Рецензент: Ларин А.М., к.т.н., доцент

Кафедра электрические станции

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

К ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

по курсу „ ЕЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ”

Для студентов специальности «Электрические cтанции»

Донецк 2013

Министерство образования и науки Украины

Донецкий национальный технический университет

Кафедра «Электрические станции»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

К ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

по курсу „ ЕЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ”

Для студентов специальности «Электрические станции»

Утверджено на заседании

кафедры «Электрические станции».

Протокол № 4 от 11.11.2013г.

Донецк 2013

УДК 621.311 (07)

Методические указания к выполнению курсового проекта «Электрическая часть станций и подстанций» для студентов специальности «Электрические станции» / Сост.: П.Р. Никифоров, А.П. Никифоров – Донецк: ДонНТУ, 2013. – 45 с.

Данаы указания о порядке выполнения каждого раздела пояснительной записки, указываются основные методы расчета, объем выполнения проекта в целом. Приведены примеры выбора вариантов главной схемы. Даны пояснения по объему и содержанию графической части проекта. Приведены

исходные данные индивидуальных заданий

Составители: П.Р. Никифоров – ст. преподаватель,

А.П. Никифоров – к.т.н ., доцент

Ответственный за выпуск:

Сивокобыленко В.Ф., д.т.н., профессор

Рецензент: Ларин А.М., к.т.н., доцент

СОДЕРЖАНИЕ

Лабораторная работа 1	Контакторы переменного и постоянного тока
Лабораторная работа 2	Исследование трансформаторов тока и схем их соединений
Лабораторная работа 3	Схема дистанционного управления контактором с применением оперативного переменного тока
Лабораторная работа 4	Моделирование главной схемы электрических соединений ТЭЦ
Лабораторная работа 5	Синхронное быстродействующее АВР в сетях с двигательной нагрузкой
Лабораторная работа 6	Исследование устройств контроля изоляции установок постоянного тока
Лабораторная работа 7	Контроль изоляции сетей переменного тока
Лабораторная работа 8	Выключатели высокого напряжения
Лабораторная работа 9	Комплектное распределительное устройство 6 кв внутренней установки серии к-хху1
Лабораторная работа 10	Измерительные трансформаторы напряжения и тока
Лабораторная работа 11	Исследование характеристик дуги постоянного тока
Лабораторная работа 12	Исследование релейной схемы дистанционного управления и сигнализации выключателя
Лабораторная работа 13	Исследование схем светозвуковой сигнализации
Лабораторная работа 14	Вакуумный выключатель

Содержание проекта

Курсовой проект посвящается электрической части тепловой электрической станции (ТЭС). Проект состоит из пояснительной записки и двух чертежей. В пояснительную записку входят следующие разделы:

выбор главной схемы электрических соединений станции на основе технико-экономического сравнения двух различных вариантов;

расчет токов к.з. Расчет токов к.з. в одной из точек схемы, согласованной с преподавателем, выполняется вручную. Расчет токов к.з. в остальных точках на всех уровнях напряжения выполняется студентами на компьютере по одной из программ изученных в других курсах;

расчет числа линий для ОРУ каждого напряжения, необходимых для выдачи мощности станции в систему;

выбор схемы ОРУ среднего напряжения для полученного числа присоединений в соответствии с "Нормами технологического проектирования". На ОРУ ВН принимается схема, разработанная в предыдущем семестре по курсу СРС;

выбор аппаратуры, шин и ошиновки;

выбор измерительных ТТ и ТН.

Пояснительная записка должна иметь объем 30-50 страниц рукописного текста с поясняющими рисунками.

К проекту выполняются два чертежа: главная схема электрических соединений станции (принятый вариант); конструкция распределительного устройства ОРУ ВН. В основу чертежа положены фрагменты чертежа ячейки в предыдущем семестре по курсу СРС. Чертежи выполняются на компьютере с использованием графической базы разработанной на кафедре ЭС.

После выполнения проект сдается руководителю для проверки. Готовый проект защищается студентом перед комиссией из двух человек преподавательского состава кафедры. При защите студент должен уметь обосновать все принятые решения, разбираться в методике выбора оборудования, устройстве и назначении всех элементов главной схемы электрических соединений. Уметь находить элементы главной схемы на плане и разрезе ОРУ.

