ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ

Оси и плоскости тела человека - Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.

Отёска стен и прирубка косяков - Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.

Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) - В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.

Проектування головної схеми з'єднань електричної частини ГЕС

123 4 5 6

3.3.1. Вибір схеми видачі потужності ГЕС

При проектуванні схеми видачі потужності електростанції вирішуються завдання вибору значення напруги (або напруг), на якій видається потужність станції, числа, напряму і пропускної здатності ЛЕП на кожній напрузі, бажаного розподілу генеруючої потужності між різними напругами, визначаються перетоки потужності через трансформатори або автотрансформатори зв’язку і здійснюється їх вибір.

Значення напруг, на яких видається потужність станції, визначається для кожної ЛЕП в залежності від їхньої довжини та максимальної потужності що передається по ним за емпіричною формулою Іларіонова:

, (3.1)

де – довжина ЛЕП, км; – максимальна потужність ЛЕП, МВт.

Формула Іларіонова дає задовільний результат для шкали номінальних напруг в діапазоні 35…750 кВ.

Після визначення номінальних значень напруг для всіх ЛЕП, для кожної ЛЕП обирається стандартне значення номінальної напруги, яке є найближчим до розрахункового. Стандартний ряд номінальних напруг ЛЕП приведено в табл. 3.1.

Таблиця 3.1. Стандартні значення номінальних напруг ЛЕП

110 (154)

Слід мати на увазі, що обрання більше двох напруг, на яких видається потужність ГЕС, є недоцільним. Так, наприклад, якщо від ГЕС відходять п’ять ЛЕП і за розрахунками визначено, що номінальна напруга двох з них дорівнює 220 кВ, двох – 110 кВ а однієї – 35 кВ, номінальна напруга останньої приймається рівною 110 кВ незважаючи на результат розрахунків за формулою (3.1). У випадку подібних змін значень номінальної напруги ЛЕП, доцільно змінювати її в сторону збільшення.

Якщо ГЕС видає електроенергію в енергосистему на одній напрузі, вона має одну розподільчу установку (РУ) (рис. 3.1). Якщо ГЕС видає електроенергію в енергосистему на двох напругах, вона має дві РУ (рис. 3.2).

У випадку коли визначено дві напруги видачі потужності ГЕС в енергосистему, постає питання розподілу гідрогенераторів між двома РУ. В цьому випадку вигідно розподілити генератори між РУ пропорційно до сумарних максимальних потужностей, що видаються в енергосистему з РУ кожної напруги.

Рис. 3.1. Схема приєднання до енергосистеми ГЕС з однією напругою видачі потужності

Рис. 3.2. Схема приєднання до енергосистеми ГЕС з двома напругами видачі потужності

Якщо до РУ-1 з напругою приєднано ліній з сумарною максимальною потужністю , а до РУ-2 з напругою приєднано ліній з сумарною максимальною потужністю , то:

, (3.2)

де – кількість гідрогенераторів, підключених до РУ-1, а – загальна кількість гідроагрегатів ГЕС.

Отримане при рішенні рівняння (3.2) значення округлюється до найближчого цілого числа. Кількість гідрогенераторів, підключених до РУ-2, визначається як . Слід зазначити, що отримані значення та є лише рекомендованими і можуть змінюватись в залежності від інших умов (зручна для проектування кількість приєднань РУ, забезпечення однотипності обладнання, тощо).

Зв'язок між РУ-1 та РУ-2 здійснюється за допомогою трансформаторів або автотрансформаторів (АТ). Для надійного звязку між РУ, зазвичай, обирають два паралельні трансформатори або АТ. Для визначення потужності цих трансформаторів або АТ необхідно перейти від величин активних потужностей генерації та споживання до величин повних потужностей:

· номінальні повні потужності гідрогенераторів, МВА:

, ; (3.3)

· повні потужності ЛЕП у режимі максимальних навантажень, МВА:

, . (3.4)

Необхідно визначити максимально можливий перетік потужності між РУ. Для цього слід розглянути наступні режими:

1) відключені всі ЛЕП, приєднані до РУ-1, всі генератори, приєднані до РУ-1, включені та працюють з номінальним навантаженням;

2) всі ЛЕП, приєднані до РУ-1, працюють у режимі максимальних навантажень, всі генератори, приєднані до РУ-1, відключені;

3) відключені всі ЛЕП, приєднані до РУ-2, всі генератори, приєднані до РУ-2, включені та працюють з номінальним навантаженням;

4) всі ЛЕП, приєднані до РУ-2, працюють у режимі максимальних навантажень, всі генератори, приєднані до РУ-2, відключені.

В першому режимі перетік повної потужності через трансформатори або АТ буде дорівнювати сумі номінальних повних потужностей генераторів, що приєднані до РУ-1, МВА:

. (3.5)

В другому режимі перетік повної потужності буде дорівнювати сумі повних потужностей, що передаються по ЛЕП РУ-1 у режимі максимальних навантажень, МВА:

. (3.6)

В третьому режимі перетік повної потужності буде дорівнювати сумі номінальних повних потужностей генераторів, що приєднані до РУ-2, МВА:

. (3.7)

В четвертому режимі перетік повної потужності буде дорівнювати сумі повних потужностей, що передаються по ЛЕП РУ-2 у режимі максимальних навантажень, МВА:

. (3.8)

Розрахункова потужність зв’язку визначається як максимальна з чотирьох розрахованих, МВА:

. (3.9)

За довідковими даними обираються трансформатори або АТ. У випадку коли напруга однієї з РУ складає 35 кВ обираються трансформатори, якщо напруги обох РУ 110 кВ або вище, доцільно обрати АТ. Вибір здійснюється за такими умовами:

, (3.10)

, (3.11)

. (3.12)

Рекомендується обирати трифазні трансформатори або АТ, які мають пристрої для регулювання напруги під навантаженням (РПН).

