Федеральное агентство по образованию

Федеральное государственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

Челябинский энергетический колледж им. С.М. Кирова

СБОРНИК МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ

к практическим работам, курсовому и дипломному

проектированию

по ПМ 01 Техническое обслуживание электрооборудования электрических станций, сетей и систем

для специальности 140206 «Электрические станции, сети и системы»

2012

Сборник методических указаний к практическим работам. Специальная дисциплина: «Электрооборудование электрических станций сетей и систем».

Разработала В.В. Николаева. – ЧЭнК, 2012, 151с.

Рассмотрена на заседании

цикловой комиссии электроспецдисциплин

Протокол № от 2012г.

Председатель ЦК

_____________________О.В. Лосева

Рецензент:

Ю.И. Добрынин, преподаватель ГОУ СПО «Челябинский энергетический колледж им. С.М. Кирова»

Данный сборник предназначен для студентов 3 и 4 курсов очной формы обучения и студентов 5 курса заочной формы обучения по специальности 140206 «Электрические станции, сети и системы» и содержит краткий теоретический материал по каждой теме, задание, алгоритм и пример решения практических работ, а так же приложение и список литературы.

1

Содержание

Введение 3

1Практическая работа №1 «Построение графиков электрических нагрузок» 4

2 Практическая работа №2 «Расчет 3-х фазного тока КЗ» 14

3 Практическая работа №3 «Расчет 1-2-х фазного токов КЗ» 35

4 Практическая работа №4 «Выбор реакторов» 45

5 Практическая работа №5 «Выбор гибких шин и ошиновки» 52

6 Практическая работа №6 «Выбор выключателей и разъединителей» 62

7 Практическая работа №7 «Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения» 67

8 Практическая работа №8 «Разработка структурной схемы ГРЭС» 82

9 Практическая работа №9 «Разработка схемы собственных нужд ГРЭС» 92

10 Практическая работа №10 «Разработка структурной схемы ТЭЦ» 101

11 Практическая работа №11 «Разработка схемы собственных нужд ТЭЦ»108

12 Практическая работа №12 «Разработка конструктивного чертежа ОРУ»113

13 Практическая работа №13 «Составление схемы заполнения ЗРУ» 116

14 Практическая работа №14 «Расчет заземляющего устройства станции» 120

Приложение 135

Список литературы 151

2

Введение

Сборник методических указаний по практическим работам по дисциплине «Электрооборудование электрических станций сетей и систем» предназначен для студентов очной и заочной формы обучения специальности 140206 «Электрические станции, сети и системы».

Цели курса практических работ:

- закрепление теоретических знаний курса;

- приобретение навыков расчета токов короткого замыкания (КЗ);

- приобретение навыков составления структурных схем и конструктивных чертежей станции;

- приобретение навыков выбора электрического оборудования станции;

- подготовка к выполнению курсового проекта по данной дисциплине.

В результате выполнения практических работ студент должен:

знать:

- термическое и динамическое действие токов КЗ;

- способы преобразования схем для расчета токов КЗ;

- критерии выбора электрооборудования;

уметь:

- составлять структурные схемы и конструктивные чертежи станции;

- производить выбор электрооборудования;

иметь навык:

- работы со справочной литературой, в том числе в электронной форме;

- работы на ПК, включая компьютерные графические программы «Компас» и «Office Visio».

Практическая работа №14 обеспечивает выполнение расчета заземляющего устройства по исходным данным КП и служит разделом ДП.

Данный сборник методических указаний соответствует требованиям к уровню знаний, умений, навыков студентов, заявленному в рабочей программе и содержанию календарно-тематического плана учебной дисциплины.

Содержание практических работ обеспечивает применение студентами теоретических знаний не только курса «Электрооборудования электрических

станций, сетей и систем», но и курсов «Электрические машины и трансформаторы», «Измерительная техника», «Электрические сети и электроэнергетические системы» и способствует практическому овладению будущей профессией.

В каждой практической работе

1 сформулированы цели,

2 приведены требования к ЗУН студентов,

3 порядок выполнения работы,

4 дано краткое теоретическое изложение темы,

5 приведены исходные данные к алгоритму решения задания.

Сборник содержит справочные материалы, схемы, список литературы.

3

Практическая работа №1

Тема: построение годового графика электрических нагрузок предприятия.

Цель работы:

- ознакомление с видами графиков электрических нагрузок;

- освоение построения годовых графиков электрических нагрузок;

- определение технических показателей работы подстанции.

Теоретический материал

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т.е. диаграммой изменения мощности электроустановки во времени.

По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики можно разделить на следующие группы: - графики нагрузки потребителей, определяемые на шинах подстанций; - сетевые графики нагрузки – на шинах районных и узловых подстанций; - графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы; - графики нагрузки электростанций. По времени изучения графики делятся на: - сезонные; - суточные; - годовые.

Графики нагрузки используют для анализа работы электроустановок, для проектирования системы электроснабжения, для составления прогнозов электропотребления, планирования ремонтов оборудования, а также в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы. Фактический суточный график нагрузки может быть получен с помощью регистрирующих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра во времени.

Для построения суточного графика нагрузки надо располагать сведениями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность и коэффициентах спроса, которые определяются на основании опыта эксплуатации однотипных потребителей и приводятся в справочной литературе.

Для удобства расчетов график выполняется ступенчатым. Наибольшая возможная за сутки нагрузка принимается за 100%, а остальные ступени графика показывают относительное значение нагрузки для данного времени суток.

Порядок выполнения работы:

- повторение теоретического материала; [2, с.13-19]

- определение варианта задания;

4

- внимательное изучение задания на практическую работу;

- изучение и выполнение расчета по заданному алгоритму индивидуальной задачи.

В результате выполнения практической работы студент должен:

знать:

- виды графиков нагрузки;

- практическое применение графиков нагрузки;

- необходимые сведения для построения суточного графика нагрузки;

уметь:

- использовать типовой график нагрузки для построения графика конкретного потребителя;

- выполнять расчет по заданному алгоритму индивидуальной задачи.

Исходные данные индивидуальное задание.

Вариант определяется по таблице 1.1 в соответствии с номером по журналу учебной группы.

Таблица 1.1 Исходные данные для решения практической работы

Номер варианта	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Номер рисунка	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1
Номинальная мощность предприятия	320	360	380	420	400	460	500	520	540	560
Коэффициент спроса потребителя	0,7	0,6	0,7	0,8	0,5	0,7	0,8	0,4	0,8	0,85

Типовые графики активной нагрузки электрической сети (на шинах районной подстанции)

%

100

80

60

40

20 0 4 8 12 16 20 24 0 4 8 12 16 20 24 0 4 8 12 16 20 24

Рисунок 1 Рисунок 2 Рисунок 3

Алгоритм решения

1 Определить максимальную потребляемую мощность

, МВт; (1.1)

где - номинальная мощность, по заданию, МВт; - коэффициент спроса потребителя

2 Определить мощность каждой ступени графика

, МВт (1.2)

где - ордината соответствующей ступени типового графика в %. Принять максимальную потребляемую мощность за 100%

3 Определить постоянные потери:

, МВт (1.3)

где - постоянные потери, не зависящие от нагрузки (потери в трансформаторах).

4 Определить переменные потери для каждой ступени графика:

, МВт (1.4)

где - максимальные переменные потери, зависящие от потерь в обмотках транс­форма­торов и в линиях; (1.5)

- переменные потери; - мощность ступени графика, МВт.

Полученные расчетные данные свести в таблицу 1.1

Таблица 1.1 Расчетные данные

Лето							Зима
Час МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
Рст.
Рпост.
Рпер.