1. Указания к выполнению пояснительной записки

Пояснительная записка должна начинаться с титульного листа (см. приложение 2), затем следуют задание на проектирование, реферат, содержание, основная часть, заключение.

Третий (реферат) и четвертый (содержание) листы пояснительной записки снабжаются надписями, установленного образца (см. приложение 3,4).

Основную часть пояснительной записки нужно начинать с раздела «Введение».

Текст реферата должен отражать: цель работы, методы применяемые для расчетов (метод расчета токов к.з.), полученные результаты, основные конструктивные решения.

«Введение» должно содержать оценку современного состояния проблемы, должна быть показана актуальность темы.

Пояснительная записка завершается "Заключением". "Заключение" должно содержать краткие выводы по результатам выполненной работы, оценку технико-экономической эффективности принятых решений.

2.1. Выбор главной схемы электрических соединений станции.

Студент разрабатывает два варианта схемы главных соединений электрической станции (рис. 2.1), на основе рассмотрения баланса мощностей в нормальном и аварийном режимах, изменяя число генераторов, подключенных к ОРУ-1 (общее число и мощность генераторов, а также нагрузка ОРУ-1 остаются неизменными). При мощности блоков 100 и 200 МВт второй вариант схемы может быть принят с подключением генератора к обмотке низшего напряжения автотрансформатора (рис. 2.2).

Составляя варианты схем, необходимо стремиться к тому, чтобы поток мощности через автотрансформатор связи в нормальном режиме был направленный от ОРУ СН к ОРУ ВН.

Исходными данными при составлении схемы является указанная в задании нагрузка потребителей Р_макс для 0РУ-1. Коэффициент мощности (Сos φ) нагрузки принимается равным номинальному коэффициенту мощности генератора.

Нагрузка собственных нужд определяется в процентах к номинальной мощности генератора согласно [1]. Соответственно этой нагрузке выбирается номинальная мощность трансформатора собственных нужд (ТСН). Мощность резервного трансформатора (РТСН) принимается равной мощности рабочего трансформатора при наличии между генераторами и трансформаторами выключателей, которые рекомендуются к установке в цепи мощных турбогенераторов 200 и более МВт. При отсутствии этого выключателя (в цепи генераторов мощностью 100 МВт) мощность пускорезервного трансформатора (ПРТСН) должна быть на ступень выше рабочего (РТСН). Число резервных трансформаторов принимается один, если число рабочих трансформаторов менее четырех. Два при числе рабочих трансформаторов пять- восемь и три в остальных случаях. Третий РТСН устанавливается готовый к перекатке, но не подключается. Первый из РТСН подключается к шинам ОРУ СН и включается в "число присоединений", либо к отдельной линии напряжением 110 или 220 кВ и не включается в "число присоединений", второй - через выключатель к третичной обмотке автотрансформатора связи.

Таблица 2.1. Выбор блочных трансформаторов, рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд

Наименование определяемых величин	Условие выбора	Тип выбранного оборудования
Мощность генератора, МВт,	Pr
мощность генератора, МВА
Условие выбора блочного трансформатора ОРУ-1	; ;
Условие выбора блочного трансформатора ОРУ-2	; ;
Мощность, потребляемая собственными нуждами, МВА
Условия выбора ТСН	; ;
Условия выбора ПРТСН-1	; ;
Условия выбора ПРТСН-2	; ;
Условия выбора РТСН-1	; ;
Условия выбора РТСН-2	; ;

Примечание: ПРТСН-1_, ПРТСН-2 устанавливаются только на ТЭС с блоками без генераторних выключателей (50, 100МВТ), в остальных случаях устанавливаются РТСН.

Если на станции устанавливаются генераторы различной мощности, то выбор блочных трансформаторов и рабочих трансформаторов собствен­ных нужд производится раздельно для каждой мощности.

При выполнении схемы по рис. 2.1, расчет перетоков мощности между ОРУ-1 и ОРУ-2 в нормальном и ава­рийном режимах, а также выбор автотрансформаторов связи сводится в табл. 2.2. При выполнении схемы по рис. 2.2.- табл. 2.3.

Если имеется возможность установки трехфазных автотрансформаторов связи (выпускаются заводами-изготовителями требуемого класса напряжения и мощности), то число их принимается равным два.

Если же имеются только однофазные автотрансформаторы, то устанав­ливается две группы из трех однофазных автотрансформаторов.