3.3.2. Вибір структурної схеми ГЕС

Одним з різновидів зображення головної схеми електричної станції є схема трансформаторних з'єднань між генераторами і розподільчими установками основних напруг на якій позначені генератори та трансформатори, не позначені комутаційні пристрої, а РУ спрощено представлені у вигляді прямокутників. Таке зображення головної схеми електричної станції називається структурною схемою.

Порядок вибору структурної схеми ГЕС наступний:

1) складається ряд технічно можливих варіантів структурної схеми ГЕС;

2) для кожного варіанта вибираються трансформатори;

3) визначають техніко-економічні показники всіх варіантів схеми;

4) на підставі результатів техніко-економічного порівняння варіантів обирається найвигідніша структурна схема ГЕС.

В основу побудови структурної схеми ГЕС покладено блочний принцип. Найбільш поширеними є такі варіанти блоків:

· одиничний блок (рис. 3.3,а,б);

· укрупнений блок (рис. 3.3,в);

· здвоєний блок (рис. 3.3,г).

а) б) в) г)

Рис. 3.3. Структурні схемі блоків ГЕС

Одиничний блок «генератор-трансформатор-вимикач» (рис. 3.3,а) є найбільш надійним з усіх варіантів блоків оскільки включає в себе мінімально можливу кількість послідовно з’єднаних елементів і в разі виходу з ладу одного з них, втрачається потужність лише одного генератора. В той же час, такий блок, зазвичай, є дорожчим за капіталовкладеннями і для визначення доцільності встановлення на ГЕС одиничних блоків необхідне техніко-економічне обґрунтування.

Іноді на одиничних блоках між генератором і трансформатором встановлюють генераторний вимикач (рис. 3,б). Генераторний вимикач є додатковим елементом у колі послідовно з’єднаних елементів і тому надійність блоку знижується. Однак при цьому знижується і число комутаційних операцій у РУ високих напруг, що підвищує їх надійність. Остаточне рішення про встановлення генераторного вимикача у одиничному блоці приймається на підставі аналізу всієї схеми електричних з'єднань. В одиничних блоках генераторний вимикач рекомендується встановлювати у наступних випадках:

1) на електричних станціях, що працюють у піковому режимі,

2) коли відключення блоку з боку високої напруги змінює схему підключення інших приєднань (схеми багатокутника, три вимикачі на два приєднання і т.д.)

3) у випадку живлення власних потреб ГЕС від шин генераторної напруги.

Більш економічними, але менш надійними є схеми укрупнених та здвоєних блоків. В таких блоках встановлення генераторних вимикачів є обов’язковим для забезпечення можливості відключення від мережі одного з генераторів блоку при збереженні інших в роботі. Схеми здвоєних та укрупнених блоків є приблизно рівноцінними за капіталовкладеннями та структурною надійністю, тому при виборі між варіантами схеми ГЕС з укрупненими або здвоєними блоками треба проводити техніко-економічне порівняння.

У схемі здвоєного блоку використовується трансформатор з розщепленою обмоткою низької напруги. Перевагою схем з таким трансформатором є вища експлуатаційна надійність за рахунок того, що трансформатори з розщепленою обмоткою є кращими обмежувачами струмів КЗ у порівнянні зі звичайними двохобмотковими трансформаторами. В той же час, використання трансформаторів з розщепленою обмоткою призводить до ускладнення схем релейного захисту.

Якщо кількість генераторів ГЕС велика (шість та більше) умісно розглядати в якості варіантів структурної схеми:

1) укрупнені блоки з об’єднанням трьох і більше генераторів (рис. 3.4,а);

2) комбінацію здвоєних та укрупнених блоків (рис. 3.4,б).

а) б)

Рис. 3.4. Структурні схемі блоків ГЕС з великою кількістю генераторів

Після визначення декількох можливих варіантів структурної схеми ГЕС виконується їхнє техніко-економічне порівняння з метою визначення найкращого варіанту. Для цього виконується вибір основного обладнання (генератори та трансформатори) для кожного з варіантів. Вибір комутаційного та допоміжного обладнання на етапі техніко-економічного порівняння не виконується, оскільки одинична вартість елементів комутаційного та допоміжного обладнання значно менша за одиничну вартість елементів основного обладнання і, як наслідок, складає незначну частину капіталовкладень.

Вибір гідрогенераторів та трансформаторів або АТ зв’язку ГЕС був проведений на попередніх стадіях проектування, таким чином, для техніко-економічного порівняння варіантів залишилось вибрати лише блочні трансформатори.

