Джерела та схеми живлення ВП

ЗАВДАННЯ НА ПРОЕКТ

У зв'язку з тим, що студенти проектують електроустановки двох типів: електростанцію або підстанцію, існує два типи бланків завдання на курсовий проект.

Бланк завдання на курсовий проект підстанції

Наводяться вихідні дані до проекту: тип підстанції, номінальні напруги, відстань підстанції до енергосистеми та параметри якими задана система (струм короткого замикання або потужність короткого замикання на шинах джерела живлення), навантаження розподільних пристроїв різної напруги, категорія споживачів за надійністю електропостачання, число та потужність синхронних компенсаторів.

Потім наводиться перелік питань, що їх належить розробити:

Розрахувати та вибрати вид та число ліній зв’язку з енергосистемою та споживачами.

Вибрати головну схему та основне обладнання (2-3 варіанти), зробити ТЕО та прийняти кращий варіант.

Розрахувати струми нормального, аварійного та післяаварійного режимів у всіх колах, вибрати та перевірити апарати та провідники шин РП усіх напруг.

Вибрати схему, трансформатори та панелі РП 0,4 кВ ВП, вид та схему живлення кіл оперативного струму.

Розробити конструкцію та компонувальну схему РП одної напруги (за вказівкою керівника).

Описати основні заходи з ТБ та протипожежної безпеки.

Індивідуальне завдання.

Перелік графічного матеріалу (два аркуші формату А1):

Однолінійна схема (головна, власних потреб та оперативного струму).

План РП та розріз за однією коміркою.

Бланк завдання на курсовий проект електростанції

Наводяться вихідні дані до проекту: тип електростанції та її потужність, номінальна напруга зв’язку з енергосистемою, відстань електростанції до енергосистеми та параметри якими задана система (струм короткого замикання або потужність короткого замикання на шинах джерела живлення), відпуск енергії місцевим споживачам на напрузі 10 кВ (у %) та витрати енергії на власні потреби (у %).

Потім наводиться перелік питань, що їх належить розробити:

Розрахувати та вибрати вид та число ліній зв’язку з енергосистемою та споживачами.

Вибрати головну схему та основне обладнання (2-3 варіанти), зробити ТЕО та прийняти кращий варіант.

Розрахувати струми нормального, аварійного та післяаварійного режимів у всіх колах, вибрати та перевірити апарати та провідники шин РП усіх напруг.

Вибрати схему, трансформатори та КРП ВП (6 та 0,4 кВ), вид та схему живлення кіл оперативного струму.

Розробити конструкцію та компонувальну схему РП одної напруги (за вказівкою керівника).

Описати основні заходи з ТБ та протипожежної безпеки.

Індивідуальне завдання.

Перелік графічного матеріалу (два аркуші формату А1):

Однолінійна схема (головна, власних потреб та оперативного струму).

План РП та розріз за однією коміркою.

3 ОРГАНІЗАЦІЙНІ ВКАЗІВКИ

Для успішного виконання курсового проекту студент повинен працювати самостійно, відвідувати практичні заняття та консультації керівника. Керівник складає календарний план виконання курсового проекту та слідкує за додержанням календарного плану виконання курсового проекту кожним студентом.

4 МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ ДО ВИКОНАННЯ РОЗДІЛІВ КУРСОВОГО ПРОЕКТУ

4.1 Вибір кількості ліній електропередач

Для вибору електричної схеми розподільного пристрою (РП) необхідно знати кількість приєднань (ліній, трансформаторів, генераторів) до РП кожного класу напруги.

Принципи розрахунку, конструктивні особливості ЛЕП вивчаються студентами в курсі "Електричні мережі та системи". Тут будемо користуватися спрощеною методикою вибору, тобто вирішуємо лише задачу визначення кількості ЛЕП.

Згідно з вимогами [16] споживачі першої категорії повинні мати не менше двох незалежних джерел живлення: дві лінії, два трансформатори, два генератори з автоматичним вмиканням резервного (АВР); другої категорії – рекомендується два джерела, але припустиме й одне (після техніко-економічного обґрунтування). Цим визначається мінімальне число ліній зв'язку з системою: для електростанцій та підстанцій, що живлять споживачів першої категорії – не менше двох, решти підстанцій – варіант з одною лінією та одним трансформатором порівнюють з варіантом з двома ЛЕП та двома трансформаторами.