Схема электрических соединений станций (вариант 1)

Таблица 2. Выбор автотрансформаторов связи

Наименование определяемых величин	Расчетные выражения	1 вариант	2 вариант
Переток мощности в нормальном режиме, МВА
Расчетная мощность одного автотрансформатора связи или группы из трех однофазных, МВА

Тип установленных автотрансформаторов
Переток мощности в аварийном режиме при отключении одного блока ОРУ-1

Схема электрических соединений станций (вариант 2)

Таблица 2.3. Выбор автотрансформаторов связи

Наименование определяемых величин	Расчетные выражения	Результаты расчета
Суммарная мощность обмоток НН автотрансформаторов связи, МВА
Расчетная мощность одного автотрансформатора, МВА
Тип и кол-во установленных автотрансформаторов
Переток мощности в нормальном режиме по обмотке СН автотрансформатора, МВА
Проверка автотрансформатора
Переток мощности в нормальном режиме по обмотке ВН автотрансформатора, МВА
Проверка автотрансформатора
Переток мощности в аварийном режиме при отключении одного блока ОРУ-1 по обмотке СН автотрансформатора, МВА
Условие допустимости перегрузки
Переток мощности в аварийном режиме при отключении одного блока ОРУ-1 по обмотке ВН автотрансформатора, МВА
Условие допустимости перегрузки

На рис. 2.1 и 2.2 стрелками обозначено положительное направление потоков мощности.

В качестве аварийного режима при выборе автотрансформатора рассматривается отключение одного из блоков в ОРУ-1 с покрытием его за счет резервов энергосистемы, имеющихся в сети повышенного напряжения ОРУ-2. Допустимая аварийная перегрузка равна 40 % номинальной мощности автотрансформатора.

Выбор автотрансформатора связи производится для каждого из предварительно принятых вариантов схем станции.

Наиболее экономичный вариант определяется минимальным значением полных приведенных затрат:

,

где: К - капиталовложения, руб.;

ΔК - дополнительные капиталовложения на потери мощности;

Р_н - нормативный коэффициент эффективности (I/год); Р_н= 0,12;

И - годовые эксплуатационные расходы руб./год.

И=И_а+И_о+И_пот,

где: И_а- амортизационные отчисления, руб./год; И_а=а*K/100;

а - норма амортизационных отчислений, %; а=8,4%;

И_о- издержки на обслуживание, руб./год. При оценке экономической эффективности вариантов ими допустимо пренебречь;

И_пот - издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке за год, руб/год.

И_от=β*ΔА,

где β – средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме, коп.(кВт.ч);

β=0,8коп/(кВт.ч);

ΔА – годовые потери электроэнергии, кВт.

Для трансформаторов:

.

Подключение генератора к обмотке низкого напряжения автотрансформатора

,

где τ- время наибольших потерь, определяется по кривым для t_макс=6000ч и типичного графика;

t – время работы трансформатора в году, ч: t=8760ч.

ΔK=α*ΔP,

где α – стоимость одного кВт установленной мощности, принимается α=150руб/кВт;

ΔP – потери мощности, кВт;

.

При подключении генератора к обмотке низшего напряжения автотрансформатора

.

Значения ΔP_к.з.ВН; ΔP_к.з.СН; ΔP_к.з.НН определяются по заданным значениям ΔP_{к.з.ВН-СН}; ΔP_{к.з.ВН-НН}; ΔP_{к.з.СН-НН..}

При отсутствии в справочнике значений ΔP_{к.з.ВН-НН} и ΔP_{к.з.СН-НН}

можно принять, что

ΔP_к.з.ВН= ΔP_к.з.СН=0,5* ΔP_{к.з.ВН-СН};

ΔP_к.з.НН= 0,5* ΔP_{к.з.ВН-СН}*S_HH/S_ном,

где S_HH – мощность обмотки низшего напряжения автотрансформатора.

На ОРУ СН и ОРУ ВН устанавливаются элегазовые выключатели. В ЗРУ 6кВ – вакуумные.

Расчеты капиталовложений для сравниваемых вариантов потерь мощности и энергии, а также определений расчетных затрат сводятся в табл. 2.4-2.6.