Вибір блочних трансформаторів включає визначення їхнього типу, номінальної потужності та напруг. Рекомендується застосовувати трифазні трансформатори. Вибір номінальної потужності трансформатора проводиться з урахуванням його пропускної здатності. Так блочний трансформатор повинен забезпечувати видачу потужності генератора (генераторів) в мережу високої напруги за вирахуванням потужності навантаження, підключеного на відгалуженні від генератора. На відгалуження генераторів, які працюють за блочним принципом, зазвичай, підключають споживачів власних потреб станції. Оскільки на гідроелектростанціях потужність власних потреб складає 1…2% від встановленої потужності станції, то розрахунок потужності блочних трансформаторів можна вести за номінальною потужністю генераторів.

Потужність трансформатора одиничного блоку визначається як, МВА:

, (3.13)

де – номінальна потужність гідрогенератора, МВт; – номінальний коефіцієнт потужності гідрогенератора.

Потужність трансформатора укрупненого блоку та потужність трансформатора з розщепленою обмоткою здвоєного блоку визначається наступним чином, МВА:

, (3.14)

де – кількість гідрогенераторів у блоці.

Трансформатори обираються за наступними умовами:

; (3.15)

, (3.16)

, (3.17)

де – номінальна напруга гідрогенератора, кВ; – номінальна напруга РУ до якої приєднується блок, кВ.

Оптимальний варіант схеми ГЕС визначається за двома техніко-економічними показниками:

1) капіталовкладення в основне обладнання;

2) річні втрати електроенергії в основному обладнанні.

Оскільки генератори та трансформатори або АТ зв’язку однакові для всіх варіантів, порівняльний аналіз проводиться лише за блочними трансформаторами. Капіталовкладення в цьому випадку визначається як сума цін всіх блочних трансформаторів, млн. грн.:

, (3.18)

де m – загальне число блочних трансформаторів; – ціна і-того блочного трансформатора, млн. грн.

Річні втрати електроенергії визначаються втратами електроенергії у всіх блочних трансформаторах. Річні втрати електроенергії у трансформаторі складаються з постійних втрат, які визначаються втратами неробочого ходу трансформатора, та змінних втрат, які визначаються втратами короткого замикання трансформатора, кВт·год:

, (3.19)

де – втрати неробочого ходу трансформатора, кВт; – кількість годин у календарному році; – втрати короткого замикання трансформатора, кВт; – номінальна потужність трансформатора, МВА; – максимальна робоча потужність трансформатора, яка дорівнює потужності за якою його було обрано, МВА; – час максимальних втрат електроенергії на ГЕС, год.

Час максимальних втрат електроенергії залежить від часу використання максимальної потужності ГЕС і визначається за графіком .

Рис. 3.5. Залежність часу максимальних втрат електроенергії від тривалості використання максимального навантаження

Таким чином, сумарні річні втрати електроенергії в блочних трансформаторах ГЕС складають, кВт·год:

, (3.20)

де m – число блочних трансформаторів; – річні втрати електроенергії у і-тому блочному трансформаторі, кВт·год.

У випадку коли один з варіантів структурної схеми ГЕС виявляється найкращим за обома техніко-економічними показниками (мінімальні капіталовкладення та мінімальні втрати електроенергії) він приймається в якості остаточного варіанту схеми. У випадку коли один з варіантів потребує мінімальних капіталовкладень, а в іншому будуть мінімальні втрати електроенергії, для всіх варіантів визначається додатковий техніко-економічний показник – зведені витрати. Зведені витрати є витратною складовою ефекту та визначаються як, млн. грн.:

, (3.21)

де – капіталовкладення в основне обладнання, млн. грн.; – нормативний коефіцієнт ефективності ( , що відповідає середньому строку окупності ( )); – експлуатаційні витрати, млн. грн.

Експлуатаційні витрати визначаються наступним чином, млн.грн.:

, (3.22)

де – витрати на амортизацію, млн. грн.; – витрати на обслуговування ГЕС, млн. грн.; – витрати обумовлені втратами електроенергії в основному обладнанні ГЕС, млн. грн.

Амортизаційні витрати включають в себе відрахування на реновацію та капітальні ремонти ГЕС і визначаються як, млн. грн.:

, (3.23)

де – амортизаційний коефіцієнт.

Витрати на обслуговування складаються з витрат на поточні ремонти ГЕС та на зарплату персоналу, млн. грн.:

, (3.24)

де – коефіцієнт витрат на обслуговування ( якщо найвищій клас напруги на ГЕС і якщо ).

Витрати обумовлені втратами електроенергії визначаються як, млн. грн.:

, (3.25)

де – тариф на електроенергію, грн./кВт·год.

Остаточно приймається той варіант структурної схеми ГЕС, зведені витрати за яким будуть мінімальними.

3.3.3. Вибір схем електричних з’єднань розподільчих установок ГЕС

Схеми електричних з'єднань РУ дуже різноманітні, їх можна поділити на три типи:

· радіальний тип: з комутацією приєднань через один вимикач (з однією або двома системами збірних шин з одним вимикачем на кожне приєднання, які при необхідності можуть бути доповнені обхідною системою шин з обхідним вимикачем, або байпасними роз’єднувачами приєднань);

· кільцевий тип: з комутацією приєднань через два вимикачі (схеми багатокутників, схеми 3/2, 4/3, 5/4 вимикача на приєднання);

· спрощений тип: зі скороченим числом вимикачів (менше одного на приєднання), чи зовсім без них (схеми містків).

Вибір схеми РУ ГЕС здійснюється за наступними показниками:

· номінальна напруга РУ;

· кількість приєднань РУ;

· черговість спорудження і перспектива подальшого розширення РУ.