Вибір повітряної (ПЛ) або кабельної (КЛ) лінії обумовлюється багатьма чинниками: значенням потужності, що передається, густиною навантаження, впливом навколишнього середовища та ін. Остаточне рішення може бути прийнято тільки після техніко-економічного аналізу. У курсовому проекті можна керуватися таким: при напругах 110кВ та вище більш економічною є повітряна лінія, а при напругах 10 або 6кВ в умовах промислових підприємств та міст – кабельна лінія, пропускна здатність якої приблизно у 10 разів вища ніж повітряної. При U=35кВ може бути використана як кабельна, так і повітряна ЛЕП.

У курсовому проекті як критерій для визначення кількості ліній можна прийняти або пропускну спроможність, або натуральну потужність (тобто таку активну потужність, що передається ЛЕП та відповідає мінімуму втрат електроенергії при передачі). Значення пропускної спроможності та натуральної потужності можна прийняти згідно з [13] в залежності від класу напруги та конструктивного виконання ЛЕП. При цьому слід пам'ятати, що при U=35...150кВ ПЛ має один провід у фазі, а при U=220кВ та вище кожна фаза ПЛ може розщеплюватися на два проводи і більше.

Кількість ліній за натуральною потужністю

число

де Р,S – відповідно активна та повна потужність, що передається.

Р_нат – натуральна потужність ЛЕП прийнятого типу.

При проектуванні підстанцій коефіцієнт потужності (соsφ) у розрахунках можна прийняти рівним 0.9...0.95, а при проектуванні електростанції – номінальному коефіцієнту потужності генератора (з його паспорту).

4.2 Вибір основного електрообладнання

У курсовому проекті слід застосовувати найновіше електрообладнання. Для цього рекомендується користуватися каталогами [18], а також довідниками та навчальними виданнями останніх років видання [ 4, 5, 7, 12 ].

Прийнята в цьому посібнику послідовність – спочатку вибір обладнання а потім схеми його з’єднань, є умовною, бо не можна вибрати комплект обладнання, не вирішивши спочатку, яка буде схема, тобто яка послідовність прийнята для вирішення конкретної технічної задачі: чи це буде схема блока, коли два елементи з’єднуються безпосередньо: генератор – трансформатор, трансформатор – лінія; чи треба встановити розподільні (збірні) шини, щоб до них підімкнути потрібні елементи тощо.

Тому пункти 4.2 та 4.3 рекомендацій треба виконувати паралельно: прийнявши числа ліній та генераторів (трансформаторів), визначитися зі схемою розподільного пристрою кожного класу напруги, а вже потім – визначати можливі значення струму та вибрати комутаційні апарати (їх комплекти).

Незалежним одне від одного є лише вибір кількості ЛЕП та кількості генераторів, тому для електростанцій треба починати проектування з вибору цих двох елементів.

Вибір генераторів електростанцій

Турбогенератори теплових ЕС мають стандартні потужності від одиниць до сотень мегават (для ТЕС до 800 МВт включно, а для АЕС до 1000 МВт) та виробляються серійно.

Гідрогенератори проектуються для кожної ГЕС індивідуально (у залежності від напору та витрати води), тому їх потужності не стандартизовані.

У курсовому проекті рекомендується вибирати більш потужні генератори, як такі що мають більш високі техніко-економічні показники, числом не менше двох та не більше десяти. Генератори можна брати різної потужності.

Для вказаної в завданні на проектування потужності електростанції студент набирає два – три варіанти, змінюючи кількість та потужність генераторів таким чином щоб сума їхніх потужностей не відрізнялася між собою та завданням більше ніж на 5... 10 відсотків.

Остаточний вибір – після техніко-економічних розрахунків.

У зв'язку з тим, що у прейскурантах не наведена вартість гідрогенераторів, для порівняльного аналізу у курсовому проекті їх вартість можна приймати такою, як і вартість турбогенераторів найближчої потужності.

Вибір трансформаторів

Блочні трансформатори

Великі теплові, атомні та гідравлічні ЕС компонують з окремих блоків. До складу блока входять: котел (реактор, парогенератор), турбіна, генератор, підвищувальний трансформатор. У схемах блоків застосовують спеціальні трансформатори без РПН з напругою первинної обмотки, що дорівнює напрузі генератора (10,5; 13,8; 15,75; 18; 20; 24кВ), а вторинної обмотки – на 10% вище номінальної стандартної напруги електричної мережі.