Таблица 2.4. Расчет капиталовложений

Название оборудования	Тип оборудования	Стоимость 1 шт., тыс. руб.	Вариант 1	Вариант 2
Кол-во	Суммарная стоимость, тыс. руб.	Кол-во	Суммарная стоимость, тыс. руб.
Блочные трансформаторы ОРУ-1
Блочные трансформаторы ОРУ-2
Автотрансформаторы
ПРТСН-1 либо РТСН-1
ПРТСН2 либо РТСН2
Выключатели ОРУ-1
Выключатели ОРУ-2
Выключатель на стороне низшего напряжения автотрансформатора
Выключатели генераторные
ИТОГО

Таблица 2.5. Расчет потерь мощности и энергии

Тип оборудования	ΔPк.з., кВт	ΔPх.х., кВт	Переток мощности через 1 трансформатор в номинальном режиме, кВА	Потери мощности ΔP в одном трансформаторе, кВт	Потери энергии В одном трансформаторе, кВтч	Кол-во трансформаторов	ΣΔP, кВт	ΣΔА, кВт
Блочный трансформатор ОРУ-1
Блочный трансформатор ОРУ-2
Автотрансформ. НН СН ВН

Примечание. Таблица расчета потерь мощности и энергии составляется отдельно для каждого варианта

Таблица 2.6. Определение расчётных затрат

Наименование экономических показателей	Расчётные выражения	1 вариант	2 вариант
Капиталовложения, тыс. руб.	К
Дополнительные капиталовложения, тыс. руб.
Суммарные капиталовложения, тыс. руб.
Потери энергии, кВтч/год
Издержки, вызванные потерями энергии, тыс. руб./год
Издержки на амортизацию, тыс. руб./год
Расчётные затраты, тыс. руб./год

Пример 2.1. Задание. Рассчитать переток мощности между ОРУ-1 и ОРУ-2 в нормальном и аварийном режимах и выбрать автотрансформаторы связи на электростанции, схема которой приведена на рис. 2.1. На электростанции установлены 4 генератора мощностью 200 МВт каждый, нагрузка ОРУ-1 Рмакс=320 МВт, U_ОРУ-I=110 кВ, U_ОРУ-II=220 кВ, станция работает на угле.

Решение.

Согласно [1] принимается потребление на собственные нужды

Р_С.Н. = 0.08 · Р_УСТ = 0,08 · 200 = 16 МВт.

Приняв тип генератора ТГВ-200, согласно [1] определяем номинальный cos φ генератора: cos φ_Г = 0,85.

Переток мощности через автотрансформатор в нормальном режиме

.

Рассчётная мощность одного автотрансформатора при условии установки двух трехфазных трансформаторов

К установке принимаются два трехфазных автотрансформатора типа АТДЦТН-63/230/121 кВ.

Однако необходимо проверить перегрузку принятого автотрансформатора в аварийном режиме при потере одного блока ОРУ-1.

Знак “ - ” для перетока мощности означает, что изменилось его направление.

Проверяется условие допустимости перегрузки

Автотрансформатор АТДЦТН-63 окончательно принимается для данного варианта схемы электрических соединений ТЭС.

Пример 2.2. Задание. Рассчитать перетоки мощности между ОРУ-1 и ОРУ-2 в нормальном и аварийном режимах и выбрать автотрансформаторы связи на электростанции, схема которой приведена на рис. 2.2. На электростанции 4 генератора мощностью 100 МВт каждый, нагрузка ОРУ-1 Рмакс=320 МВт, U_ОРУ-1=110 кВ, U_ОРУ-2 = 220 кВ, cosφ_Г = 0.85; Р_С.Н.= 16 МВт.

Решение.

Для заданных значений напряжений ОРУ-1 и ОРУ-2 рассчитывается коэффициент выгодности автотрансформатора

.

Согласно [1] S_{Г ,НОМ} = 235.3 МВА . Для связи между ОРУ-1 и ОРУ-2 устанавливаются два трехфазных автотрансформатора, для обмотки низшего напряжения каждого из них должно быть выполнено условие ΣS_РАСЧ, _Н.Н ≥ S_{Г, НОМ} , откуда

Расчётная мощность одного автотрансформатора

К установке принимаются два трехфазных автотрансформатора типа

АТДЦТН-250/230/121/15,75 кВ.

Проверяется загрузка обмотки среднего напряжения автотрансформатора в нормальном режиме:

ΣS_АТ,НОМ = 250 · 2 = 500 > |S_{ПЕРЕСТ,СН}| = 55,47 МВА.