Вибір схем РУ 6…20 кВ. РУ напругою 6…20 кВ на ГЕС, зазвичай, використовуються у схемах укрупнених блоків (див. рис. 3,в; 4,а,б) і у схемах власних потреб. Вони мають невелику кількість приєднань (від трьох до шести). Для таких РУ найбільш раціональним рішенням є схеми радіального типу з комутацією приєднань через один вимикач з однією системою збірних шин. Секціонування збірних шин та обхідну систему шин тут не передбачають. Схему такої РУ представлено на рис. 3.6.

Рис. 3.6. Схема РУ з однією системою збірних шин

Вибір схем РУ напругою 35 кВ і вище. Вони, зазвичай, мають значну кількість приєднань (чотири та більше). Вищій клас напруги та більша кількість приєднань висувають більш жорсткі вимоги до надійності таких РУ, а саме:

1) ремонт вимикача повинен виконуватися без відключення приєднання;

2) відключення приєднання повинно здійснюватися не більш ніж двома вимикачами;

3) відмова будь-якого вимикача не повинна приводити до одночасного відключення двох чи більше ліній.

Електричні схеми РУ напругою 35 кВ і вище дуже різноманітні. Тут можуть бути використані електричні схеми всіх трьох типів. Однак, перебір всіх існуючих схем електричних з'єднань нераціональний. В залежності від вихідних даних (клас напруги та кількість приєднань) можна визначити групу можливих схем, у межах якої, в свою чергу, визначити найкращу. Нижче приведені загальні рекомендації щодо визначення схеми РУ ГЕС напругою 35 кВ і вище.

Якщо число приєднань РУ 35…220 кВ відносно мале (не більше чотирьох – шести) і подальше розширення не планується, то в першу чергу варто розглянути схеми багатокутників (рис. 3.7).

а) б)

в)

Рис. 3.7. Схеми багатокутників

(а – схема трикутника, б – схема чотирикутника, в – схема шестикутника)

При великій кількості приєднань для РУ 35 кВ і вище використовуються схеми радіального типу з комутацією приєднань через один вимикач. Якщо , а відповідальність і довжина ліній, що відходять від ГЕС, невеликі, можна використати схему РУ з двома системами збірних шин (рис. 3.8,а). Обхідна система шин з обхідним вимикачем або байпасні роз’єднувачі приєднань в цьому випадку не передбачаються.

Для розподільчих установок 110 (154) та 220 кВ ГЕС, де потужності та відповідальність приєднань вищі, необхідно забезпечити:

· можливість виведення в ремонт вимикача ЛЕП без виведення з роботи ЛЕП;

· необхідну потужність генерації розглядуваної РУ.

Виходячи з цих умов, для РУ таких класів напруг можна запропонувати:

· схему РУ з двома системами збірних шин, обхідною системою шин з обхідним вимикачем (рис. 3.8,б);

· схему РУ з двома системами збірних шин з байпасними роз’єднувачами на ЛЕП (рис. 3.8,в).

Схема з обхідною системою шин дозволяє виводити в ремонт вимикач будь-якого приєднання (генератор, лінія, трансформатор або АТ зв’язку). Приєднання при цьому підключається через обхідний вимикач та залишається в роботі.

Схема з байпасними роз’єднувачем на лініях дозволяє виводити в ремонт вимикачі тих приєднань на яких встановлені байпасні роз’єднувачі залишаючи в роботі приєднання. Приєднання при цьому підключається через шинноз’єднувальний вимикач до однієї системи шин, а всі інші при цьому переводяться на другу систему шин. При використанні такої схеми на ГЕС, зазвичай, байпасні роз’єднувачі встановлюються на всіх лініях РУ і не встановлюються на блоках генераторів.

У випадку коли до РУ підключено три чи більше блоків генераторів використовують схему з двома системами збірних шин з байпасними роз’єднувачами на ЛЕП. Ця схема є більш економічною ніж схема з обхідною системою шин.

Якщо до РУ підключено один чи два блоки генераторів, відключення блоку через ремонт вимикача суттєво зменшить потужність генерації розподільчої установки. Оскільки, це є неприпустимим, а встановлення байпасних роз’єднувачів на генераторні блоки малоефективне з точки зору надійності, для таких розподільчих установок ГЕС використовуються схеми РУ з двома системами збірних шин та обхідною системою шин.

За великої кількості приєднань (12 і більше) РУ з байпасними роз’єднувачами та РУ з обхідною системою шин виконують секціонованими.

а) б)

в)

Рис. 3.8. Схеми РУ з двома системами збірних шин

(а – схема з двома системами збірних шин, б – схема з байпасними роз’єднувачами, в – схема з обхідною системою шин)

До РУ надвисоких напруг (330 кВ та вище) умови надійності ще більш жорсткі, оскільки вони мають системне значення. У випадку невеликої кількості приєднань РУ надвисокої напруги для неї умісно застосувати схему багатокутника (аналогічно до РУ 35…220 кВ, див. рис. 3.7).

Для розподільчих установок надвисокої напруги з великим числом приєднань рекомендують надійні схеми кільцевого типу з комутацією приєднань через два вимикачі. Такими схемами є:

· схема три вимикачі на два приєднання або 3/2 (рис. 3.9,а);

· схема чотири вимикачі на три приєднання або 4/3 (рис. 3.9,б);

· схема п’ять вимикачів на чотири приєднання або 5/4 і т.д.