Потужність блочного трансформатора має бути на (10... 15)% вище за повну потужність генератора, але не менше його номінальної потужності.

S_т.ном = (1,1...1,15)S_{ном.ген.}

На гідростанціях, якщо потужність генераторів не перевищує 150 МВт, застосовують здвоєні блоки, два генератори працюють на один трансформатор. У таких схемах можуть застосовуватися трансформатори з розщепленими обмотками нижчої напруги.

Трансформатори ТЕЦ

Трансформатори зв'язку ТЕЦ з системою вибирають з урахуванням двох умов:

а) видати в енергосистему надлишкову потужність S_надл. при мінімальному навантаженні споживачів, що приєднані до шин генераторної напруги:

де n – кількість генераторів ТЕЦ.

S_ВП – потужність власних потреб.

–мінімальна потужність місцевого навантаження генераторної напруги.

б) забезпечити живлення споживачів генераторної напруги при максимальному навантаженні місцевих споживачів та вимиканні одного генератора:

де S_нд – недостатня потужність, яку потрібно передати з енергосистеми споживачам ТЕЦ у період максимуму навантаження .

Як розрахункову S_розр. приймають більшу потужність з цих двох умов.

На ТЕЦ встановлюють два або більше трансформаторів зв'язку, щоб забезпечити взаємне резервування при вимиканні одного з них (аналогічно трансформаторам підстанції):

S_т.ном.=(0.6—0.7)S_розр.

На ТЕЦ завжди використовують трансформатори з регулюванням напруги під навантаженням (з РПН), щоб мати можливість регулювання напруги при реверсі потужності (у систему або з неї).

Трансформатори підстанцій

На підстанціях усіх категорій з вищою напругою 35...750 кВ встановлюють здебільшого два трансформатори. Установка більшої кількості трансформаторів потребує техніко-економічного обґрунтування. Дозволяється установка на підстанції одного трансформатора для живлення споживачів другої та третьої категорій при техніко-економічному обґрунтуванні та наявності резерву трансформаторів у системі або при умові забезпечення резервування живлення споживачів за зв'язками вторинної напруги з іншими джерелами живлення.

При двох трансформаторах потужність кожного трансформатора вибирається з урахуванням завантаження його не більш 70% максимального навантаження підстанції у нормальному режимі роботи та допустимого післяаварійного тривалого перевантаження згідно з [1] та ДСТУ 2103-92, 2104-92, 2105-92, не більше, як в 1,4 рази для трансформаторів з системами охолодження М, Д, ДЦ та Ц.

Застосування триобмоткових трансформаторів доцільне, якщо навантаження на боці нижчої напруги трансформатора не менше (15... 20)% навантаження на боці середньої напруги.

Знижувальні трансформатори потужністю 25МВА та вище (при U= 6; 10кВ) виконуються з розщепленою на дві вітки обмоткою НН. Кожна вітка такого трансформатора розрахована на половину потужності, тому опір трансформатора при короткому замиканні майже у 2 рази вище, ніж у звичайного двообмоткового трансформатора.

Промисловість почала випускати знижувальні трансформатори (поки що з вищою напругою 110кВ) з додатковим охолодженням магнітопроводу (осердя) - НД, НДЦ, при вмиканні якого потужність трансформатора зростає у 1,6 рази (до потужності наступного ступеня стандарту: з 10 до 16МВА і т.д.). Застосування таких трансформаторів на районних підстанціях та підстанціях промислових підприємств дозволить значно збільшити надійність електропостачання.

На великих вузлових підстанціях, які з'єднують мережі двох суміжних напруг 110кВ та вище (110/220; 150/330; 220/500 та ін.) застосовують лише автотрансформатори, що мають більш високі техніко-економічні показники у порівнянні з триобмотковими трансформаторами аналогічної потужності.

Промисловість випускає як двообмоткові (S_ном ≤ 400МВА), так і триобмоткові автотрансформатори (S_ном ≤ 250МВА) у трифазному (до 330кВ) або однофазному виконанні. Третя обмотка призначена для живлення місцевого навантаження (разом з навантаженням власних потреб) та приєднання компенсувальних пристроїв (напругою від 6 до 35кВ).

Оскільки схеми підстанцій є стандартними, для проведення ТЕР при проектуванні підстанції необхідно вибрати два варіанти потужностей трансформаторів (автотрансформаторів) таким чином, щоб сума потужностей двох трансформаторів або потужність одного (2ї та 3ї для споживачів категорій) не була меншою за сумарну потужність споживачів різних класів напруги.