6

5 Построить суточный график электрической нагрузки (зимних и летних суток) с учетом потерь.

6 Построить годовой график электрической нагрузки данного потребителя.

7 Определить продолжительность использования мощности каждой ступени в год:

, час (1.6)

где - продолжительность использования мощности в сутки, час; - количество суток в году: зимних – 183, летних –182.

8 Определить потребляемую мощность за год.

, МВт×час (1.7)

где - мощность i-ой ступени графика, МВт; - продолжительность ступени, час.

9 Определить среднюю нагрузку потребителя за год:

, МВт (1.8)

где час, количество часов в год.

10 Определить степень неравномерности графика работы потребителя (коэффициент заполнения графика):

_(1.9)

11 Определить продолжительность использования максимальной нагрузки:

, час (1.10)

12 Определить коэффициент использования установочной мощности:

_(1.11)

13 Определить продолжительность использования установочной мощности:

, час (1.12)

7

Пример выполнения практической работы №1

Тема: построение годового графика электрических нагрузок

Исходные данные индивидуальное задание № 5,

построить годовой график электрической нагрузки подстанции и определить технико-экономические показатели работы потребителя, если наибольшая ступень потребляемой активной мощности в сутки составляет:

Р =300 МВт, а коэффициент спроса К = 0,8

%

100

80

60

40

20

0

0 4 8 12 16 20 24 час.

Рисунок 1.1- типовой график электрической нагрузки подстанции

Решение:

1 Определить максимальную потребляемую мощность:

, МВт; (1.1)

где - номинальная мощность, по заданию, МВт;

- коэффициент спроса потребителя.

2 Определить мощность каждой ступени графика:

, МВт; (1.2)

где - ордината соответствующей ступени типового графика в %.

Принять максимальную потребляемую мощность за 100%

2.1 Определить мощность каждой ступени летнего графика, результаты расчета свести в таблицу 1.1

2.2 Определить мощность каждой ступени зимнего графика, результаты расчета свести в таблицу 1.1

3 Определить постоянные потери:

, МВт; (1.3)

где - постоянные потери, не зависящие от нагрузки (потери в трансформаторах); Р_мах – максимальная мощность для летнего или зимнего графика (разные величины)

3.1 Определить постоянные потери для летнего графика, результаты расчета свести в таблицу 1.1

2 Определить постоянные потери для зимнего графика, результаты расчета свести в таблицу 1.1

4. Определить переменные потери для каждой ступени графика, результаты расчета свести в таблицу 1.1

, МВт; (1.4)

где - максимальные переменные потери, зависящие от потерь в обмотках транс­форма­торов и в линиях; (1.5)

- переменные потери;

- мощность ступени графика, МВт.

4.1 Максимальные переменные потери составят:

для летнего графика:

для зимнего графика:

4.2 Определить переменные потери для каждой ступени летнего графика,

результаты расчета свести в таблицу 1.1

4.3 Определить переменные потери для каждой ступени зимнего графика, результаты расчета свести в таблицу 1.1

Таблица 1.1- результаты расчета электрической нагрузки подстанции

Лето								Зима
час МВт	0 - 4		4 - 8	8 - 12	12 - 16	16 - 20	20 - 24	0 - 4	4 - 8	8 - 12	12 - 16	16 - 20	20 - 24
	48		48	144	144	144	48	144	144	240	240	240	144
	1,44							2,4
	1,3	1,3		11,5	11,5	11,5	1,3	6,9	6,9	19,2	19,2	19,2	6,9
	50,74	50,74		156,94	156,94	156,94	50,74	153,3	153,3	261,6	261,6	261,6	153,3

5 Построить годовой график электрической нагрузки по графикам зимних и летних суток с учетом потерь электрической энергии (по таблице 1.1) Р,МВт Т₁

Т2

Т3

Т4

300

240

180

120

60

0 4 8 12 16 20 24 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 ч

6.1 Определить продолжительность использования мощности каждой ступени в год:

, час (1.6)

где - продолжительность использования мощности в сутки, час;

- количество суток в году: зимних – 183, летних –182.

для летнего графика:

для зимнего графика:

6.2 Определить потребляемую мощность за год

, МВт×час (1.7)

где - мощность i-ой ступени графика, МВт;

- продолжительность ступени, час.

6.3 Определить среднюю нагрузку потребителя за год:

, МВт (1.8)

где час, количество часов в год

6.4 Определить степень неравномерности графика работы потребителя (коэффициент заполнения графика):

(1.9)

6.5 Определить продолжительность использования максимальной нагрузки:

, час (1.10)

6.6 Определить коэффициент использования установочной мощности:

(1.11)

6.7 Определить продолжительность использования установочной мощности:

, час (1.12)

Практическая работа №2

Тема: расчет токов трехфазного короткого замыкания

Цель работы:

- научиться преобразовывать схемы в точки КЗ;

- освоение расчета токов короткого замыкания;

- развивать навыки работы с каталогами и справочной литературой;

- продолжить изучение ЕСКД и применение их на практике (при оформлении отчета).

Теоретическая материал

Короткими замыканиями (КЗ) называют замыкания между фазами, замыканиями фаз на землю в сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

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

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

В трехфазных электроустановках возникают трех- и двухфазные КЗ. Кроме того, в трехфазных сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями дополнительно могут возникать также одно- и двухфазные КЗ на землю.

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

Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в поврежденных фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения и понижением уровня напряжения в электрической сети, особенно вблизи места повреждения.

Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев. Нагрев может ускорить старение и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов, потерю механической прочности шин и проводов и т.п.

Проводники и аппараты должны без повреждений переносить в течение заданного расчетного времени нагрев токами КЗ, т.е. должны быть

14

термически стойкими.

Протекание токов КЗ сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками. Если не принять

должных мер, под действием этих усилий токоведущие части и их изоляция могут быть разрушены. Токоведущие части, аппараты и электрические машины должны быть сконструированы так, чтобы выдерживать без повреждений усилия, возникающие при КЗ, т.е. должны обладать электродинамической стойкостью.

Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительного режима работы всех элементов энергосистемы, состоящей из многих электрических станций и подстанций, весьма сложен. Поэтому при решении большинства задач вводятся допущения, упрощающие расчеты и не вносящие существенных погрешностей. К таким допущениям относят следующие:

- принимается, что фазы ЭДС всех генераторов не изменяются в течение всего процесса КЗ;

- не учитывается насыщение магнитных систем;

- пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов;

- считают, что трехфазная система является симметричной.

Однако активное сопротивление необходимо учитывать при определении постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, Т_а.

Порядок выполнения работы:

- повторение теоретического материала; [2, с.95-116]

- определение варианта задания;

- изучение и выполнение расчета по заданному алгоритму индивидуальной задачи.

В результате выполнения практической работы студент должен:

Знать:

- виды коротких замыканий;

- действие токов КЗ на электрооборудование:

- основные формулы ТОЭ;

Уметь:

- преобразовать расчетные схемы в схемы замещения и в точку КЗ;

- выполнять расчет токов к.з.;

- использовать справочные материалы для определения k_у и Т_а;

- пользоваться диаграммами для определения и

Исходные данные: индивидуальное задание.

