питания присоединений при коротком

замыкании

на

одной

из

секций

путем

переключения

их

на

неповрежденную

систему шин и, во-вторых, в значительном облегчении ремонта шин и шинных

разъединителей.

Ремонт

выключателя

присоединения

здесь

возможен

только

при

установке

съемных

обходных

перемычек

и

переводе

действия

релейной

защиты

присоединения на

шиносоединительный

выключатель, который

в

этой

с х е м е

з а м е н я е т

ревизуемый

выключатель. Так как

установка

перемычек

вместо

выключателя

производит ся

п р и

снятом

с

п р и с о единения

напряжении,

подготовка выключателя к ремонту неизбежно вызывает перерыв в работе этого

присоединения

.

Схема с двумя основными и одной обходной системами шин (рис. 4.7) с одним

выключателем на цепь, обладая всеми достоинствами простой схемы с двумя

системами, имеет более высокую ремонтопригодность.

Для мощных блочных электростанций широкое применение

получили

полуторные схемы и схемы 4/3, а также схемы “чистых” блоков генератор —

трансформатор

—

линия

(Г—Т—Л).

Полуторная

схема

(рис.

4.8,а) имеет

следующие преимущества:

ревизия

любого

выключателя

или

системы

шин

производится

без

нарушения

работы присоединений и с минимальным количеством операций при выводе этих

элементов

в

ремонт,

разъединители

выполняют

только

ремонтные

функции

(обеспечение видимого разрыва до элементов РУ, находящихся под напряжением);

обе системы шин могут быть отключены одновременно без нарушения работы

присоединений.

Как

видно,

полуторная

схема

сочетает

надежность

схемы

со

сборными

шинами

и

маневренность

схемы

многоугольника.

К

недостаткам

полуторной схемы относят большое число выключателей и трансформаторов тока,

усложнение

релейной

защиты

присоединений

и

необходимость

выбора

выключателей и всего остального оборудования на удвоенные номинальные токи.

Повышенное количество выключателей в полуторной схеме частично компенсиру-

ется отсутствием междушинных выключателей.

Схема 4/3 (рис. 4.8, б) сходна с полуторной, но более экономична, так как в ней

приходится

не

на

1/2

выключателя

на

цепь

больше,

чем

в

схеме

с

двойной

системой шин, а только на 1/3.

Схемы

«чистого» блока Г—Т—Л применяются только

пои

напояжениях 110 — 220 кВ и при относительно

малых

длинах блочных линий, так как в этих схемах

плохо

используются возможности блочных линий: их

пропускная способность при напряжениях 330

—750

кВ значительно превышает мощность блочных

генераторов, а при остановке генератора в

ремонт линия блока не может быть использова-

на для

уменьшения потерь в сети (рис. 4.9).

Технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем

проектируемой электростанции

Определим потери электроэнергии трансформаторов подключенных к шинам

высокого и среднего напряжения:

∆W=∆P

x

∙Т+∆ P

к

∙

(

S

max

S

ном

)

2

∙τ, (15)

где ∆P

x

- потери холостого хода, кВт;

Т- время эксплуатации, равное 8760 ч;

∆Р

к

- потери к.з. трансформатора, кВт;

S

max

– максимальная мощность нагрузки трансформатора, МВА;

S

ном

– номинальная мощность силового трансформатора, МВА;

τ – продолжительность максимальных потерь, ч.

τ=(0,124+Т

уст

∙10

-4

)

2

∙Т, (16)

где Т

уст

– установленная продолжительность работы энергоблока, ч.

Определим потери электроэнергии в автотрансформаторе связи:

∆W=∆P

x

∙Т+∆ P

кв

∙

(

S

max в

S

ном

)

2

∙τ+∆ P

кс

∙

(

S

maxс

S

ном

)

2

∙τ,

(17)

где ∆Р

кв

– удельные потери в обмотке высокого напряжения, кВт;

∆Р

кс

- удельные потери в обмотке среднего напряжения, кВт;

S

max с

- наибольшая нагрузка обмоток среднего напряжения, МВА;

S

max в

– наибольшая нагрузка обмоток высокого напряжения, МВА.