Слід пам'ятати, що серійно випускаються трансформатори не всіх потужностей стандартного ряду (10, 16, 25, 40, 63МВА) на стандартні напруги (110, 150, 220, 330кВ), тому при навчальному проектуванні можна вибрати трансформатор (автотрансформатор) потрібної стандартної потужності з необхідною напругою обмотки ВН чи СН, що відсутній в довіднику (каталозі).

Параметри таких трансформаторів та їхню ціну визначають методом інтерполяції параметрів та ціни трансформаторів довідника.

Вибір синхронних компенсаторів

Для компенсації реактивного навантаження споживачів можна застосовувати синхронні компенсатори, синхронні генератори синхронні двигуни та батареї статичних конденсаторів.

Вмикання компенсувальних пристроїв у вузлі навантаження дозволяє у процесі експлуатації впливати на режим розподілення потужностей у мережі і, як наслідок, на напругу у вузлах, тобто компенсувальні пристрої виконують функції регуляторів напруги.

Вибір типу та потужності компенсувальних пристроїв у реальному проектуванні обґрунтовується техніко-економічними розрахунками.

У курсовому проекті вибирають синхронні компенсатори заданої потужності тільки на вузлових підстанціях з автотрансформаторами. При цьому необхідно узгодити напругу обмотки НН.

Попередній вибір вимикачів

Для техніко-економічних розрахунків потрібно вибрати вимикач, вид пристрою гасіння електричної дуги, категорію розміщення, номінальні електричні параметри: напругу та струм. Вартість для ТЕР визначають не ціною одного вимикача, а цілої комірки з урахуванням вартості будівельних, монтажних робіт, та допоміжного устаткування, яке є обов'язковим поряд з вимикачем: роз'єднувачі, трансформатори струму та напруги (з таблиці збільшених показників вартості комірки або цілого РП). Якщо в таблиці нема вимикача, котрий прийнято для установки – вартість комірки треба змінити на різницю вартості вимикачів (того, котрий вибирається і того що є в таблиці збільшених показників).

Номінальний струм вимикача вибирають за струмом приєднання у післяаварійному режимі (на двотрансформаторній підстанції при вимиканні одного трансформатора або лінії).

При U=35кВ та вище вибирають вимикачі зовнішньої (відкритої) установки у виконанні для помірного або холодного клімату першої категорії розміщення У1, ХЛ1,УХЛ1[9].

У курсовому проекті при виборі типу вимикача необхідно керуватися такими рекомендаціям:

а) На відкритих розподільних пристроях (ВРП) напругою 110 кВ та вище встановлюються елегазові вимикачі (серії LTB, HPL,HGF та ін.)

б) На РП 35кВ на підстанціях повинні встановлюватися вакуумні вимикачі.

в) На генераторній напрузі (до 24кВ) в залежності від параметрів можуть застосовуватися малооливні або пневматичні вимикачі (серії МГ, МГУ, ВГМ або ВВГ).

г) При напрузі (6...10)кВ потрібно вибирати не окремі вимикачі, а шафи комплектних розподільних пристроїв (КРП) внутрішньої або зовнішньої установки (КРПЗ).

В РП 10(6)кВ, у тому числі власних потреб електростанцій, рекомендується застосовувати КРП нових серій [18] з вакуумними вимикачами.

Примітка. На знижувальних ПС напругою 110...220/35/10(6)кВ вимикачі на боці ВН до1988 року, як правило, не встановлювалися, а використовувалися спрощені схеми з віддільниками та короткозамикачами. У курсовому проекті слід використовувати елегазові вимикачі.

4.3 Вибір головної схеми електроустановки

Головна схема електричних з'єднань електростанції (підстанції) – це сукупність основного електрообладнання (генератори, трансформатори, лінії), збірних шин, комутаційної та іншої апаратури з усіма зробленими між ними з’єднаннями.

Остаточний вибір головної схеми разом з вибраним обладнанням здійснюється за результатами техніко-економічного порівняння варіантів, які повинні відповідати певним технічним вимогам: забезпечення надійності видачі (розподілення) електроенергії у нормальному та післяаварійному режимах, урахування перспективи розвитку, широке застосування елементів автоматизації, можливість поетапного розширення РП усіх напруг, проведення ремонтних та експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без вимкнення сусідніх приєднань тощо.