Проверяется загрузка обмотки высшего напряжения автотрансформатора в нормально режиме:

ΣS_{АТ, НОМ} = 250 · 2 = 500 > |S_{ПЕРЕСТ,ВН}| = 272,94 МВ.А.

Проверяется перегрузка обмоток принятого автотрансформатора в аварийном режиме при потере одного блока ОРУ-1.

Переток мощности в аварийном режиме по обмотке среднего напряжения

ΣS_{АТ, НОМ} ·1.4 = 2*250 · 1.4 = 700 > | | = 160 МВА.

Переток мощности в аварийном режиме по обмотке высшего напряжения автотрансформатора

ΣS_АТ,НОМ ·1,4 = 250,2 · 1,4 = 700 > | | = 56,47 МВА.

2.2. Расчёт токов К.З.

Для выбранного варианта производится окончательный расчёт токов трехфазного к.з. Расчетные точки к.з. указаны на рис. 2.3.

Расчет токов к.з. от системы и генераторов следует производить в именованных единицах. Приведение производится к той ступени, на которой рассчитывается к.з.

Ряд базисных напряжений U_Б: 750; 525; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 20; 15,75; 13,8; 10.5; 6.3 кВ.

Сопротивления элементов схемы определяются зависимостями:

система -

трансформатор -

(для расщепленного трансформатора S _НОМ делится на 2;

генератор -

Для автотрансформатора вычисляются отдельно сопротивления трех обмоток:

Производится преобразование схемы к многолучевой звезде, и рассчитываются значения токов к.з. от всех источников по закону Ома:

Расположение расчётных точек к.з.

Рис. 2.3.

Величина ЭДС для системы Ес=1.1; для генератора:

Значение тока Іn,τ определяется по методу расчетных кривых.

При расчете токов к.з. постоянная времени системы принимается во всех точках равной Та = 0,05с, постоянная времени генератора, на зажимах которого находится точка к.з., соответствует каталожным данным, во всех остальных случаях ее среднее значение принимается 0,14с.

При наличии генераторов различной мощности точка к.з. располагается на зажимах генератора большей мощности.

В точке К4 источником тока к.з. являются также подключенные к секции собственных нужд двигатели. Расчет токов к.з. от двигателей производится по методике, изложенной в [5]. Согласно этой методике ввиду того, что точный состав двигателей собственных нужд неизвестен, приблизительно их суммарная мощность определяется выражением:

ΣР_НОМ=0.7S_{ТСН,НОМ,}

где S_{ТСН,НОМ} номинальная мощность трансформатора собственных нужд (для расщепленных трансформаторов принимается 0.5 S_{ТСН , НОМ}).

При наличии ПРТСН значение ΣР_НОМ включает в себя как мощность двигателей, непосредственно присоединенных к шинам расчетной секции, так и двигателей присоединенных к другим секциям, которые связаны с расчетной секцией через магистрали резервного питания (например, в режиме замены рабочего трансформатора одного блока с одновременным пуском или остановом другого блока).

Начальное значение периодической составляющей тока к.з. от двигателей:

где Іn,o,д, ΣР_НОМ имеют размерности кА и МВт соответственно, U_НОМ – междуфазное напряжение двигателей, Кв, К_п– кратность пускового тока средневзвешенного двигателя , К_п=4.5-5.6.

Периодическая составляющая тока к.з. к моменту τ:

.

Апериодическая составляющая тока к.з. к моменту τ:

Ударный ток к.з.:

где К_У,Д – ударный коэффициент, принимается для двигателей К_У,Д = 1,65.

Расчет токов к.з. должен завершаться сводной таблицей.

Таблица 2.7. Сводная таблица токов к.з.

Токи к.з.	Источники к.з.	Токи к.з., кА	Та с	τ с	Тип выключателя
In,0	In,τ	ia,τ	iy
КІ	Система 1
Система 2
Генерат. 1
Генерат. 2
……
Генерат.n
……
Итого
	.
.
.

Время τ для расчета токов к.з. определяется индивидуально для каждой точки

τ = t_{С, В} + 0,07,

где t_{С, В} – собственное время отключения выключателя, определяется по каталожным данным выключателей.