Вариант определяется по таблице 2.1

15

Таблица 2.1 Исходные данные для решения практической работы

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
№ варианта	1	2	3	4	5	6	7	8	9	0
№ схемы	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1
Точки КЗ	1; 4	1; 2	1; 2	2; 3	1; 3	1; 2	2; 4	1; 4	1; 3	1; 3
параметры	расчетные данные
U1; кВ	220	220	110	500	110	220	500	110	220	220
U2; кВ	110	10	10	220	10	10	110	10	10	110
U3; кВ	15,75	-	-	20	-	-	15,75	-	-	15,75
U4; кВ	15,75	-	-	20	-	-	15,75	-	-	15,75
Т1;Т2 Sном, МВА Uк, %	250	63	40	400	80	63	250	63	63	250
	11	12	10,5	13	10,5	12	13	10,5	12	11
Т3;Т4 Sном, МВА Uк, %	250	-	-	400	-	-	250	-	-	250
	10,5	-	-	11	-	-	10,5	-	-	10,5
Т5; Т6 Sном, МВА Uк, ВН, % Uк, ВС, % Uк, СН, %	125	-	-	3х167	-	-	250	-	-	200
	31	-	-	67	-	-	24	-	-	32
	11	-	-	9,5	-	-	10,5	-	-	11
	19	-	-	61	-	-	13	-	-	20
Рmax, МВт	300	130	85	400	110	70	220	140	70	260
Рmin, МВт	250	120	80	360	100	60	200	125	65	220
SС, МВА L, км количество линий, n Х*С	6000	4000	5000	8000	6000	4000	9000	5000	6000	7000
	140	150	90	900	60	120	1000	80	110	130
	4	3	2	2	3	2	3	3	2	3
	0,92	0,93	0,94	0,95	1,2	0,96	0,97	1,0	0,98	0,99

16

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
G1;G2,Рном, МВт Х11d	220	63	63	320	63	63	320	63	63	220
	0,246	0,256	0,256	0,258	0,256	0,256	0,258	0,256	0,256	0,246
G3;G4, Рном, МВт Х11d	220	63	-	320	63	-	320	63	-	220
	0,246	0,256	-	0,258	0,256	-	0,258	0,256	-	0,246
LRB; Хр, Ом	-	0,18	0,18	-	0,18	0,18	-	0,18	0,18	-

S_С; МВА

Х_*С

С L; км Р_min; МВА

n, линий Р_max; МВА

U1 к-1 к-2 U2

Т1 Т2 Т5 Т3 Т4

U4 U3

к-4 Т6 к-3

сн сн сн сн

G1 G2 G3 G4

Рисунок 2. 1- расчетная схема ГРЭС

17

Рисунок 2.2 – расчетная схема ТЭЦ

Рисунок 2.3 – расчетная схема ТЭЦ

18

Алгоритм решения

1 Определить параметры расчетной схемы

1.1 Для генераторов:

- номинальная мощность генератора, МВА [3, П.8.1]

- сверхпереходное сопротивление, отн. ед.

1.2 Для трансформаторов (автотрансформаторов):

- номинальная мощность трансформатора, МВА; [3, П.8.2]

- напряжение короткого замыкания.

1.3 Для реакторов:

- индуктивное сопротивление, Ом. [3, П.4.1]

1.4 Для линий: - удельное сопротивление линий, ^Ом/_км

^Ом/_км при кВ (один провод в фазе), ^Ом/_км при кВ (два провода в фазе), ^Ом/_км при кВ (три провода в фазе), ^Ом/_км при кВ (четыре провода в фазе).

2 Принять базисные параметры

2.1 Базисная мощность: МВА;

2.2 Определить среднее напряжение, согласно НТП по таблице 2.1

Таблица 2.1 Среднее напряжение

, кВ	0,38	6	10	35	110	220	500
, кВ	0,4	6,3	10,5	37	115	230	515

2.3 Определить базисный ток:

_(2.1)

3 Составить полную схему замещения и определить ее параметры

3.1 Для системы:

, (2.2)

где S_с и Х_*с - мощность и сопротивление системы, соответственно.

3.2 Для линии:

, (2.3)

где - длина линии, км.

3.3 Для двухобмоточный трансформаторов:

_(2.4)

19

3.4 Для автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов:

; (2.5)

; (2.6)

_(2.7)

3.5 Для трансформаторов с расщепленной обмоткой:

_(2.8)

3.6 Для реактора:

_(2.9)

3.7 Для генераторов:

_(2.10)

4 Преобразовать схему от источников к точке короткого замыкания К-1, используя известные правила ТОЭ, приведенные в таблице 2.2.

20

Таблица 2.2 Основные правила преобразования схем

Производимое преобразование	Схема		Формулы сопротивлений элементов преобразованной схемы
	До преобразования	После преобразования
1	2	3	4
Последовательное сопротивление	Х1 Х2 Х3	Х4	Х4 =Х1 +Х2+Х3
Параллельное соединение	Х1 Х2 Х3	Х4	; При двух ветвях При Х1 =Х2 =…=Ха
Преобразование треугольника в эквивалентную звезду	Х1,2 Х1,3 Х 2,3	Х1 Х2 Х3
Преобразование звезды в эквивалентный треугольник	Х1 Х2 Х3	Х1,2 Х1,3 Х2,3

21

5 Определить токи КЗ в точке К-1 в начальный момент времени КЗ

5.1 От энергосистемы:

- периодическая составляющая тока КЗ, кА,

; кА (2.11)

где - сверхпереходная ЭДС системы;

- сопротивление, полученное в результате преобразований, между системой и точкой КЗ (указать номер)

- апериодическая составляющая тока КЗ, кА;

; кА (2.12)

- ударный ток, кА,

; кА (2.13)

где - ударный коэффициент, таблица 2.3

22

Таблица 2.3 Значения постоянной времени затухания апериодической составляющей тока к.з. Т_а и ударного коэффициента

Элемент или часть энергосистемы	Та	Kуд.
Турбогенератор мощностью, МВт 12-60 100-1000	0,16 - 0,25 0,4 - 0,54	1,94 -1,955 1,975 – 1,98
Блок, состоящий из турбогенератора мощностью 60 МВт и трансформатора, при номинальном напряжении генератора, кВ 6,3 10	0,15 0,15	1,95 1,935
Блок, состоящий из турбогенератора и повышающего трансформатора, при мощности генератора, МВт 100-200 300 500 800	0,26 0,32 0,35 0,3	1,965 1,97 1,973 1,967
Система, связанная со сборными шинами, где рассматривается к.з., воздушными линиями напряжением, кВ 35 110-150 220-330 500-750	0,02 0,02 – 0,03 0,03 – 0,04 0,06 – 0,08	1,608 1,608 – 1,717 1,717 – 1,78 1,85 – 1,895
Система, связанная со сборными шинами, где рассматривается к.з., через трансформаторы единичной мощности, МВА 80 и выше 32-80 5,6-32	0,06 – 0,15 0,05 – 0,1 0,02 – 0,05	1,85 – 1,935 1,82 – 1,904 1,6 – 1,82
Ветви, защищенные реактором с номинальным током, А 1000 и выше 630 и ниже	0,23 0,1	1,956 1,904
Распределительные сети напряжением 6-10 кВ	0,01	1,369
Генератор типа: Т3В-63-2 Т3В-110-2 Т3В-160-2 Т3В-220-2 Т3В-320-2 Т3В-400-2 Т3В-540-2 Т3В-645-2 Т3В-800-2	0,39 0,41 0,408 0,307 0,388 0,34 0,33 0,33 0,33	1,975 1,976 1,976 1,968 1,974 1,972 1,971 1,97 1,97

5.2 От генераторов

, кА,

где , если мощность генераторов мВт и

, если мВт;

- сопротивление между генератором и точкой к.з.