Важливими показниками при виборі схеми є місце EC (або ПС) у енергосистемі, її потужність, кількість приєднань до РП кожної напруги, характер навантаження та інші умови.

Рекомендується вибирати типові схеми, розроблені проектними організаціями для різних видів електроустановок.

Головну схему потрібно креслити в однолінійному виконанні. Усі три фази показують тільки у місцях установки вимірювальних трансформаторів струму.

Окрім основного обладнання, на головній схемі позначаються усі комутаційні, вимірювальні та захисні апарати первинного кола U>1000 В.

Графічне та літерне позначення елементів схеми повинні відповідати діючим стандартам ЄСКД.

Головні схеми КЕС

Великі теплові електростанції компонуються блоками 300, 500, 800 МВт з турбінами конденсаційного типу. На генераторній напрузі 20...24 кВ (між генератором та трансформатором) таких ЕС, як заведено, не встановлюють.

Генераторні вимикачі можуть бути встановлені на кількох блоках для приєднання пускорезервних трансформаторів власних потреб при напрузі ВРП 330кВ та вище.

Великі КЕС можуть мати РП двох підвищених напруг (150 та 330кВ, 220 та 500кВ та ін.). Зв'язок між РП може здійснюватися через підстанцію енергосистеми (схеми з роздільними РП) або через автотрансформатори зв'язку. Окрема обмотка автотрансформатора у цьому випадку використовується для приєднання пускорезервного трансформатора власних потреб (див. схему Запорізької ТЕС).

Під час розробки схеми КЕС необхідно зважати на такі вимоги надійності [ 20 ]:

а) при потужності генератора 300МВт та вище відмова будь-якого вимикача, окрім шиноз'єднувального (ШЗВ) та секційного (СВ) повинна призводити до вимикання не більше одного блока, а пошкодження ШЗВ або СВ – не більше двох при умові стійкої роботи діючих блоків,

б) пошкодження будь-якого вимикача не повинно порушувати транзитну передачу енергії через шини РП,

в) вимикати ЛЕП не слід більше ніж двома вимикачами, а генератори та трансформатори власних потреб – не більше ніж трьома вимикачами,

г) схема повинна передбачати можливість поділу (секціонування) мережі для зменшення струмів короткого замикання та ін.

Вибір схеми РП підвищених напруг залежить від числа приєднань, вимог надійності та гнучкості схеми, класу напруги та інших чинників.

Найбільш часто застосовують схеми: багатокутника (до шести приєднань), блока шини – трансформатор із вводом лінії через два вимикачі, одна або дві робочі системи шин з обхідною при напрузі 110...220 кВ (за великої кількості приєднань (10 і більше) шини секціонують), дві робочі системи шин з чотирма вимикачами на три приєднання або з трьома вимикачами на два приєднання тощо.

Примітка. Для зниження струмів короткого замикання останні два види схем також секціонують вимикачами (через 2-3 ланки).

Головні схеми ТЕЦ

ТЕЦ призначена для одночасного виробництва теплової та електричної енергії тому їх споруджують поблизу споживачів електроенергії. Значну частину електроенергії ТЕЦ передають споживачам на генераторній напрузі 6 або 10кВ.Тепер перевага надається напрузі 10кВ, як такій, що має кращі техніко-економічні показники. Для розподілу енергії споруджується генераторний (головний) розподільний пристрій (ГРП), до шин якого приєднують генератори (якщо їх потужність не перевищує 100 МВт), місцеве навантаження та навантаження власних потреб, а також трансформатори зв'язку з системою.

Схему ГРП рекомендується вибирати з однією секціонованою (за числом генераторів) системою збірних шин. З метою підвищення надійності роботи станції при числі секцій більше трьох рекомендується з'єднувати їх у кільце або у зірку (тобто використовувати зрівнювальну систему шин). Схема ГРП з двома системами збірних шин сучасними нормами проектування не рекомендується. При великій потужності ТЕЦ (300МВт та більше) доцільна комбінована схема: частина генераторів приєднана до шин ГРП, а інша частина за схемою блока аналогічно КЕС.

Секції ГРП у нормальному режимі ввімкнуті паралельно. Для обмежування струмів короткого замикання застосовують секційні та групові (краще здвоєні) реактори на кабельних лініях місцевого навантаження та власних потреб.