Типом выключателя необходимо было задаваться при определении расчетных затрат. В разделе 2.2 более конкретно подбирается тип выключателя по значению тока In,o_Σ. Окончательная проверка выключателя выполняется в разделе 2.4.1.

2.3. Расcчет числа линий и выбор схемы ОРУ

Количество линий для ОРУ 110кВ, 220 кВ, 330 кВ, как правило, определяется величиной передаваемой по ним мощности:

где Рмакс – передаваемая мощность с шин ОРУ в максимальном режиае;

Рэк – экономическая мощность одной линии. Величина Рэк определяется в соответствии с данными [1].

Для определения Рэк необходимо предварительно задаться величиной сечения линии, что делается произвольно, однако сечение не должно быть менее допустимого по короне. В случае применения расщепленного на 2-3 части провода, что снижает потери на корону, необходимо величину Рэк, определенную по табличным данным, умножить на число проводов в фазе.

,

где Рпред – предельная мощность, передаваемая по одной линии;

Величина Рпред определяется аналогично величине Рэк по [1].

При большой длине линий с номинальным напряжением 500 кВ и более их минимальное число определяется выражением:

где Рн – натуральная мощность линии.

,

где Uном – номинальное напряжение линии, кВ;

Z_В – волновое сопротивление линии, Ом.

Полученное число линий должно быть уточнено по аварийному режиму следующим образом:

,

где Рпред – предельная мощность, передаваемая по одной линии. Определяется по [1] в зависимости от длины линии (принять длину линии 500 кВ 400 км, 750 кВ – 700 км).

Волновое сопротивление линий 500 кВ может быть принято равным 250 Ом, линий 750 кВ – 200 Ом.

Число линий, отходящих от ОРУ, число генераторов, подключенных к шинам этого же ОРУ, автотрансформаторов и РТСН в дальнейшем называется “числом присоединений”. Для мощных районных электростанций при напряжениях 110 и 220 кВ и числе присоединений до 12 рекомендуется схема две системы шин с обходной системой шин. При большем числе присоединений, а также при числе генераторов мощностью 300 МВт 3 и более, независимо от числа присоединений, системы шин должны секционироваться выключателем. Полуторная схема, схема 4/3, схема двух четырехугольников, объединенных двумя перемычками с выключателями в перемычках применяются при напряжения 330 кВ и более.

Указанные схемы несколько отличаются числом выключателей, что является весьма существенным вследствие высокой стоимости выключателей повышенного напряжения, а также показателями надежности.

2.4. Выбор аппаратуры и токоведущих частей

Аппаратура и токоведущие части выбираются только для принятого варианта. Выбору подлежат: выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения, токоведущие части в РУ всех напряжений.

2.4.I. Выбор выключателей и разъединителей

Выбор выключателей производится согласно ГОСТу 687-70 и завершается сводной табл.2.8.

Таблица 2.8. Условия выбора выключателя (указывается тип выключателя и привода) и разъединителя

Параметры	Условия выбора	Расчетные параметры	Каталожные данные выключателя	Каталожные данные разъединителя
Номинальное напряжение, кВ
Длительный ток, кА
Номинальный ток динамической стойкости, кА
Номинальный ток отключения, кА	симметричный: асимметричный:
Термическая стойкость, кА 2·c

При установке выключателей в РУ стремятся к их идентичности, выключатели могут отличаться только номинальными токами в том случае, если присоединения РУ имеют резко различные рабочие токи. В каждой схеме электрических соединений есть выключатель, имеющий наиболее тяжелые расчетные условия (обычно, суммарный ток к.з.). Таким, например, в схеме ''две системы шин с обходной'' является обходной выключатель, который в режиме опробования обходной системы шин и наличия на ней к.з. отключает суммарный ток к.з. В схеме полуторной, 4/3, многоугольник выключатели с небольшой погрешностью могут выбираться по суммарному току к.з., т.к. необходимо учитывать неодновременность срабатывания двух выключателей при к.з., например на линии, а также возможность предварительного отключения линии с противоположного конца.

В сети собственных нужд, где применяется одна секционированная система шин, выполненная при помощи ячеек КРУ, в наиболее тяжелых условиях находится выключатель в цепи понижающего трансформатора 6/0,4 кВ, который также выбирается по суммарному току к.з. от системы и двигателей.