Определим потери в обмотках высокого и среднего напряжения:

∆Р

кв

=0,5∙(∆P

к

в-с

+

∆ P

кв

−

с

К

выг

2

-

∆ P

кс

−

н

К

выг

2

),

(18)

где ∆Р

в-с

– потери к.з. для высокого и среднего напряжения, кВт;

∆Р

с-н

- потери к.з. для среднего и низкого напряжения, кВт;

К

выг

– коэффициент выгоды.

К

выг

=

U

в

−

U

с

U

в

,

(19)

где U

в

– сторона высокого напряжения, кВ;

U

с

- сторона среднего напряжения, кВ.

∆Р

кс

=0,5∙(∆P

к в-с

+

∆ P

кс

−

н

К

выг

2

-

∆ P

кв

−

н

К

выг

2

),

(20)

где ∆Р

в-н

- потери к.з. для высокого и низкого напряжения, МВт.

Определим наибольшую нагрузку обмоток высокого и среднего напряжения,

аварийный режим не учитывать:

S

maxв

=

S

maxc

=

S

max расч

2

(21)

где

S

maxрасч

– наибольшая нагрузка обмотки

высокого и среднего напряжения,

МВА.

Определим суммарные годовые потери электроэнергии:

∆W

∑

=n∙∆W

блочн

+∆W

АТС

, (22)

где ∆W

блочн

- суммарные годовые потери электроэнергии блочного трансформатора,

кВт∙год;

∆W

АТС

- суммарные годовые потери электроэнергии автотрансформатора связи,

кВт∙год.

Определим суммарные капиталовложения вариацию:

∑К =n∙К

блочн

+ n∙К

АТС

, (23)

где К – стоимость одного трансформатора, тыс.руб.

Определим годовые эксплуатационные издержки:

И=

Ра

+

Р о

100

∙∑К+β ∙∆W

∑

∙10

-5

,

(24)

где Р

а

- нормативные отчисления на амортизацию, %. Принимать 6,4;

Р

о

- нормативные отчисления на обслуживание, %. Принимать 2;

β - стоимость потерь электрической энергии, кВт∙год. Принимать 0,5.

Определим общие затраты:

∑З=Р

н

∙∑К+И, (25)

где Р

н

– нормативный коэффициент экономической эффективности. Принимать

0,12

Для более удобного и наглядного сравнения двух вариантов структурных схем

составим таблицу.

Таблица 5.1 – Сравнение двух вариантов структурных схем

Номер

схемы

Суммарные годовые

потери

∆W

Σ

,

МВт ∙

ч

Суммарные

капиталовложения

Σ К

, тыс.руб.

Годовые

эксплуатационные

издержки

U

, тыс.руб.

Общие

затраты

Σ З

,

тыс.руб

1

2

После заполнения таблицы необходимо сделать вывод, какой вариант

структурной схемы является наиболее выгодным.

Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием называют замыкание между фазами, замыкание фаз на

землю в сетях с глухо и эффективно заземленными нейтралями, а также витковые

замыкания в электрических машинах.

Следствия короткого замыкания:

1.

Протекание

токов

короткого

замыкания

приводит

к

увеличению

потерь

электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев.

2.

Протекание

токов

короткого

замыкания

сопровождается

значительными

электродинамическими усилиями между проводниками.

3.

Короткие

замыкания

сопровождаются

понижением

уровня

на пряжения

в

э л е к т р и ч е с к о й

с е т и ,

о с о б е н н о

в б л и з и

м е с т а

п овреждения.

4.

Короткое

замыкание

сопровождается

переходным

процессом,

при

котором

значение токов и напряжений, а также характер изменения их во времени, зависит

от соотношения мощностей и сопротивлений источника питания и цепи, в которой

произошло повреждение.