Для зв'язку з енергосистемою на ТЕЦ споруджують РП підвищеної напруги, схему якого вибирають спрощеною (наприклад, блок лінія – трансформатор, місток, квадрат). При великому числі приєднань застосовуються схеми більш складні та дорогі.

У випадку застосування трансформаторів зв'язку з розщепленими обмотками, які приєднуються до різних секцій ГРП, доцільно відмовитися від встановлення секційних вимикачів та реакторів, що робить схему дешевшою та знижує витрати електроенергії. При такому підмиканні обмежується видача зайвої електроенергії в мережу підвищеної напруги при вимиканні одного з трансформаторів зв’язку з енергосистемою.

Головні схеми ГЕС

Схеми ГЕС та ГАЕС, як і великі КЕС, збирають з окремих блоків. Потужності гідрогенераторів не стандартизовані, тому важко підібрати трансформатор потрібної потужності. Рекомендується застосовувати збільшені та об'єднанні блоки: на один трансформатор підмикають два або більше генераторів паралельно.

Беручи до уваги необхідність частих вимикань генераторів та зміни їх режиму роботи (вироблення активної або реактивної потужності), ГЕС (ГАЕС) проектують з вимикачами на генераторній напрузі. З метою зменшення струмів короткого замикання у схемах збільшених блоків (при потужності генераторів до 120 МВт) рекомендується застосовувати трансформатори з розщепленими обмотками НН (заводи випускають такі трансформатори лише з пристроями РПН, котрі непотрібні на електростанції).

Схеми РП підвищеної напруги ГЕС (ГАЕС) вибираються аналогічно схемам КЕС.

Головні схеми підстанцій

Вибір головної схеми підстанції обумовлюється її місцем та роллю в енергосис­темі. У реальних схемах розвитку електричних мереж даного району застосовують типові схеми підстанцій інституту " Електромережпроект ". Для великих вузлових підстанцій звичайно розробляють індивідуальні проекти.

Приклади схем та правила їх вибору наведені в [ 1, 3, 5, 7 ] та ін.

Розглянемо деякі рекомендації з вибору головних схем підстанцій різного типу.

1 Великі вузлові підстанції зв'язують мережі двох напруг 110кВ та вище (110 та 220 кВ, 150 та 330 кВ та ін.). Як правило, такий зв’язок здійснюється автотрансформаторами, незалежна обмотка яких використовується для підмикання місцевого навантаження та власних потреб. До цієї обмотки підмикають також компенсувальні пристрої (СК або БСК).

Якщо при заданих у курсовому проекті потужностях навантаження число ліній невелике (на боці 110кВ та вище), то можна застосовувати порівняно прості схеми: блок лінія – трансформатор, міст, блок шини – трансформатор. При більшому числі приєднань (шість та більше) на U=110, 150кВ може виявитися економічною схема з однією робочою та обхідною системами збірних шин. Застосування віддільників та короткозамикачів у схемах таких підстанцій більше не рекомендується.

2 Районні знижувальні підстанції та підстанції глибоких вводів (ПГВ) великих промислових підприємств на дві або три напруги можуть бути відгалужувальними (приєднані до ліній 110...220кВ), транзитними (увімкнуті до кільця ліній 110...220кВ) або глухими. Вид підстанції вказується у завданні на проектування.

Відгалужувальні та глухі підстанції раніше проектували без вимикачів на боці ВН. Як комутаційні апарати застосовували віддільники та короткозамикачі. Сучасна практика не рекомендує такий варіант. Двотрансформаторні підстанції з двома лініями можуть бути без перемички на боці ВН (блок лінія-трансформатор).

При проектуванні транзитних підстанцій необхідно передбачувати на боці ВН дві перемички: робочу з вимикачем та ремонтну на двох роз'єднувачах або більш складну схему (збірні шини, багатокутник).

3 На боці 6...35кВ приймають одну секціоновану за числом обмоток НН та СН систему збірних шин. На U=35кВ при великому числі приєднань може виявитися доцільною схема з двома системами збірних шин (рішення приймається на основі ТЕР).

РП - 10(6)кВ комплектують виключно шафами заводського виготовлення з однобічним обслуговуванням (комірки КЗО) або з викотними елементами внутрішньої (комірки КРП) або зовнішньої (комірки КРПЗ) установки.