При выборе выключателя по длительному допустимому току необходимо учитывать возможность его повышения в различных аварийных режимах. Так, например, для линии передаваемая мощность (следовательно и ток) может возрастать от P_ЭК до P_ПРЕД, в цепи генератора ток длительно не может повышаться более, чем на 5%, в цепи автотрансформатора связи возможно возрастание тока на 40%. Т.к. выключатели не обладают перегрузочной способностью (как, например, трансформаторы), то возможность прохождения повышенного тока должна быть запланирована заранее.

Расчет выключателей на термическую стойкость следует производить по упрощенному выражению:

где .

Значение дает завышенную величину теплового импульса. Уточненный расчет требуется только в тех случаях, когда аппарат, выбранный по другим условиям, не проходит по термической стойкости, что в условиях тепловой электростанции, где время действия релейной защиты практически для всех присоединений не превышает 0,1 с, не имеет места.

Время определяется по справочным данным и представляет собой полное время отключения выключателя с учетом гашения дуги.

Выключатели и разъединители выбираются во всех точках к.з. В точке выбирается также тип ячейки КРУ.

2.4.2. Выбор трансформаторов тока

При выборе трансформаторов тока, прежде всего, определяется тип трансформатора - встроенный или выносной, что, в свою очередь, зависит от типа принятого ранее выключателя. В случае возможности установки применяются встроенные трансформаторы тока, во всех остальных случаях – выносные. Выбор трансформаторов тока завершается сводной табл. 2.9.

Таблица 2.9. Условия выбора трансформатора тока

Параметры	Условия выбора	Расчетные параметры	Каталожные данные
Номинальное напряжение, кВ	UРАБ <= UНОМ
Длительный ток, кА	IФОРС <=IНОМ
Динамическая стойкость, кА
Термическая стойкость,	BK <=(KT I1HOM )2 T

Трансформаторы тока выбираются во всех цепях. Трансформаторы тока установленные на линии ОРУ-1 или ОРУ-2 проверяются по вторичной нагрузке. Проверка сводится к выполнению условия:

S₂ <= S_2,НОМ .

При расчете вторичной нагрузки трансформатора тока необходимо по справочным данным, определить, какие приборы установлены на данном присоединении и потребляемую ими мощность. Для определения мощности, необходимо задаться длиной соединительных проводов. Это расстояние составляет для трансформаторов тока, установленных в РУ повышенных напряжений, несколько сот метров.

Сечение соединительных медных проводов по условиям механической прочности должно быть не менее 2,5 _ММ².

В пояснительной записке приводится схема подключения приборов к трансформатору тока (звезда, неполная звезда).

2.4.3. Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения устанавливаются: на каждой системе шин ОРУ повышенных напряжений и на каждой секции в случае их секционирования. При Uном 330кВ на каждой линии; между генератором и блочным трансформатором для работы приборов при пуске и остановке генератора; секции СН 6 кВ; на стороне 6 кВ РТСН для контроля наличия напряжения на резервном источнике питания, что необходимо по условиям работы АВР.

Номинальное напряжение устанавливаемых трансформаторов напряжения принимается соответственно месту их подключения. На электрической станции с блоками 100МВТ и выше счетчики, трансформаторы напряжения и трансформаторы тока должны иметь класс точности измерений 0.5.

В пояснительной записке трансформаторы напряжения установленные на линии ОРУ-1 или ОРУ-2 проверяются по вторичной нагрузке.

Выбор трансформатора напряжения, установленного на сборных шинах ОРУ-1 или ОРУ-2.

Таблица 2.10. Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения

Наименование приборов	Тип	Потребляемая мощность на одну катушку, ВА	Число катушек	Число приборов	Общая потребляемая мощность, ВА
Вольтметр
Частотомер
.
.
Итого

При отсутствии данных принять для счетчиков .

Проверка по вторичной нагрузке сводится к выполнению условия:

.

2.4.4. Выбор шин и токоведущих частей

Выбор сечения сборных шин и ошиновки в пределах ОРУ производится по длительно допускаемому току нагрузки наибольшего присоединения. При выборе сборных шин, следует руководствоваться реальным токораспределением по ним. Ни в коем случае не суммируя нагрузку, т.к. нет такого участка шин, по которым протекал бы суммарный ток нагрузки.

Ошиновка на ответвлениях к блочным трансформаторам и линиям, по которым известны реальные потоки мощности, выбирают по экономической плотности тока .