, кА

, кА

6 Определить токи короткого замыкания в точке К-1 в момент отключения

6.1 Выбрать выключатель по напряжению ; [3,П.6.1]

6.2 Определить полное время отключения короткого замыкания

, с, (2.14)

где - время срабатывания релейной защиты, с;

- собственное время отключения выключателя, с.

6.3 Определить значения токов по ветвям:

От системы

- Определить периодическую составляющую тока к.з. в момент отключения

, кА, (2.15)

- Определить апериодическую составляющую тока к.з в момент отключения

, кА, (2.16)

где значение определяется по кривым

Рисунок 2.4 – кривые для определения затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

24

От генераторов

- Определить приведенный ток генераторов к той ступени напряжения, на которой рассматривается к.з.

, А (2.17)

где - суммарная мощность генераторов данной ветви;

- коэффициент мощности генераторов.

- Определить отклонение периодической составляющей тока к.з. к приведенному току генераторов:

(2.18)

Найти по кривым значение отношения

Рисунок 2.5 – кривые для определения затухания периодической составляющей тока короткого замыкания.

25

- Определить периодическую составляющую тока к.з. в момент отключения

, кА;

- Определить апериодическую составляющую тока к.з. в момент отключения

, кА.

7. Произвести расчет токов к.з. в точке К-2 аналогично расчету токов к.з. в точке К-1. Расчетные данные свести в таблицу 2.3

Таблица 2.4 Результаты расчета токов короткого замыкания
точки	токи, кА источник
К-1	От системы От генераторов Суммарный
К-2	аналогично

26

Пример выполнения практической работы №2

Тема: расчёт симметричных токов короткого замыкания

1 Составить расчётную схему, на которой привести основные

параметры электрооборудования

С S_ном.С =8000 МВА

Х_*С =0,98; Х_0.С =0,07

L=180 км Р_max =240 МВт

230 115 Р_min =200 МВт

4 ВЛ

Т1 Т2 Т5 Т3 Т4

Т6

G1 G2 G3 G4

Рисунок 2.1 – расчётная схема

2.2 Составить схему замещения

C

1/0,12

2-5/1,36 230 115

к-1

10/0,46 12/0 14-15/0,42

6/0,44 7/0,44

8/0,95 9/0,95 16-17/0,95 к-2

11/0,46 13/0

G1 G2 G3 G4

Рисунок 2.2- схема замещения

2.3 Определить параметры схемы замещения

За базисные условия принять: S_б=1000 МВА; U_б=U_ср.=115 кВ

Определить сопротивление системы

(2.1)

Определить сопротивление линий по условию:

(2.2)

где Х_уд.=0,4 Ом*км – для напряжения 220кВ (один провод в фазе)

Для блочных трансформаторов т1, т2, (тдц-250000/220/15,75)

(2.3)

_{Для блочных трансформаторов Т3, Т4, (ТДЦ-250000/110/15,75)}

Определить сопротивление для генераторов G1-4 (Т3В-200-2)

(2.4)

Определить сопротивление для автотрансформаторов Т5,Т6, (АТДЦТН-200000/220/110)

(2.5)

(2.6)

,

Х₁₂=Х₁₃ –пассивные сопротивления и в расчётах не учитываются

2.4 Расчёт токов короткого замыкания в точке К–1

Преобразуем схему от источника к точке короткого замыкания [3, т.2.2]

С С

18/0,46 21/0,23 К-1 22/0,84

К-1

19/0,7 20/0,69 24/0,45

G3;4

G1;2 G1-4

2.5 Определить токи к.з. в точке К-1 в начальный момент времени

От энергосистемы:

(2.7)

(2.8)

где Е^//=1 – сверхпереходная ЭДС источников для системы

(2.9)

(2.10)

где i_п.о – периодическая составляющая тока короткого замыкания, кА;

i_а.о. – апериодическая составляющая тока короткого замыкания, кА;

i_у – ударный ток, кА;

k_у – ударный коэффициент [3, т.2.3] От генераторов G1-4:

Е^//=1,13 – сверхпереходная ЭДС генераторов;

2.6 Определить токи к.з. в точке К-1в момент отключения

Предварительно выбираем выключатель по напряжению типа ВГТ-110

[3, П.6.1] Определяем полное время отключения короткого замыкания

(2.11)

где t_в –собственное время отключения выключателя;

t_р.з – время срабатывания релейной защиты;

Определить значение токов по ветвям

От системы:

(2.12)

(2.13)

где значение определяется по кривым [3, с. 24]

От генераторов G1-G4

Определяем приведённый ток генераторов к той ступени напряжения, на которой рассматривается короткое замыкание.

(2.14)

где ΣР_ном. – суммарная мощность генераторов;

COSφ – коэффициент мощности генераторов; [3, П.8.1]

Определяем отношение периодической составляющей тока короткого замыкания к приведённому току генераторов

(2.15)

Найти по кривым значение отношения [3, с. 25]

Определяем периодическую составляющую короткого замыкания в момент отключения

(2.16)

(2.17)

2.7 Выполнить расчёт токов короткого замыкания в точке К-2

Преобразовать схему от источников к точке короткого замыкания К-2

С

22/0,84

15/0,42

19/0,7 25/1,37 К-2

17/0,95

G1;2 G3

G4

С G1-3

27/2,0 28/1,1

к-2

17/0,95

G4

2.8 Определить начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания

От энергосистемы

От генераторов G1-3

От генератора G4

2.9 Определить токи к.з. в точке К–2 в момент отключения

Предварительно выбираем выключатель по напряжению типа

ВВГ-20-160 [3, П.6.1] Определяем полное время отключения короткого замыкания

Определить значение токов по ветвям

От системы:

От генератора G-4

Определяем приведённый ток генераторов к той ступени напряжения, на которой рассматривается короткое замыкание

Определяем отношение периодической составляющей тока короткого замыкания к приведённому току генераторов

Найти по кривым значение отношения: [3, с.25]

Определяем периодическую составляющую короткого замыкания в момент отключения

I_п.t=0,77*I_п.о.= 0,77*43,5=33,5кА

От генераторов G1-G3

Определяем отношение периодической составляющей тока короткого замыкания к приведённому току генераторов

Найти по кривым значение отношения: [3, с.25]

Определяем периодическую составляющую короткого замыкания в момент отключения

I_п.t=0,96*I_п.о.= 0,96*37,6 = 36кА

Полученные значения токов сносим в таблицу 2.1

Таблица 2.1 – Значения токов короткого замыкания

Точки	Токи к. з. Источники	Iп.о., кА	iа.о., кА	iу, кА		iа.t., кА
К-1	Система G1-G4 Суммарный	6 12,6 18,6	8,4 17,8 26,2	13,5 35 48,5	6 12 18	0,25 14 14,25
К-2	Система G1- G3 G4 Суммарный С; G1-3	18,3 37,6 43,5 55,9	25,9 53 61,6 78,9	51 105 121 156	18,3 36 33,5 54,3	15 33 38 48

Практическая работа №3

Тема: Расчет токов одно- и двухфазного коротких замыканий на землю

Цель работы:

- научиться преобразовывать схемы в точки к.з;

- освоение расчета токов несимметричного короткого замыкания;

- развивать навыки работы с каталогами и справочной литературой;

- продолжить изучение ЕСКД и применение их на практике (при оформлении отчета).