Расчет токов короткого замыкания производят для выбора и проверки параметров

о б о р у д о в а н и я ,

а

т а к ж е

п р о в е р к и

у с т а в о к

р елейной

з а щ и т ы .

Последовательность

расчета

токов

при

трехфазном

коротком

замыкании:

1.

Для

рассматриваемой

энергосистемы

составляется

расчетная

схема.

2.

По

расчетной

схеме

составляется

электрическая

схема

за мещения.

3. Путём постепенного преобразования приводим схему замещения к наиболее

простому

виду,

так

чтобы

каждый

источник

питания

или

группа

источников

характеризующаяся определенным значением результирующей электродвижущей

силы

связаны

с

точкой

короткого

замыкания

одним

результирующим

сопротивлением.

4.

Зная

результирующую

электродвижущую

силу

источника

по

закону

Ома

определяем

начальное

значение

периодической

составляющей

тока

короткого

замыкания,

ударный

ток

и

апериодическую

составляющую

тока

короткого

замыкания для заданного момента времени.

Таблица. Расчетные выражения для определения приведенных значений

сопротивлений

Элемент

электрооборудования

Исходный

параметр

Именованые

единицы

Относительн

ые единицы

Генератор

X"

d*ном

S

ном

x

=

x

d

∗(

ном

)

U

б

2

S

ном

x

¿

=

x

d

∗(

ном

)

' '

S

б

S

ном

X"

d*

%

S

ном

x

=

x

d

' '

100

U

б

2

S

ном

x

¿

=

x

d

' '

100

S

б

S

ном

Энергосистема

S

к

X=U

2

б

/ S

к

X

*

=S

б

/ S

к

I

ном, отк

x

=

U

б

2

√

3 I

ном,отк

U

ср

x

¿

=

S

б

√

3 I

ном ,отк

U

ср

X

*c(ном)

S

ном

x

=

x

¿

c

(

ном

)

U

б

2

S

ном

x

¿

=

x

¿

c

(

ном

)

S

б

S

ном

Трансформатор

X

т

%

S

ном

x

=

x

т

100

U

б

2

S

ном

x

=

x

т

100

S

б

S

ном

Реактор

X

р

x

=

x

р

U

б

2

U

ср

2

x

¿

=

x

р

S

б

U

ср

2

Линии

электропередачи

x

уд

l

x

=

x

уд

l

U

б

2

U

ср

2

x

¿

=

x

уд

l

S

б

U

ср

2

Примечание, S

ном

—

номинальные мощности элементов (генератора, трансформатора,

энергосистемы), МВ-А; S

б

— базовая мощность, МВ-А; S

кз

—мощность КЗ энерго-

системы, МВ-А; I

ном,отк

—

номинальный ток отключения выключателя, кА; x

*с(ном)

-

относительное

номинальное

сопротивление

энергосистемы;

х

т

—

относительное

сопротивление

трансформатора,

определяемое

через и

к

— напряжение

КЗ

трансформатора (см. табл. П.2); I

б

- базовый ток, кА; U

ср

— среднее напряжение в

месте установки данного элемента, кВ; x

уд

- индуктивное сопротивление линии на 1

км длины, Ом/км; l—длина линии, км.

После того как схема замещения составлена и определены сопротивления всех

элементов,

она

преобразуется

к

наиболее

простому

виду

.

Преобразование (свертывание) схемы выполняется в направлении от источника

питания к месту КЗ. При этом используются известные правила последовательного

и параллельного сложения сопротивлений, преобразования звезды сопротивлений

в треугольник и обратно, многоугольника в многолучевую звезду и т. п.

Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого

замыкания:

I

п0

=

E

¿

´ ´

∙ U

б

√

3 ∙ x

¿

р

, (26)

гд е

E

¿

´ ´

- сверхпереходное Э.Д.С. источника, принимаем 1.13 [Л.Д. Рожкова,

табл.3.2];

x

¿

р

– общее сопротивление сети.