а) б)

Рис. 3.9. Схеми розподільчих установок надвисокої напруги

(а – схема 3/2, б – схема 4/3)

Вибір доцільного варіанту серед схем, приведених на рис. 3.9, визначається кількістю приєднань та необхідним рівнем надійності схеми. Наприклад, при шести приєднаннях схема 3/2 буде надійнішою за 4/3. Кожен ланцюг у схемах на рис. 3.9 складають таким чином, щоб він міг зберігати працездатність при відключенні його від обох систем збірних шин. Якщо кількість ланцюгів перевищує чотири, системи збірних шин секціонують.

3.3.4. Розрахунок струмів короткого замикання ГЕС

Коротке замикання (КЗ) – це пошкодження елементу (або елементів) електрообладнання яке супроводжується значним зростанням струмів у електричній мережі.

Режим КЗ є аварійним режимом енергосистеми та її підсистем, до яких належать ГЕС. Таким чином, при виникненні КЗ необхідно:

· якомога швидше його ліквідувати;

· забезпечити збереження динамічної та термічної стійкості основного обладнання ГЕС, а також її провідників і апаратів на час його ліквідації.

Для ліквідації КЗ використовуються пристрої релейного захисту (РЗ), які автоматично реагують на зростання струму у обладнанні що захищається. Таким чином, для правильного обрання та настроювання пристроїв РЗ треба заздалегідь, на етапі проектування, визначити значення струмів КЗ.

Провідники і апарати РУ ГЕС повинні задовольняти усім режимам її функціонування: нормальному, аварійному та післяаварійному. У нормальному режимі всі елементи електроустановки знаходяться в роботі і функціонують відповідно до запланованих для них навантажень та якісних показників. Аварійний режим настає при раптовому порушенні нормального режиму. За розрахунковий аварійний режим приймають, звичайно, режим КЗ. Після вимикання КЗ настає післяаварійний режим, коли проводиться заміна чи відновлювальний ремонт ушкодженого обладнання.

Підсумовуючи сказане, можна зробити висновок, що розрахунок струмів КЗ є необхідним для:

· вибору та настроювання пристроїв РЗ;

· вибору та перевірки на динамічну та термічну стійкість провідників і апаратів.

Для вибору та настроювання пристроїв РЗ необхідний розрахунок струмів КЗ всіх видів. Для вибору та перевірки провідників і апаратів розрахунковим видом КЗ є трифазне КЗ. Методику розрахунку струмів трифазного КЗ вибирають у залежності від виду розрахункової схеми і місця розташування розрахункової точки КЗ. Схеми ГЕС, зазвичай, є нескладними з точки зору складання та спрощення заступної схеми і не містять великої кількості розрахункових точок КЗ (одна – чотири точки в залежності від кількості РУ, наявності генераторних вимикачів, тощо). Таким чином, для розрахунку струмів трифазних КЗ у електричній схемі ГЕС достатньо використати найпростіший з розрахункових методів – метод еквівалентного перетворення схеми.

Визначення розрахункової схеми електричної частини ГЕС для розрахунків струмів трифазного КЗ.

Розрахункова схема – це однолінійна електрична схема проектованої станції, у яку включені всі джерела живлення і всі можливі зв'язки між ними. Приклад розрахункової схеми ГЕС приведений на рис. 3.10.

На розрахунковій схемі в комутаційних вузлах усіх напруг вказують точки КЗ, для яких необхідно розрахувати струми КЗ. Місце розташування вибирають таким чином, щоб через обладнання, що перевіряється, протікав максимально можливий струм КЗ, який і є розрахунковим. Наприклад, для провідників і апаратів у колі приєднання генератора Г4 необхідно визначити який струм КЗ буде максимальним: що протікає від еквівалентної системи (т. К3) чи від генератора (т. К3’), тому у вузлі генератора Г4 маємо дві розрахункові точки КЗ.

За розрахунковою схемою складається заступна схема, яка представляє собою однолінійне електричне коло складене з внутрішніх опорів та ЕРС елементів схеми. Заступну схему складають для початкового моменту КЗ і тому всі джерела в схему вводять своїми надперехідними параметрами.

Рис. 3.10. Розрахункова схема ГЕС з двома розподільчими установками

Заступні схеми елементів електрообладнання і розрахункові формули для визначення їхніх опорів представлені в табл. 3.2.

Таблиця 3.2. Заступні схеми та приведені опори елементів енергосистеми

Елемент	Заступна схема	Параметри заступної схеми елемента, в.о.
Генератор
Двохобмотковий трансформатор, автотрансформатор
Триобмотковий трансформатор, автотрансформатор

Продовження табл. 3.2

Трансформатор з розщепленою обмоткою НН
Лінія електропередачі		, де
Енергосистема

Розрахункові формули в табл. 3.2 приведені до базисних величин (базисна напруга та базисна потужність). Приведення параметрів електричної мережі при розрахунках струмів КЗ до базисних величин викликане необхідністю замінити всі магнітні (трансформаторні) зв’язки на електричні. Базисну напругу рекомендовано обирати рівною номінальній напрузі вузла у якому розглядається КЗ, базисну потужність рівною номінальній повній потужності генератора ГЕС.