Практически в большинстве схем (две системы шин с обходной, полуторная и т.д.) бывает достаточным выбрать шины по току нагрузки самого мощного присоединения. Однако окончательно сечение сборных шин не должно быть меньше любого подключаемого к ним ответвления. Фактически многие участки сборных шин существенно недогружены.

Шины ОРУ должны проверяться по короне, на термическую стойкость и на динамическое действие тока к.з. Последняя проверка требуется только в тех случаях, когда мощность короткого замыкания превышает допустимую (см. табл.2.11).

Таблица 2.11. Допустимые значения мощности к.з.

Номинальное напряжение, кВ
Мощность к.з., МВА

В пояснительной записке производится выбор сборных шин для ОРУ-1 и ОРУ-2(в соответствии с заданием).

Выбор сборных шин РУ должен завершаться сводной табл.2.12.

Таблица 2.12. Условия выбора шин

Параметры	Условия выбора	Расчетные параметры	Допустимые значения
Длительный ток, кА
Термическая стойкость, мм2
Условия коронирования, кВ/Ом
Электродинамическое действие тока к.з., м

При проверке на коронирование коэффициент 1,07 олределяется повышением напряженности на среднем проводе при горизонтальной подвеске проводов.

Электродинамическое действие тока к.з. на гибкие шины состоит в том, что под действием тока к.з. провода отклоняются, и расстояние между ними может стать меньше допустимого по электрической прочности.

Напряженность электрического поля Е определяется для нерасщепленного провода выражением:

где U- линейное напряжение, кВ;

- среднее геометрическое расстояние между проводами, см.;

- радиус провода, см.

При горизонтальном расположении фаз

,

где D – расстояние между соседними фазами - см.;

Для сборных шин приняты расстояния: 110 кВ – 3м; 220 кВ – 4м; 330 кВ – 4,5м; 500 кВ – 6м; 750 кВ – 10м.

Напряженность электрического поля для расщепленных проводов:

где n – число проводов в фазе;

- эквивалентный радиус провода;

K – Коэффициент (см. табл.2.13).

Таблица 2.13. Значения K и

Число проводов в фазе
K

Расстояние между проводами в расщепленной фазе a принимается при кВ – 20-30 см, при кВ – 40см.

Критическая напряженность электрического поля

,

где m – коэффициент шероховатости поверхности провода (m=0,82).

На мощных тепловых станциях, для соединения генераторов с повышающими трансформаторами, широко применяются комплектные пофазно экранированные токопроводы. Комплектные токопроводы применяются также для соединения понижающих трансформаторов со стороны 6 кВ с ЗРУ.

В пояснительной записке должен быть указан тип принятых комплектных токопроводов и кратко описано их устройство.

3. Указания к выполнению графической части пояснительной записки

Графическая часть должна содержать два листа первого формата. На первом листе изображается главная схема электрических соединений станции для принятого варианта, включая схему СН 6 кВ. Схема выполняется в соответствии с ГОСТами 2721-68, 2747-68, 2750-68, 2751-68, 2755-74.

Помимо основного оборудования на листе должны быть изображены трансформаторы тока и напряжения, разрядники, рабочие и заземляющие разъединители, измерительные приборы.

На листе указывается тип выбранных аппаратов и токоведущих частей.

Второй лист выполняется по индивидуальному заданию и должен охарактеризовать конструкцию ОРУ ВН. При выполнении второго листа необходимо придерживаться стандартных масштабов и проставлять основные размеры.

При выполнении чертежей студенты могут использовать наглядные пособия (схемы ОРУ, альбомы типовых схем) и использовать электронную графическую базу данных, имеющуюся на кафедре.

Список литературы

1.Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. /Под ред. Б.Н. Неклепаева – 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергия , 1978. – 456 c.

2. Околович М.Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов.- М.: Энергоиздат, 1982.- 400с.

3. Электрическая часть станций и подстанций. Учебник для вузов/ А.А. Васильев, И.П. Крючков и др; Под ред. А.А. Васильева.- М.: Энергия, 1980. 608с.

4. Электрическая часть электростанций. Под ред. С.В. Усова. Учебник для вузов. Л.:Энергия, 1977.- 556с.

5. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций.- 2-е изд., перераб.- М.: энергия, 1980. – 600 c.

Индивидуальные задания на курсовое проектирование