Теоретический материал

В трехфазных сетях могут возникать следующие несимметричные к.з.: двухфазные к.з.; одно- и двухфазные к.з. на землю. Расчеты несимметричных к.з., так же как и расчеты других несимметричных режимов в электрических системах (обрывы проводов, работа по системе «два провода – земля и т.п.), удобно производить с помощью метода симметричных составляющих. Суть его состоит в том, что любую несимметричную систему токов или напряжений, состоящих из трех векторов А, В, С, можно заменить тремя симметричными системами векторов прямой А₁, В₁, С₁, обратной А₂, В₂, С₂ и нулевой А₀, В₀, С₀ последовательностей.

Векторы системы прямой последовательности равны по величине и сдвинуты друг относительно друга на 120⁰ в направлении прямого чередования фаз. Векторы системы обратной последовательности равны по величине и сдвинуты друг относительно друга на 120⁰ в направлении обратного чередования фаз. Векторы системы нулевой последовательности совпадают по направлению и равны по величине, образуют симметричную, но неуравновешенную систему. Следовательно, геометрическая сумма векторов прямой, обратной и нулевой последовательностей равна нулю.

При расчетах несимметричных к.з. составляются схемы замещения отдельных последовательностей, в каждую из которых входят все элементы, по которым при данном несимметричном к.з. проходят токи соответствующих последовательностей.

Схемы замещения прямой последовательности составляется так же, как для расчета симметричного трехфазного к.з. Она сворачивается относительно точки к.з., и определяется результирующее сопротивление прямой последовательности Х_рез.1

Х_рез.1

С _к.з

Схема замещения обратной последовательности состоит из сопротивления обратной последовательности. При этом следует учесть, что сопротивления обратной и прямой последовательностей ЛЭП, реакторов и трансформаторов равны между собой.

35

В приближенных расчетах для синхронных машин Х₂ = Х¹¹_d.

Из выше изложенного следует, что результирующие сопротивления прямой и обратной последовательностей относительно рассматриваемой точки к.з. можно принять равными друг другу, т.е. Х_рез.1=Х_рез.2

Схема замещения нулевой последовательности необходима при расчетах токов к.з. на землю. В эту схему вводятся только те элементы расчетной схемы, по которым могут протекать токи нулевой последовательности, а именно: системы с заземленными нейтралями, силовые автотрансформаторы и трансформаторы с заземленными нейтралями, ЛЭП и кабели, соединяющие их.

Порядок выполнения работы:

- повторение теоретического материала; [2, c.116-136]

- определение варианта задания;

- изучение и выполнение расчета по заданному алгоритму индивидуальной задачи.

В результате выполнения практической работы студент должен:

знать:

- виды несимметричных коротких замыканий;

- основные формулы ТОЭ;

уметь:

- преобразовать расчетные схемы в схемы замещения и в точку к.з.;

- выполнять расчет несимметричных токов к.з;

Исходные данные: практическая работа №2.

Вариант определяется по таблице 2.1

Алгоритм решения

1 На расчетной схеме показать схемы соединения обмоток трансформаторов и режимы работы нейтрали. Определить необходимые параметры схемы (из пр.р.№2)

2 Составить эквивалентную схему замещения прямой последовательности.

2.1Определить ее параметры (аналогично 3-х фазному КЗ).

2.2 Определить результирующие сопротивления прямой последовательности, свернув схему в точку к.з, используя известные правила ТОЭ: [3, т.2.2]

или (3.1)

(3.2)

3 Составить схему замещения обратной последовательности. . 3.1Определить ее параметры

Для системы:

, (3.3)

где - сопротивление обратной последовательности системы.

36

Для генераторов:

, (3.4)

где - сопротивление обратной последовательности генератора

Остальные параметры остаются без изменений.

3.2 Определить результирующее сопротивление обратной последовательности , преобразовав схему в точку к.з.

4 Составить схему замещения нулевой последовательности. .

4.1 Определить ее параметры:

Для системы:

, (3.5)

где - сопротивление нулевой последовательности.

Для линии:

(3.6)

(3.7)

для одноцепных линий:

- без троса ;

- со стальным тросом ;

- с алюминиевым тросом .

для двухцепных линий:

- без троса ;

- со стальным тросом ;

- с алюминиевым тросом .

Для генераторов:

;

Если обмотки трансформаторов соединены по схеме «звезда»-«треугольник», то генераторы из расчетной схемы исключаются.

4.2 Определить результирующее сопротивление , преобразовав схему замещения в точку к.з.

37

5 Определить токи однофазного к.з. на землю.

5.1 Определить результирующее сопротивление току однофазного КЗ на землю

(3.8)

5.2 Определить периодическую составляющую тока КЗ

, кА, (3.9)

где , кА – базисный ток;

МВА

5.3 Определить ударный ток однофазного к.з. на землю:

, кА, (3.10)

где - ударный коэффициент [3,т 2.3]

6 Определить токи двухфазного к.з. на землю.

6.1 Определить результирующее сопротивление току двухфазного к.з.

; (3.11)

6.2 Определить периодическую составляющую тока КЗ:

, кА, (3.12)

где ; (3.13)

, - коэффициенты распределения тока.

6.3 Определить ударный ток двухфазного КЗ на землю:

(3.14)

Полученные расчетные данные свести в таблицу 3.1

Таблица 3.1 Расчетные данные
токи вид КЗ	, кА	, кА
Однофазное на землю
Двухфазное на землю

38

Пример выполнения практической работы №3

Тема: Расчет токов одно- и двухфазного коротких замыканий на землю

Исходные данные практическая работа №2

1 Составить расчётную схему, на которой привести основные

параметры электрооборудования (из П.Р. №2)

С S_ном.С =8000 МВА

Х_*С =0,98; Х_0.С =0,07

L=180 км Р_max =240 МВт

230 115 Р_min =200 МВт

Т1 Т2 Т5 Т3 Т4

Т6

G1 G2 G3 G4

Рисунок 3.1- расчетная схема

1 На расчетной схеме показать схемы соединения обмоток трансформаторов и режимы работы нейтрали. Определить (взять из практической работы №2) необходимые параметры схемы.

2 Преобразовать схему замещения прямой последовательности в точку короткого замыкания к-1 аналогично 3-х фазному КЗ (можно привести последнюю схему для точки к-1 из практической работы №2)

С

22/0,84

К-1

24/0,45

G1-4

Рисунок 3.2 – преобразованная в точку к-1 схема замещения

С,G1-4

Х_рез.1 /0,29

к.з.

Рисунок 3.3- схема замещения прямой последовательности

2.1 Определить результирующие сопротивления прямой последовательности

(3.1)

3 Составить схему замещения обратной последовательности. , определить ее параметры

С,G1-4

Х_рез.2 /0,29

к.з.

Рисунок 3.4- схема замещения прямой последовательности

Для упрощения расчетов можно принять Х_рез.2 = Х_рез.1 = 0,29

4 Составить схему замещения нулевой последовательности , определить ее параметры

С

1/0,008

2-5/1,36 230 115

к-1

10/0,46 12/0 14-15/0,42

6/0,44 7/0,44

11/0,46 13/0

G1 G2 G3 G4

Рисунок 3.5- схема замещения

4.1 Для системы:

, (3.2)

где - сопротивление нулевой последовательности

4.2 Для линии:

(3.3)

[3, с. 28]

для одноцепных линий со стальным тросом ; (3.4)

4.3 Для генераторов (при соединении обмоток трансформаторов

по схеме Y/Y):

; (3.5)

где Х_*о.г – сопротивление нулевой последовательности генератора [1, с.80]

Если обмотки трансформаторов соединены по схеме Y/ , то генераторы из расчетной схемы исключаются.

Определить результирующее сопротивление , преобразовав схему замещения в точку К-1

С С,G1-4

12/1,03 17/0,23 К-1

Х_рез.0 /0,13

13/0,22 16/0,21

к.з.