Заступна схема ГЕС з рис. 3.10 складається у відповідності до заступних схем елементів з таблиці 3.2. Живленням місць КЗ з ліній Л2, Л4 можна знехтувати оскільки вони є тупиковими і, як наслідок, не вносити ці лінії до заступної схеми. Заступна схема для розрахунку струмів КЗ представлена на рис. 3.11. На заступну схему наносять всі розрахункові точки КЗ.

Рис. 3.11. Заступна схема ГЕС для розрахунку струмів трифазних КЗ

Схеми та формули еквівалентних перетворень електричних схем приведені в табл. 3.3.

Таблиця 3.3. Схеми та формули еквівалентних перетворень електричних схем

З’єднання елементів	Еквівалентне перетворення ділянки схеми	Розрахункова формула
Послідовне з’єднання двох елементів
Послідовне з’єднання n елементів
Паралельне з’єднання двох елементів
Паралельне з’єднання n елементів
Паралельне з’єднання двох елементів з ЕРС		,
Паралельне з’єднання n елементів з ЕРС		,
Перетворення «зірки» в «трикутник»		, ,
Перетворення «трикутника» в «зірку»		, ,

Для кожної точки КЗ еквівалентні перетворення схеми робляться окремо. В результаті еквівалентних перетворень повинна утворитись еквівалентна заступна схема типу «джерело – опір – точка КЗ» (рис. 3.12,а) або двохпроменева еквівалентна заступна схему типу «два джерела – два опори – точка КЗ» (рис. 3.12,б). Перший тип еквівалентної схеми є результатом перетворення схеми для точок КЗ в яких необхідно визначити максимальний сумарний струм КЗ (т. К1, К2 (див. рис. 3.10, 3.11)). Другий тип – для точок в яких необхідно визначити від якого променя буде протікати більший струм КЗ до місця пошкодження (т. К3 (див. рис. 3.10, 3.11)).

а) б)

Рис. 3.12. Еквівалентні заступні схеми

За еквівалентною схемою визначають значення періодичної складової струму трифазного КЗ в момент часу , яке приймається в якості розрахункового. Для схеми з рис. 12,а:

. (3.26)

Для еквівалентної схеми з рис. 3.12,б визначаються два струми трифазного КЗ в момент часу :

, (3.27)

. (3.28)

В якості розрахункового струму приймається максимальний з визначених струмів (3.27), (3.28).

3.3.5. Вибір електричних апаратів і провідників ГЕС

Вибір електричних апаратів і провідників для розподільчих установок електростанцій, в тому числі ГЕС, роблять відповідно до розрахункових умов тривалих і короткочасних режимів. Тривалий режим роботи електрообладнання – це режим, що продовжується не менше чим необхідно для досягнення сталої температури його частин при незмінній температурі охолоджувального середовища. Короткочасний режим роботи електрообладнання – це режим, за якого його температура не встигає досягти усталеного значення при незмінній температурі охолоджувального середовища. До тривалих режимів відносять нормальний, ремонтний та післяаварійний режими. Короткочасним режимом є аварійний режим (найчастіше – КЗ).

Визначення типу та параметрів електричних апаратів та провідників виконується за параметрами тривалих режимів, а перевірка – за параметрами короткочасних режимів. Нижче приведені умови вибору і перевірки основних електричних апаратів і провідників що використовуються на ГЕС.

Вибір та перевірка вимикачів. Вимикачі залежно від вживаних в них дугогасних і ізолюючих середовищ підрозділяються на масляні, повітряні, елегазові, вакуумні, малооб’ємні масляні і електромагнітні.

У мережах 6…20 кВ застосовуються малооб'ємні масляні вимикачі, вимикачі з магнітним гасінням дуги, вакуумні і елегазові. Як генераторні вимикачі потужних блоків застосовуються також повітряні вимикачі.

На напрузі 35…220 кВ застосовуються бакові масляні, елегазові та повітряні вимикачі. У мережах 330 кВ і вище застосовуються повітряні і елегазові вимикачі.

Вимикач обирається за трьома основними параметрами: номінальною напругою, номінальним струмом та відключальною здатністю за періодичною складовою струму КЗ.

Номінальна напруга вимикача більша або дорівнює номінальній напрузі приєднання на яке він встановлюється:

. (3.29)

Номінальний струм вимикача більше або дорівнює максимальному струму приєднання на яке він встановлюється:

. (3.30)

Періодична складова струму відключення вимикача повинна бути більше періодичної складової розрахункового струму КЗ в місці установки вимикача:

. (3.31)

За каталожними даними обирається вимикач, параметри якого задовольняють умовам (3.29) – (3.31), після чого здійснюється його перевірка на динамічну та термічну стійкість до струмів КЗ.

Перевірка вимикача на динамічну стійкість до струмів КЗ:

· діюче значення періодичної складової гранично допустимого струму КЗ вимикача повинно бути більшим за періодичну складову розрахункового струму КЗ в місці установки вимикача:

, (3.32)

· амплітудне значення допустимого струму КЗ вимикача повинно бути більшим за повний розрахунковий струм КЗ в місці установки вимикача:

, (3.33)

, (3.34)

де – коефіцієнт аперіодичної складової струму КЗ в момент часу (момент часу коли величина повного струму КЗ є максимальною). В цей момент часу коефіцієнт приймають рівним 0,85.

Перевірка вимикача на термічну стійкість до струмів КЗ. Повинна виконуватись наступна умова:

, (3.35)

де – допустимий струм термічної стійкості вимикача, кА; – допустимий час термічної стійкості вимикача, с; – розрахунковий тепловий імпульс вимикача, кА²·с.