Определим ударный ток:

i

уд

=

√

2 ∙ I

п0

∙ k

уд

, (27)

где

k

уд

- ударный коэффициент. Принимаем равным из таблицы [Л.Д. Рожкова,

табл. 3.6].

Определим значение периодической составляющей в момент времени

τ

:

τ

=

0,01

+

t

св. откл . выкл .

, (28)

где

t

св. откл . выкл .

- свободное время отключение выключателя [Б.Н. Неклепаев, табл.

5.2]

I

n , τ

=

I

n0

∙ γ

¿

τ

, (29)

г д е

γ

¿

τ

-

коэффициент

периодической

составляющей.

Принимается

по

диаграммам [Л.Д. Рожкова,табл. 3.4].

Определим

отношение

периодической

составляющей

к

номинальному

току

источника питания:

I

н и . п .

=

S

н

√

3∙ U

б

,

(30)

где

S

н

- номинальная мощность генератора, кВА.

Определяим апериодическую составляющую:

i

a , τ

=

√

2 ∙ I

п0

∙ e

−

τ

T

a

, (31)

где

τ

– расчетное время, c;

T

a

−¿

постоянная времени затухания периодической составляющей [Л.Д. Рожкова,

табл. 3.8].

Все расчеты необходимо занести в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Результаты расчетов токов короткого замыкания

Расчетные значения

Е

Значение сверхпереходных Э.Д.С. - E

´´

*

,В

Значение периодической составляющей в начальный момент

времени

I

п0

,кА

Ударный коэффициент -

k

уд

Значение ударного тока -

i

уд

,кА

Номинальная мощность источника -

S

н

,МВА

Номинальный ток источника питания -

I

н и . п .

,кА

Значение коэффициента -

γ

¿

τ

Значение периодической составляющей в момент времени

τ

-

I

n , τ

,кА

Значение апериодической составляющей в момент времени

τ

-

i

a , τ

,кА

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

Выбор токопровода в цепи линии

Токоведущие части цепи линии выполняются гибкими проводами.

Определим ток нормального режима без перегрузок:

I

норм

=

S

ном

√

3 ∙ U ном ∙ n

л

,

(32)

где S

ном

- номинальная нагрузка цепи линии, МВт;

U

ном

- номинальное напряжение линии, кВ;

n

л

- число отходящих линий;

Определим максимальный ток послеаварийного, ремонтного режима:

I

max

=I

норм

∙

n

л

n

л

−

1

,

(33)

где I

норм

– ток нормального режима, А.

Выбирем сечение провода по экономической плотности тока:

q

э

=

I

норм

j

э

, (34)

где j

э

- нормированная плотность тока

, 1

А

мм

2

[Л.Д.Рожкова, табл.4.4].

После определения сечения провода необходимо заполнить таблицу

Таблица 7.1 – Основные характеристики провода

Марка

провода

Наружный диаметр

провода, мм

Токовая нагрузка, А

вне помещения

внутри помещения

Произведем проверку выбранного сечения на нагрев:

I

max

≤ I

доп

, (35)

Произведем проверку по условию короны:

Разряд

в

виде

короны

возникает

при

максимальном

значении

начальной

критической напряженности электрического поля

,

кВ

см

:

Е

0

=30,3∙m∙(1+

0,299

√

ro

),

(36)

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

r

0

– радиус провода, см.

Определяем значение напряженности электрического поля около не

расщепленного провода :

E

=

0,354∙ U

r

0

∙ log

D

ср

r

о

, (37)

где

D

ср

– среднее геометрическое расстояние меду фазами при подвешивании

проводов на опоре, м.

D

ср

=

1,26∙ D

, (38)

где

D

– расстояние между соседними фазами, м.