4.4 Техніко - економічне порівняння варіантів

Технічно обґрунтований варіант остаточно вибирається на основі порівняння економічних показників. Найбільш загальним показником економічної ефективності прийнятих рішень є мінімальні зведені витрати В_і (за один рік роботи):

Bi = р_нК_і + Еі + Зі => min

де р_н = 0.12 нормативний коефіцієнт ефективності капітальних витрат [5],

К_і – капітальні витрати (вартість обладнання та будівельно-монтажних робіт),

Е_і – вартість річних витрат на експлуатацію та втрати електроенергії,

З_і – вартість збитків від недовироблення електроенергії (недопостачання енергії споживачам),

і= 1,2,3... – номер варіанта ТЕП.

Якщо різниця у зведених витратах варіантів, що порівнюються, не перевищує 5...7%, то варіанти вважають тотожними з економічної точки зору, а перевагу слід надавати варіанту з кращими якісними показниками.

Капітальні витрати Кі визначають за збільшеними показниками вартості спорудження ПЛ та підстанцій [17] та прейскурантами. Частина матеріалів наведена у [11, 13, 14] та ін. У курсовому проекті можна користуватися цінами 1989 року без урахування індексації.

Однакові елементи варіантів, які порівнюються, можна не враховувати.

Розрахункова вартість силових трансформаторів вище за оптову у 1.2 - 2 рази [13, табл. 10.3].

Експлуатаційні витрати Еі [13, 14] мають три основні складові: вартість амортизаційних відрахувань, витрати на обслуговування та вартість втраченої електроенергії. Перші дві складові визначаються у відсотках від капітальних витрат.

Вартість втрат електроенергії:

Е = β·ΔA

де β – середня питома вартість втрат 1 кВт·год. електроенергії у системі (у курсовому проекті можна прийняти β=25 коп./кВт·год).

ΔΑ =ΔΡ·τ – річні втрати електроенергії в елементах схем (генераторах, лініях, реакторах), для трансформаторів ΔΑ=ΔΑ_х.х.+ΔΑ_к.з.

τ – тривалість максимальних втрат, яка залежить від тривалості використання максимуму навантаження Т_М [13].

Т_М можна прийняти: для ТЕЦ та КЕС Т_М=5500-5800 год., для ГЕС Т_М=3000-4000 год., для підстанцій Т_М=4000-5000 год. за рік.

Визначення збитків є найбільш складним питанням при техніко-економічних розрахунках, тому що критерії для їх визначення та питомі величини збитків різні для різних умов робот електроустановок та для споживачів різних галузей промисловості.

У курсовому проекті рекомендується визначати збитки, виходячи з математичного сподівання (ймовірності) відмови будь-якого елемента ланцюжка подачі електроенергії [8]. Дані про ймовірність відмови основних елементів наведені в літературі [5, 8,13, 14].

Перерву у роботі елементів схеми через планові ремонти можна не брати до уваги, тому що планові ремонти виконуються звичайно у години та дні мінімального навантаження споживачів.

Одним з найбільш ефективних шляхів підвищення надійності систем електропостачання є дублювання, тобто застосування резервних кіл живлення відповідальних об'єктів. Теорія [8] показує, що при наявності трьох та більше кіл ймовірність їх одночасної відмови дуже мала.

Втрати від недовироблення чи недопоставки споживачам електроенергії через відмову обладнання можна визначити за спрощеною формулою [8]:

З = Р_С·ν·З₀

де Р_С – середньорічна зведена розрахункова потужність, недовироблена на ЕС чи недопоставлена споживачам, кВт. Її обчислюють з урахуванням часу використання максимуму навантаження Т_М

де Р_розр. – потужність найбільшого генератора чи відключених споживачів (вихід з ладу одного трансформатора)

ν=ω·Τ_В = Σω_іt_і

де ω=λ – питома пошкоджуваність кола, що розглядається, разів за рік.

Т_В – середня тривалість аварійного ремонту, години.

ω_і,t_і – показники надійності окремих елементів, що складають послідовне з’єднання (ланцюг відмов).

З₀ – питомі збитки (вартість недовиробленої чи недопоставленої 1 кВт·год електроенергії),грн/кВт·год.

Для підстанцій можна прийняти З₀=(0.6-1)грн./кВт·год, для електростанцій З₀=(20-50) коп/кВт·год.

Якщо обладнання та схеми близькі за надійністю (або нема вірогідних даних для визначення збитків), ТЕР можуть виконуватись за спрощеною формулою зведених річних витрат.