Розрахунковий тепловий імпульс вимикача визначається наступним чином:

, (3.36)

де – власний час відключення вимикача, с; – час спрацювання релейного захисту (приймається рівним 0,1 с).

Вимикачі обираються для кожного приєднання. При виборі вимикачів, як і іншого обладнання, слід прагнути до однотипності, що спрощує експлуатацію.

Вибір та перевірка роз’єднувачів. Роз’єднувач обирається за двома основними параметрами: номінальною напругою та номінальним струмом. Номінальна напруга роз’єднувача більша або дорівнює номінальній напрузі приєднання на яке він встановлюється:

. (3.37)

Номінальний струм роз’єднувача більше або дорівнює максимальному струму приєднання на яке він встановлюється:

. (3.38)

За каталожними даними обирається роз’єднувач, параметри якого задовольняють умовам (3.37), (3.38), після чого здійснюється його перевірка на динамічну та термічну стійкість до струмів КЗ.

Перевірка вимикача на динамічну стійкість до струмів КЗ виконується тільки за амплітудним значенням допустимого струму КЗ роз’єднувача, яке повинно бути більшим за повний розрахунковий струм КЗ в місці установки роз’єднувача:

. (3.39)

Перевірка роз’єднувача на термічну стійкість до струмів КЗ. Повинна виконуватись наступна умова:

, (3.40)

де – допустимий струм термічної стійкості роз’єднувача, кА; – допустимий час термічної стійкості роз’єднувача, с; – розрахунковий тепловий імпульс роз’єднувача, який дорівнює розрахунковому тепловому імпульсу вимикача цього ж приєднання, кА²∙с.

Роз’єднувачі обираються для кожного приєднання окремо. Роз’єднувачі одного приєднання мають бути однотипними. При виборі роз’єднувачів однієї РУ також, як і у випадку з вимикачами, слід прагнути до однотипності.

Вибір та перевірка трансформаторів напруги. Трансформатори напруги (ТН) встановлюються:

· на виводах обмотки статора кожного генератора;

· на кожній системі шин кожної розподільчої установки.

ТН обирається за наступними параметрами:

· первинна напруга;

· клас точності;

· сумарна повна потужність пристроїв, підключених до вторинних обмоток.

Первинна напруга вимірювального ТН повинна дорівнювати номінальній напрузі приєднання або приєднань до шин якого він приєднується:

. (3.41)

Визначається необхідний клас точності ТН. Основні класи точності ТН: 0,5; 1,0; 3,0. Якщо до вторинної обмотки підключаються пристрої обліку електроенергії (лічильники) її клас точності повинен бути 0,5. Якщо вимірювальні щитові прилади (вольтметри, ватметри, частотоміри) – 1,0. Якщо пристрої РЗА – 3,0.

Кожному класу точності відповідає своя допустима повна потужність пристроїв підключених до вторинної обмотки , ВА. Чим вищій клас точності, тим меншою є . При цьому, для того щоб ТН працював у обраному класі точності, для кожної вторинної обмотки, повинна виконуватись умова:

, (3.42)

де – це сумарна повна потужність пристроїв, підключених до вторинної обмотки ТН, ВА.

Оскільки на даному етапі не визначений повний склад приладів та пристроїв, які будуть підключені до вторинних обмоток ТН, перевірка умови (3.42) не виконується. Визначення вторинного навантаження ТН відбувається при проектуванні пристроїв управління, релейного захисту й автоматики ГЕС.

Вибір та перевірка трансформаторів струму. Трансформатори струму (ТС) встановлюються послідовно з кожним вимикачем кожної РУ, а також між генератором та блочним трансформатором навіть за відсутності генераторного вимикача.

ТС обирається за наступними параметрами:

· первинна напруга;

· первинний струм;

· клас точності;

· повний опір пристроїв та з’єднувальних проводів, підключених до вторинних обмоток.

Після вибору ТС виконується його перевірка на динамічну та термічну стійкість до струмів КЗ.

Первинна напруга вимірювального ТС повинна бути більше або дорівнювати номінальній напрузі приєднання, на яке він встановлюється:

. (3.43)

Первинний струм вимірювального ТС повинен бути більше або дорівнювати максимальному струму приєднання на яке він встановлюється:

. (3.44)

Визначається необхідний клас точності ТС. Основні класи точності ТC: 0,5; 1,0; 3,0. Якщо до вторинної обмотки підключаються пристрої обліку електроенергії (лічильники) її клас точності повинен бути 0,5. Якщо вимірювальні щитові прилади (амперметри, ватметри) – 1,0. Якщо пристрої РЗА – 3,0.

Кожному класу точності відповідає свій припустимий повний опір пристроїв та з’єднувальних проводів, підключених до вторинних обмоток ТС , Ом. Чим вищій клас точності, тим меншим є . При цьому, для того щоб ТС працював у обраному класі точності, для кожної вторинної обмотки, повинна виконуватись умова:

, (3.45)

де – це сумарний повний опір пристроїв, підключених до вторинної обмотки ТС, Ом; – повний опір проводів, що з’єднують вторинну обмотку ТС з пристроями що підключені до неї, Ом.