G3;4

G1;2

Рисунок 3.6 - схема замещения нулевой последовательности

5 Определить токи однофазного КЗ на землю

5.1 Принять базисную мощность:

МВ×А

5.2 Определить базисный ток:

, кА (3.6)

5.3 Определить результирующее сопротивление току однофазного КЗ на землю:

(3.7)

5.4 Определить периодическую составляющую тока КЗ:

, кА, (3.8)

5.5 Определить ударный ток однофазного КЗ на землю:

, кА, (3.9)

где - ударный коэффициент (каталог, приложение 2.1)

6 Определить токи двухфазного КЗ на землю

6.1 Определить результирующее сопротивление току двухфазного КЗ:

; (3.10)

6.2 Определить периодическую составляющую тока КЗ:

, кА, (3.11)

где

(3.12)

(3.13)

- коэффициенты распределения тока

6.3 Определить ударный ток двухфазного КЗ на землю:

(3.14) Полученные расчетные данные свести в таблицу 3.1

Таблица 3.1 Расчетные данные несимметричных токов к.з.

токи вид КЗ	, кА	, кА
Однофазное на землю	21,1	58,7
Двухфазное на землю	3,15	4,45

П рактическая работа № 4

Тема: Выбор линейного токоограничивающего реактора

Цель работы:

- ознакомление со способами ограничения токов короткого замыкания;

- ознакомление с назначением токоограничивающих реакторов, их конструкцией и областью применения;

- освоение методики выбора реактора;

- освоение расчета стойкости реактора и величины остаточного напряжения;

- развивать навыки работы с каталогами и справочной литературой;

- продолжить изучение ЕСКД и применение их на практике (при оформлении отчета).

Теоретический материал

В процессе развития современной энергетики повышается уровень тока

короткого замыкания. Применение электрических аппаратов, соответствующим этому уровню токов КЗ, приводит к экономическим и техническим трудностям, которые не оправдывают себя.

Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов короткого замыкания являются: секционирование электрических сетей, установка токоограничивающих реакторов, использование трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Токоограничивающие реакторы относятся к специальным техническим средствам ограничения токов КЗ. Они применяются для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а так же позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждении за реактором. Поддержание более высокого уровня остаточного напряжения в режиме КЗ требует значительного увеличения индуктивного сопротивления реактора. Однако в нормальном режиме работы установки чрезмерное увеличение сопротивления реактора приводит к увеличению потери напряжения в реакторе при протекании рабочего тока. Особенно это заметно при использовании реакторов в качестве групповых и индивидуальных.

Основная область применения реакторов – электрические сети U = 6 – 10 кВ. иногда токоограничивающие реакторы используются в установках 36 кВ и выше, а так же при напряжении ниже 1000 В.

Реактор представляет собой индуктивную катушку без сердечника из магнитного материала. На рисунке 4.1 изображена фаза реактора серии РБ.

Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока.

45

Рисунок 4.1 – фаза реактора серии РБ

1 – обмотка реактора;

2 – бетонные колоны;

3 – опорные изоляторы.

В зависимости от схемы включения реактора различают:

индивидуальное реактирование – для подключения мощных и ответственных линий;

групповые реакторы – через реактор питается группа линий;

секционные реакторы – реактор включается между секциями распределительных устройств.

В электроустановках нашли применение сдвоенные реакторы. Преимуществом сдвоенного реактора является то, что благодаря наличию

взаимной индуктивности между ветвями каждой фазы реактора потеря напряжения в нем меньше, чем в случае обычного реактора с таким же индуктивным сопротивлением. Это обстоятельство позволяет эффективно использовать сдвоенный реактор в качестве группового.

Порядок выполнения работы:

- повторение теоретического материала; [2, с.143-151] - определение варианта задания; - внимательное изучение задания на практическую работу;

- изучение и выполнение расчета по заданному алгоритму индивидуальной задачи.

46

В результате выполнения практической работы студент должен

знать:

- назначение реакторов в электроустановках; - возможные схемы включения реакторов; - типы реакторов, используемых в качестве групповых; - необходимые сведения для выбора и последующей проверки выбранного реактора;

уметь:

- определять по заданным параметрам установки и схеме включения серию установленного реактора; - выполнять расчет по заданному алгоритму индивидуальной задачи;

Исходные данные: индивидуальное задание согласно варианта, (определяется по таблице 4.1)

Таблица 4.1 Исходные данные для решения практической работы

Номер варианта	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Количество отходящих линий n	6	4	2	1	4	2	6	6	4	2
Максимальный рабочий ток каждой линии Imax (А)	300	400	310	500	450	700	420	280	350	250
Суммарное начальное значение периодической составляющей тока к.з. в К-2 Iп0 (кА)	60,5	54,8	52	48,5	62	45,9	59,5	60	55,2	44
Тип установленного выключателя	ВМПЭ-10	ВК-10	ВВЭ-10	ВВЭ-10	ВМП-10	ВВЭ-10	ВК-10	ВВЭ-10	ВК-10	ВМПЭ-10
Номинальный ток отключения Iотк.ном (кА)	20	20	31,5	20	20	31,5	31,5	31,5	20	20
Полное время отключения к.з. tотк (с)	0,12	0,12	0,12	0,12	0,12	0,12	0,12	0,12	0,12	0,12

47

К-2

ЛЭП

G LR Q

Рисунок 4.2- расчетная схема

Алгоритм решения

1 Определить максимальный рабочий ток каждой ветви реактора, с учетом распределения линий на каждую ветвь реактора

I_{max р}= n*I_max, А (4.1)

где n - число линий, подключенных к одной ветви реактора; I_max – максимальный ток каждой линии (определяется по заданию)

Проверить условие I_ном > I_{max р} (4.2) где I _ном – номинальный ток реактора, А

2 Определить результирующее сопротивление цепи к.з. при отсутствии реактора

Х_рез. = U_ср./ √3 *I_п0; Ом. (4.3)

3 Определить требуемое сопротивление короткозамкнутой цепи

Х^треб = U_ср./ √3*I_{отк ном}; Ом, (4.5)

где I_{отк ном}– номинальный ток отключения выключателя установленного в цепи.

4 Определить требуемое сопротивление реактора

Х_р ^треб = Х^треб - Х_рез ,Ом (4.6)

5 По каталогу выбрать тип реактора [3, П.4.1]

Х_р ≥ Х_р^треб (4.7)

6 Определить результирующее сопротивление короткозамкнутой цепи с учетом реактора

Х ¹_рез = Х_рез + Х_р , Ом (4.8)

7 Определить фактическое начальное значение периодической составляющей тока к.з.

I_п0 =U_ср./( √3*Х¹ _рез), кА. (4.9)

8 Произвести проверку выбранного реактора на электродинамическую стойкость

i_уд ≤ i_дин (4.10)

8.1 Определить ударный ток трёхфазного к.з.

i_уд=√2 * I_п0 * k_уд, кА (4.11)

где I_по - фактическое значение периодической составляющей тока к.з, кА,

k_уд- ударный коэффициент [3, т. 2.3]

i_дин – электродинамическая стойкость реактора, гарантируемая заводом изготовителем, кА [3, П.4.1]

48

9 Произвести проверку реактора на термическую стойкость

В_к ^зав ≥ В_к ^расч

9.1 Завод- изготовитель гарантирует время термической стойкости t_тер,С;

и квадратичный ток термической стойкости I_тер , кА. [3, П.4.1]

В_к^зав = I_тер ² *t_тер, кА²*С (4.12)

9.2 Определить расчётный импульс квадратичного тока к.з за реактором:

В_к ^расч = I_п0² * (t_откл+T_а); кА²*С (4.13)

где I_п0 – фактическое значение периодической составляющей тока к.з, кА

T_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з,

[3, т. 2.3]

t_откл=0,3 с - время, определенное по расчетной зоне при КЗ за реактором

[3, с. 57]

10 Определить остаточное напряжение на шинах при к.з. за реактором

U_ост=Х_р*√3 * I_п0 *100%/ U_ном

Значение U_ост по условиям работы потребителей должно быть не менее

65 – 70%

49

Пример выполнения практической работы № 4

Тема: Выбор линейного токоограничивающего реактора.