U, кВ

35

110

220

330

500

750

D, м

1,5

3

4

4,5

6

10

Определим напряженность электрического поля вокруг расщепленного провода:

E

=

k ∙

0,354 ∙ U

n∙ r

0

∙ log

D

ср

r

эк

,

(39)

где U – линейное напряжение, кВ;

k – коэффициент учитывающий число проводов в фазе;

D

ср

– среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

Для определения значений k и r

эк

необходимо воспользоваться [Л.Д. Рожкова,

таблицей 4.6]

Данные

Число проводов в фазе

2

3

4

Коэффициент k

1

+

2

r

0

a

1

+

2

√

3

r

0

a

1

+

3

√

2

r

0

a

Эквивалентный радиус r

эк

, см

√

r

0

a

3

√

r

0

a

4

√

√

2r

0

a

3

Провода не будут коронировать, если будет выполняться условие:

1,07∙Е ≤ 0,9∙Е

о

Если

условие

не

выполняется

необходимо

выбрать

другую

марку

провода

и

сечение и произвести расчет еще раз.

Выбор выключателей и разъединителей

При выбора выключателей необходимо учесть 12 параметров, но так как заводам

–изготовителями

гарантируется

определение

зависимости

параметров,

например

I

вклном



I

oткном

,

допустимо

производить

выбор

выключателей

по

важнейшим

параметрам:

1)по напряжению установки U

уст



U

ном

2)по длительному току I

норм



I

ном

; I

max



I

ном

3)по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по

условию I

nt



I

откном

.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока

короткого

замыкания i

a





i

аном

=

,

где i

аном

–

номинальное

допускаемое

значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени



;



н

–

нормированное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе,

%; i

a



- апериодическая

составляющая

тока

короткого

замыкания

в

момент

расхождения контактов



;



- наименьшее время от начала короткого замыкания до

момента расхождения дугогасительных контактов:



= t

рзmin

+ t

св

, где t

рзmin

= 0,01 с –

минимальное время действия релейной защиты; t

св

– собственное время отключения

выключателя.

Если условие I

nt



I

откном

соблюдается, а i

a





i

аном

, то допускается проверку по

отключающей

способности

производить

по

полному

току

короткого

замыкания:

По включающей способности проверка производится согласно условию: i

уд



i

вкл

;

I

по



I

вкл

,

где i

yд

,

-

ударный

ток

короткого

замыкания

в

цепи

выключателя;

I

пo

-

начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи

выключателя;

I

вкл

- номинальный

ток

включения;

i

вкл

-

наибольший

пик

тока

включения. Заводами изготовителями соблюдается условие i

вкл

= 1,8 •

• I

вкл

, где

1,8 - ударный коэффициент, нормированный для выключателей. Проверка по двум

условиям необходима потому, что для конкретной системы ударный коэффициент

может быть более 1,8.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется предельным

сквозным током короткого замыкания: I

по



I

дин

; i

уд



i

дин

, rде i

дин

- наибольший пик

тока электродинамической стойкости; I

дин

- действующее значение периодической

составляющей

предельн о го

с к в о з н о го

т о к а

ко р о т ко го

з а м ы к а н и я .

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу

тока короткого замыкания: В

к



I

2

тер

• t

тер

, где В

к

— тепловой импульс тока короткого

замыкания; I

mep

- среднеквадратичное значение тока термической стойкости за время

его

протекания;

t

тep

-

длительность

протекания

тока

термической

стойкости.

Выбор разъединителей значительно проще, чем выбор выключателей, так как

разъединители не предназначены для отключения ни нормальных, ни тем более

аварийных

токов.

В

связи

с

этим

их

выбор

ограничивается

оп ределением

необходимых рабочих параметров — номинального напряжения U

н

и длительного

номинального тока I

дл.н

, а также проверкой их на термическую и динамическую стой-

кость при сквозных токах к.з.

Выбор выключателей и разъединителей производится в табличной форме. Все

номинальные значения выбираются из [Б.Н. Неклепаев, табл. 5.5 и

табл.5.2]

Таблица 7.2 - Расчетные и паспортные данные выключателя

Расчетные данные

Данные каталога

Условия выбора

Марка выключателя

U

уст

=

U

ном

=

U

уст

≤ U

ном

I

max уст

=

I

ном1

=

I

ном . расч .