Оскільки на даному етапі не визначений повний склад приладів та пристроїв, які будуть підключені до вторинних обмоток ТС, перевірка умови (3.45) не виконується. Визначення вторинного навантаження ТС відбувається при проектуванні пристроїв управління, релейного захисту й автоматики ГЕС.

Перевірка ТС на динамічну стійкість до струмів КЗ виконується тільки за амплітудним значенням допустимого струму КЗ ТС, яке повинно бути більшим за повний розрахунковий струм КЗ в місці установки ТС:

. (3.46)

Перевірка ТС на термічну стійкість до струмів КЗ. Повинна виконуватись наступна умова:

, (3.47)

де – допустимий струм термічної стійкості ТС, кА; – допустимий час термічної стійкості ТС, с; – розрахунковий тепловий імпульс ТС, який дорівнює розрахунковому тепловому імпульсу вимикача цього ж приєднання, кА²·с.

Вибір обмежувачів перенапруги. Розрядники (обмежувачі перенапруги) встановлюються на кожній системі шин кожної РУ 35-750 кВ. Вони обираються за номінальною напругою, яка повинна дорівнювати напрузі РУ на яку вони встановлюються:

. (3.48)

Вибір струмопровідних частин 6…20 кВ. Струмопровідні частини напругою 6…20 кВ (на ГЕС це струмопроводи генераторів та блочних трансформаторів з боку нижчої напруги) виконуються жорсткими голими алюмінієвими або мідними шинами прямокутного або коробчатого перетину.

При струмах до 3000 А застосовуються шини прямокутного перетину. При великих струмах рекомендуються шини коробчатого перетину, оскільки вони забезпечують кращі умови охолоджування і менші втрати. Переріз струмопроводів генераторної напруги вибирається за економічною щільністю струму, мм²:

, (3.49)

де I_н – струм номінального режиму, А; j_е – нормована економічна щільність струму, А/мм². Економічні щільності струму для жорстких шин приведені в табл. 3.4.

Таблиця 3.4. Економічна щільність струму для жорстких шин

Матеріал шин	Економічна щільність струму, А/мм² за часу використання максимальної потужності ГЕС , год
до 3000	від 3000 до 5000	більше 5000
мідь	2,5	2,1	1,8
алюміній	1,3	1,1	1,0

За довідковими даними обираються номінальні розміри та переріз шин (найближчий більший до розрахункового ).

Обрані жорсткі шини перевіряються на термічну стійкість. Перевірка проводиться за умовою, мм²:

, (3.50)

де S_min - мінімальний переріз провідника, що відповідає вимозі термічної стійкості при КЗ, мм².

Цей мінімальний переріз визначається за виразом, мм²:

, (3.51)

де – розрахунковий тепловий імпульс в місці встановлення шин, кА²∙с; для алюмінієвих шин, для мідних шин.

Перевірка шин на динамічну стійкість. Жорсткі шини, укріплені на ізоляторах, є динамічною коливальною системою. Якщо власні частоти f₀ коливальної системи «шини – ізолятори» співпадуть з частотою зміни електродинамічних сил, то механічні навантаження на шини і ізолятори зростуть. Частота власних коливань системи «шини – ізолятори» дорівнює, Гц:

(3.52)

де l – довжина прольоту між ізоляторами, м; J – момент інерції поперечного перетину шини щодо осі, перпендикулярної напряму сили, що вигинає, см⁴; S – поперечний переріз шини, см²; К – коефіцієнт, що залежить від матеріалу шин (для алюмінію К=173,2; для міді К=125,2).

Момент інерції J залежить від способу кріплення шин на ізоляторах та визначається за виразами в табл. 3.5.

Таблиця 3.5. Розрахункові формули моментів інерції J та опорів W

для різних способів кріплення шин

Змінюючи l та J, добиваються того, щоб механічний резонанс був виключений, тобто f₀ > 200 Гц.

Механічний розрахунок жорстких шин. Визначається найбільше зусилля, що виникає при трифазному короткому замиканні, Н:

, (3.53)

де – повний (ударний) розрахунковий струм КЗ в місці установки, А; а –відстань між сусідніми фазами, м; l – проліт шини (відстань між сусідніми ізоляторами однієї фази), м.

Максимальний згинаючий момент що діє на шину, Н·м:

. (3.54)

Механічна напруга у матеріалі шини при дії максимального згинаючого моменту, МПа:

, (3.55)

де W – момент опору шини щодо осі, перпендикулярної дії зусилля, см³ (див. табл. 3.5).

Шини динамічно стійкі, якщо:

, (3.56)

де σ_доп – допустима механічна напруга в матеріалі шин, яка визначається за довідковими даними, МПа.

Вибір струмопровідних частин 35 кВ і вище. Струмопровідні частини розподільчих установок 35 кВ і вище на електростанціях зазвичай виконуються гнучкими сталеалюмінієвими проводами АС або АСО. Гнучкі провода застосовуються також для з'єднання блочних трансформаторів з РУ.

Переріз гнучких проводів вибирається за економічною щільністю струму:

, (3.57)

де – номінальний робочий струм блоку при виборі гнучких проводів для з'єднання блочних трансформаторів з РУ та сумарний номінальний робочий струм всіх блоків РУ при виборі ошиновки, А; – економічна щільність струму, А/мм² за табл. 3.4.

Шини та струмопроводи, виконані голими проводами на відкритому повітрі, на термічну та динамічну стійкості не перевіряються.

123 4 5 6