Исходные данные вариант № 5: выбрать групповой реактор для ограничения тока КЗ в цепях четырех линий питающих потребителей с шин 10 кВ генераторного распределительного устройства ТЭЦ. Максимальный рабочий ток для каждой линии I_max= 430 А. Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ на шинах 10 кВ I_п0 = 61 кА. На линии установлен выключатель типа ВК-10 с I_{отк ном} = 20 кА. Полное время отключения КЗ t_отк= 0,12 с.

Решение:

Намечаем к установке сдвоенный реактор серии РБСГ на U_ном= 10 кВ с номинальным током I_ном= 1000 А

1 Определить максимальный рабочий ток каждой ветви реактора, учитывая, что линии распределены по две на каждую ветвь реактора

I_{max р} = 2*430 = 860 А (4.1)

Проверить условие I_ном =1000 А > I_{max р} =860 А

2 Определить результирующее сопротивление цепи КЗ при отсутствии реактора

Х_рез= U_ср √3 * I_п0 = 10,5√3*61= 0,1 Ом (4.2)

3 Определить требуемое сопротивление цепи КЗ по условию обеспечения

заданной величины отключающей способности выключателя

X^треб. = U_ср. / √3*I_{отк. ном} = 10,5 /√3*20 = 0,303 Ом (4.3)

4 Определить требуемое для ограничения тока КЗ сопротивление реактора

X_р. ^треб. = Х^треб. – Х_рез. = 0,303 – 0,1 = 0,203 Ом (4.4)

5 Выбрать окончательно реактор по каталогу. Параметры выбранного реактора занести в таблицу 4.2

Выбран реактор типа РБСГ-10-1000-0,22

Таблица 4.2 Номинальные параметры реактора

Тип реактора	Uном. ( кВ)	Iном. ( А)	Хр ( Ом )	i дин ( кА )	Iтер. (кА)	tтер.(с)
РСБГ-10-2*1000-0,22	10	1000	0,22	55	25,6	8

6 Определить результирующее сопротивление цепи КЗ с учетом реактора

Х’_рез. =Х_рез. + Х_р.= 0,1 + 0,22 = 0,32 Ом (4.5)

7 Определить фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором

I_п0 = U_ср./ √3*X^’_рез. = 10,5/√3*0,32 = 18,85 кА (4.6)

8 Выполнить проверку выбранного реактора в режиме КЗ

0. 8.1 Электродинамическая стойкость

- Определить величину ударного тока при КЗ за реактором

i_уд=√2 * I_п0 * k_уд, кА (4.7)

i _уд. = 2* 18,85*1,956 = 52,35 кА

где k _уд. = 1,956 – ударный коэффициент при КЗ за реактором

- Проверить условие электродинамической стойкости

i _дин = 55 кА > i_уд = 52,35 кА

условие электродинамической стойкости выполняется

8.2 Термическая стойкость

- Проверить условие термической стойкости

В_к^зав = I² _тер.*t _тер. > В_к^расч = I_п0 ²*(t_отк + Т_а) (4.8)

В_к^зав = 25,6²*8=5242,9 > В_к^расч =18,85²*(1,2 + 0,23) = 508,1 кА

где t_отк = 1,2 с – время, определенное по расчетной зоне при к.з. за реактором

Т_а = 0,23 с – время затухания апериодической составляющей тока КЗ при замыкании за реактором.

Условие термической стойкости выполняется.

9 Определить остаточное напряжение на шинах генераторного распределительного устройства при КЗ за реактором

U_ост% = Х_р*√3*I_п0*100/U_ном = 0,22*√3*18,85*100/10 = 71,7% (4.9)

Значение U_ост по условиям работы потребителей должно быть не менее 65-70%

Выбранный реактор удовлетворяет всем предъявляемым требованиям.

Практическая работа № 5

Тема: Выбор сборных шин и ошиновки.

Цель работы:

- ознакомление с типами проводников, применяемых в основных электрических цепях;

- освоение расчета и выбора токоведущих частей электростанции;

- развивать навыки работы с каталогами и справочной литературой;

- продолжить изучение ЕСКД и применение их на практике (при оформлении отчета).

Теоретический материал

Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

Рассмотрим типы проводников, применяемых на электростанциях. На рисунке 5.1 упрощенно, без разъединителей, показаны элементы схем ТЭЦ и ГРЭС.

Цепь генератора на ТЭЦ (рис.5.1). В пределах турбинного отделения от выводов генератора до фасадной стены (участок АБ) токоведущие части выполняются шинным мостом из жестких голых алюминиевых шин или комплектным пофазно экранированным токопроводом (в цепях генераторов мощностью 60 МВт и выше). На участке БВ между турбинным отделением и главным распределительным устройством (ГРУ) соединение выполняется шинным мостом, гибким подвесным токопроводом или комплектным токопроводом. Все соединения внутри закрытого РУ 6 – 10 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Соединения от ГРУ до выводов трансформатора связи Т (участок ИК) осуществляется шинным мостом гибким подвесным токопроводом или комплектным токопроводом.

Токоведущие части в РУ 35 кВ и выше обычно выполняются сталеалюминиевыми проводами АС. В некоторых конструкциях ОРУ часть или вся ошиновка может выполняться алюминиевыми трубами.

Цепь трансформатора собственных нужд. От стены ГРУ до выводов Т2, установленного вблизи ГРУ, соединение выполняется жесткими алюминиевыми шинами. Если трансформатор собственных нужд (ТСН) устанавливается у фасадной стены главного корпуса, то участок ГД выполняется гибким токопроводом. От трансформатора до распределительного устройства собственных нужд (участок ЕЖ) применяется кабельное соединение.

В цепях линий 6 – 10 кВ вся ошиновка до реактора и за ним, а так же в шкафах КРУ выполнена прямоугольными алюминиевыми шинами. Непосредственно к потребителю отходят кабельные линии.

52

Рисунок 5.1 – элементы схемы ТЭЦ

В блоке генератор – трансформатор на ГРЭС (рис.5.2) участок АБ и отпайка к ТСН, участок ВГ, выполняются комплектным пофазно экранированным токопроводом.

Для участка ЕД от ТСН до распределительного устройства собственных нужд (РУ СН) применяется закрытый токопровод 6 кВ.

В цепи резервного ТСН участок ЖЗ может быть выполнен кабелем или гибким проводом. Выбор того или другого способа соединения зависит от взаимного расположения ОРУ, главного корпуса и РТСН.

53

Р исунок 5.2 – элементы схемы ГРЭС

Порядок выполнения работы:

- повторение теоретического материала; [2, с.169-194] - определение варианта задания; - внимательное изучение задания на практическую работу;

- изучение и выполнение расчета по заданному алгоритму индивидуальной задачи.