≤ I

ном

I

п,о

=

I

дин

=

I

п, о

≤ I

дин

i

уд

=

i

дин

=

i

уд

≤ i

дин

В

к

=

I

2

тер

∙t

тер

=

В

к

≤ I

2

тер

∙t

тер

I

п,τ

=

I

ном.откл

=

I

п,τ

≤ I

ном.откл

i

а,τ

=

i

а

¿

i

a . τ

≤

√

2∙ β ∙ I ном . откл

100

Определим тепловой импульс тока короткого замыкания:

В

к

= I

п,0

2

∙(t

откл

+Т

а

), (40)

Определим номинальный ток апериодической составляющей в момент времени

τ:

i

a

≤

√

2∙ β ∙ I ном . откл

100

(41)

Таблица 7.3 - Расчетные и паспортные данные разъединителя

Расчетные данные

Данные каталога

Условия выбора

Марка разъединителя

U

уст

=

U

ном

=

U

уст

≤U

ном

I

maxуст

=

I

ном1

=

I

ном . расч .

≤I

ном1

i

уд

=

i

дин

=

i

уд

≤i

дин

В

к

=

I

2

тер

∙t

тер

=

В

к

≤I

2

тер

∙t

тер

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Измерительным

трансформатором

тока

называется

трансформатор,

предназначенный для преобразования тока до значения удобного для измерения.

Применение трансформаторов тока обеспечивает безопасность при работе с

измерительными приборами и реле.

Трансформаторы тока выбирают:

1.по напряжению установки

2. по рабочему максимальному току

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как

недогрузка

первичной

обмотки

приводит

к

увеличению

погрешностей;

3. по конструкции и классу точности:

6.

по электродинамической стойкости:

где i

уд

- ударный ток КЗ по расчету; k

эд

- кратность электродинамической стойкости по

каталогу;

I

1ном

-

номинальный

первичный

ток

трансформатора

тока;i

дин

—

ток

электродинамической стойкости.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется

устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие

трансформаторы по этому условию не проверяются;

5. по термической стойкости

где В

к

- тепловой

импульс

по

расчету;

k

т

— кратность

термической

стойкости

по

каталогу; t

тер

-

время

термической

стойкости

по

каталогу;

I

тер

-

токтермической

стойкости;

6. по вторичной нагрузке

где Z

2

— вторичная нагрузка трансформатора тока; Z

2ном

—номинальная допустимая

н а г р у з к а

т р а н с ф о р м а т о р а

т о к а

в

в ы б р а н н о м

к л а с с е

т о ч н о с т и .

7. по схеме соединения обмоток.

Выбор трансформатора тока ведем в табличной форме. Все номинальные

значения выбираем из [Б.Н. Неклепаев, табл. 5.9]

Таблица 7.4 - Расчетные и каталожные данные трансформатора тока

Расчетные данные

Данные каталога

Условия выбора

Марка ТТ

U

уст

=

U

ном

=

U

уст

≤U

ном

I

max

=

I

ном 1

=

I

ном . расч .

≤I

ном1

i

уд

=

i

дин

=

i

уд

≤i

дин

В

к

=

I

2

тер

∙t

тер

=

В

к

≤I

2

тер

∙t

тер

I

ном 2

=

Z

2ном

=

Составим таблицу приборов, подключенных к трансформатору тока.

Таблица 7.5 – Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор

Тип

Нагрузка по фазам ВА

А

В

С

Амперметр

Э–335

0,5

0,5

0,5

Ваттметр

Д–345

0,5

0,5

0,5

Варметр

Д–345

0,5

0,5

0,5

Счётчик активной

энергии

САЗ–И681

2,5

2,5

2,5

Счётчик реактивной

энергии

СР4–И676

2,5

2,5

2,5

Датчик активной

мощности

Е–849

1

1

1

Датчик реактивной

мощности

Е–830

1

1

1

ИТОГО:

8,5

8,5

8,5

Определим индуктивное сопротивление цепей токов:

r

2

= r

приб

+ r

пр

+ r

к

, (42)

где r

приб

– сопротивление приборов, Ом;

r

пр

- сопротивление проводов, Ом;

r

к

- сопротивление контактов, Ом.