В результате выполнения практической работы студент должен

знать:

- типы проводников, применяемых в основных электрических цепях;

- критерии для выбора проводников;

уметь:

- использовать расчетные зоны по токам к.з для определения времени воздействия токов к.з.;

- работать с диаграммами и техническими каталогами;

- выполнять расчет по заданному алгоритму индивидуальной задачи;

Исходные данные практическая работа № 2

Выбрать тип и сечение сборных шин в открытом распределительном устройстве, где рассматривалась точка короткого замыкания к-1 и ошиновку в цепи трансформатора на стороне ВН.

54

1 Произвести выбор сечения сборных шин по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного трансформатора (автотрансформатора).

I мах = , А (5.1)

где S_н.т – номинальная мощность трансформатора; кВА

U_ном – номинальное напряжение на шинах; кВ

Выбрать марку провода по каталогу [3, П.5.1]

согласно условию

I _мах ≤ I _доп. (5.2)

где I_доп. – допустимый ток, выбранного провода, А

Токоведущие части в ОРУ – 35 кВ и выше выполняют сталеалюминевыми проводами марки АС

2 Проверить выбранный провод по условию коронирования

1,07*Е ≤ 0,9* Е₀ (5.3)

где Е – напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см;

Е₀ – начальная критическая напряженность электрического поля, кВ/см

2.1 Определить начальную критическую напряженность:

Е₀ = 30,3*m*(1+ ), (5.6)

где r₀ – радиус провода, см

m – Коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82).

Далее расчет производится по формуле 5.7 или 5.10 в зависимости от числа проводов в фазе.

2.2 Определить напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного (один провод в фазе) провода:

Е = , кВ/см (5.7)

где U – линейное напряжение, кВ на шинах электростанции;

U = 1,1* U_ном. (5.8)

Д_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см; при горизонтальном расположении фаз;

Д_ср. = 1,26* Д (5.9)

Д – расстояние между соседними фазами, см. для ОРУ U = 35 кВ – 2,0 м

110 кВ – 3,0 м

220 кВ – 4,0 м

500 кВ – 5,0 м

55

2.3 Напряженность электрического поля вокруг расщепленных проводов (два и более провода в фазе) определяется:

Е = k* (5.10)

где k – коэффициент, учитывающий число проводов в фазе (таблица 5.1);

n – число проводов в фазе ; r _экв. – эквивалентный радиус расщепленных проводов (таблица 5.1).

Таблица 5.1 Значения k и r_экв.

Число проводов в фазе	2	3	4
Коэффициент k
Эквивалентный радиус rэкв., см

Расстояние между проводами а в расщепленной фазе принимается:

в РУ 110 кВ – 20 см;

220 кВ – 30 см;

330-750 кВ – 40 см.

3 Проверить выбранный провод на термическую стойкость

q _min < q, (5.11)

где q _min – минимальное допустимое сечение провода, мм q – выбранное сечение провода, мм

q _min = , (5.12)

где с = 90 – функция, А*с /мм

В_к – импульс квадратичного тока, к А *с

В_к = I _п.о* (t_откл. +T_а), (5.13)

где t_откл. = t_в + t_рз – полное время отключения короткого замыкания, с

I_п.о – суммарное значение периодической составляющей тока к.з [3, с.34]

определяется с учетом расчетной зоны по токам короткого замыкания;

[3, с.56-57]

Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к. з.

[3, т.2.3]

Время отключения к.з. по расчетным зонам:

I – 0,16 – 0,2 с;

II – 0,3 с;

III – 0,3 с или 4 с, если мощность генератора Р_г ≥ 60 МВт;

IV – 1,2 – 2,2 с;

V – 0,3 с;

VI – 0,2 – 0,3 с

56

Рисунок 5.3 – Расчетные зоны по токам короткого замыкания на ТЭЦ

Рисунок 5.4 – Расчетные зоны по токам короткого замыкания на ГРЭС

57

5 Если i_у ≥ 50 кА, то провода проверяют на схлестывание фаз

где i_у –суммарное значение ударного тока к.з. [3, с.34]

5.1 Определить усилие от длительного протекания тока, Н/м

f = (1,5* I _п.о /D) * 10 (5.14)

I _п.о – среднеквадратичное значение тока трехфазного к. з.

5.2 Определить силу тяжести 1 м токопровода, Н/м

g = 1,1 * 9,8* m, (5.15)

где m – масса одного м токопровода, кг. [3, П.5.1]

5.3 Определить отношения

и

где h = 2-2,5 м – максимальная расчетная стрела провеса провода; t_экв. – время действия защиты, (рис.5.3 и 5.4).

5.4 Определить отклонение провода b, м и угол α по диаграмме, (рис. 5.5)

Рисунок 5.5 – диаграммы для определения отклонения гибкого токопровода с горизонтальным расположением фаз под действием токов к.з.

5.5 Найденное значение b сравнивают с максимально допустимым

b < b_доп. = (5.16)

где d – диаметр токопровода;

a_доп. – наименьшее допустимое расстояние между соседними фазами в момент их наибольшего сближения, для ОРУ U = 110 кВ – 0,45 м

220 кВ – 0,95 м

58

330 кВ – 1,4 м

500 кВ – 2 м

6 Выбрать ошиновку в цепи трансформатора.

6.1 Ошиновка выполняется таким же проводом, что и сборные шины ОРУ.

6.2 Для трансформаторов связи на ТЭЦ ошиновка выбирается по току:

I _max = (1,3 ÷ 1,4)* А, (5.17)

где S_н.т – номинальная мощность трансформатора связи.

59

Пример выполнения практической работы №5

Тема: Выбор сборных шин и ошиновки.

Исходные данные практическая работа №2.

Выбрать сборные шины и ошиновку в цепи трансформатора ТДЦ-250000 МВА на стороне ВН распределительного устройства 110 кВ, I_п.о = 18,6 кА; i_у =48,5 кА.

Решение:

5.1 Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в ОРУ–110 кВ выбираются из условия нагрева

_(5.1)

где I_доп – допустимый ток на шины выбранного провода; [3, П.5.1]

Максимальный ток в цепи трансформатора

(5.2)

где S_н.т. – номинальная мощность трансформатора;

5.2 Выбираем марку провода учитывая, что токоведущие части в ОРУ–35кВ и выше выполняются сталеалюминиевыми проводами

Принимаем расщеплённый провод: 2*АС-300/66 [3, П.5.1]

5.3 Проверить выбранный провод по условию коронирования

(5.3)

- Определить начальную критическую напряжённость

(5.4)

где r₀ – радиус провода;

m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности

провода (для многопроволочных проводов m=0,82)

- Определить напряжённость электрического поля вокруг расщеплённых проводов

(5.5)

где U = 1,1*U_ном. – линейное напряжение, кВ;

k – коэффициент, учитывающий число проводов в фазе [3, т.5.1]

n – число проводов в фазе;

r_экв. – эквивалентный радиус расщеплённых проводов [3, т.5.1]

Д_ср. – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см;

(5.6)

где а = 20 см – расстояние между проводами в расщеплённом проводе,

в установках 110 кВ [3, с.56]

(5.7)

(5.8)

где Д =300 см – расстояние между соседними фазами для ОРУ-110кВ

[3, с.55]

_{Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9*Е0.}

Условие выполняется.

5.4 Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится, так как шины выполнены голыми на открытом воздухе.

5.5 Проверка проводов на схлестывание фаз не производится, так как

i_у = 48,5 кА ≤ 50 кА

5.6 Выбор ошиновки в цепи трансформатора

Ошиновка выполняется таким же проводом, что и сборные шины ОРУ,

то есть расщепленным проводом 2*АС-300/66