Определим сопротивление приборов:

r

приб

=

S

приб

I

2

2

,

( 43)

где S

приб

– полная мощность приборов, МВА;

I

2н

– вторичный номинальный ток прибора, А.

Определим сопротивление проводов:

r

пр

= Z

2н

- r

приб

- r

к

, (44)

гд е Z

2н

– номинальная допускаемая нагрузка ТА в выбранном классе точности

(определяется по каталожным данным),

r

к

– сопротивление контактов, принимается 0,05 Ом при 2-3-х приборах и 0,1

Ом при большем числе приборов.

Определим сечение жил контрольного кабеля:

q=

p ∙ l

расч

r

пр

,

(45)

где



- удельное сопротивление материала провода.

Провода с медными жилами (



= 0,0175 ом



м) применяются во вторичных цепях

основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами

100 МВт и более, в остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с

алюминиевыми жилами (



=0,0283 ом



м).

l – расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформатора тока рис.8.5

Фактическое расстояние l от приборов до трансформаторов тока зависит от

напряжения электроустановки и местных условий. Ориентировочно при учебном

проектировании его можно принять следующим: а) линии 330−500 кВ– 150−175 м;

б) линии 110 кВ – 75−100 м; в) линии 35 кВ – 60−75 м; г) линии 6−10 кВ – 4−6 м.

Для подстанций указанные длины снижают на 15−20 %

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель марки

Измерительным трансформатором напряжения называется трансформатор

предназначенный

для

преобразования

напряжения

до

значения

удобного

для

измерения.

Трансформаторы напряжения выбираются:

1)по напряжению установки

U

уст



U

ном

;

2)по конструкции и схеме соединения обмоток;

3)по классу точности;

4)по вторичной нагрузке

S

2





S

ном

где S

ном

- номинальная мощность в выбранном классе точности, при этом следует

иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует

взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого

треугольника — удвоенную мощность одного трансформатора;

S

2



— нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к

т р а н с ф о р м а т о р у

н а п р я ж е н и я ,

В



А.

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

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном

классе

точности,

то

устанавливают

второй

трансформатор

напряжения

и

часть

приборов присоединяют к нему.

Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по

допустимой

потере

напряжения.

Согласно

ПУЭ

потеря

напряжения

от

трансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не более 0,5%, а

до щитовых измерительных приборов—не более 1,5% при нормальной нагрузке.

Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно принимать

сечение проводов по условию механической прочности 1,5 мм

2

для медных жил и

2,5 мм

2

для алюминиевых жил.

Все номинальные значения выбираем из [Б.Н. Неклепаев, табл. 5.13]

Таблица 7.6 - Номинальные данные трансформатора напряжения

Тип ТН

Класс

напряжения

, кВ

Номинальное напряжение

обмотки, В

Предельна

я

мощность,

ВА

Класс

точности

Первично

й

Основной

вторично

й

Дополнит

ельной

Выбор приборов подключенных к трансформатору напряжения заносим

в таблицу 7.7

Прибор

Тип

Sодной

обмотк

и ВА

Число

обмото

к

cosφ

sinφ

Число

приборо

в

Рпотр

Вт

Qпотр

ВАр

Ваттметр

Д–345

2

2

1

0

1

3

-

Варметр

Д–345

2

2

1

0

1

3

-

Счётчик активной

энергии

САЗ-

И681

2

2

0,38

0,925

1

4

9,7

Счётчик реактивной

энергии

СР4–

И676

3

2

0,38

0,925

1

6

14,6

Датчик

активной мощности

Е–829

10

-

1

0

1

10

-

Датчик реактивной

мощности

Е–830

10

-

1

0

1

10

-

ИТОГО

36

24,3

Ниже приведены рисунки присоединяемых измерительных приборов.