В_і = р_н ·К_і + Е_і → min

4.5 Вибір високовольтних апаратів та провідників

Для вибору високовольтних апаратів (вимикачів, роз'єднувачів, віддільників, короткозамикачів, вимикачів навантаження, струмообмежувальних реакторів, трансформаторів струму) та провідників необхідно знати робочі струми нормального та післяаварійного режимів роботи, а також струми аварійного короткочасного режиму, а саме трифазного режиму короткого замикання у відповідних точках схеми системи електропостачання.

Визначення робочих струмів

Необмежено довга за часом робота обладнання електричної установки характеризується двома режимами: нормальним і максимальним (післяаварійним).

Нормальний – це такий режим, за якого всі елементи систем електропостачання знаходяться в роботі, а їхні параметри не виходять за межі номінальних значень. Нормальний режим роботи характеризується струмом нормального режиму І_н.

Максимальний – це такий режим роботи, за якого частина елементів системи електропостачання з різних причин (плановий, післяаварійний ремонт тощо) вимкнена, внаслідок чого решта елементів працює з підвищеним навантаженням. Максимальний режим роботи характеризується струмом максимального режиму І_макс..

Для елементів системи електропостачання в колі генератора (струмоводи, вимикачі, роз'єднувачі, трансформатори струму) струм нормального режиму визначається номінальним режимом його роботи, а максимальний режим – генеруванням у мережу номінальної потужності Р_ном при зменшенні напруги на виводах генератора на 5% відносно номінальної (тобто перевантаження струмом – до 5%).

Робочі струми у колі трансформаторів зв'язку на підстанціях визначаються їхнім навантаженням заданої потужності (нормальний режим) та припустимим перевантаженням при вимиканні одного з трансформаторів або одної лінії (максимальний режим).

Для ліній електропередач видачі потужності в систему за максимальний режим приймають умову, що одна з ліній вимкнена аварійним захистом.

Максимальний струм збірних шин залежить від схеми електричних з'єднань РП (це буде струм вводу для РП 6, 10, 35 кВ, споживачів або струм кількох приєднань РП підвищеної напруги електростанції).

У колах секційного та шиноз'єднувального вимикачів струм максимального режиму визначається з урахуванням струморозподілу шинами за найбільш несприятливого експлуатаційного режиму.

Визначення струмів короткого замикання

Перевірка вибраних апаратів стійкості при короткому замиканні в будь-якій точці мережі полягає в порівнянні паспортних значень припустимих струмів динамічної та термічної стійкості з розрахунковими значеннями струмів короткого замикання, що відбулось в найбільш вразливому місці, тобто в такій точці, коли через апарат буде протікати найбільший з можливих значень струму КЗ. При наявності кількох джерел струму треба визначити сумарне значення як діючого, так і миттєвого струмів (це характерно для проекту електростанції, де струми КЗ будуть надходити від системи та генераторів).

Порядок розрахунку можна прийняти таким:

а) з прийнятої електричної схеми скласти розрахункову схему (схему заміщення), замінивши систему, лінії електропередач, генератори, трансформатори та реактори їхніми реактивними опорами (реактансами) – при перевірці обладнання необхідно знати максимально можливий струм КЗ, тому активними опорами (резистансами) можна знехтувати. При складанні розрахункової схеми треба зберегти всі зв'язки та послідовність з'єднань всіх елементів схеми. Секційні вимикачі в нормальному режимі вимкнуті (секції розділені) – крім ГРП ТЕЦ, де всі секції ввімкнуті паралельно, за винятком секцій до яких підключені дві розщеплені обмотки трансформатора ТРДН. Шиноз'єднувальні вимикачі в нормальному режимі увімкнуті.

2) Маючи на увазі, що параметри різних елементів схеми в паспорті задані в різних одиницях виміру (відносні одиниці, відсотки, Оми), треба прийняти одну з двох систем: відносні чи іменовані та перерахувати до прийнятої системи всі опори схеми заміщення.

Примітка. Розрахунки у відносних одиницях не потребують перерахунку опорів при наявності в схемі трансформаторів, тому тут менше ймовірності зробити помилку в розрахунках.

За базисну напругу приймають середнє значення кожного класу напруги 6,3 10,5 37 115 158 230 340 кВ. Для кола генератора – його номінальну напругу.

Розрахунки струмів КЗ можна проводити за спрощеною методикою:

а) коротке замикання вважають трифазним та суто металевим,

б) за розрахунковий струм КЗ (діюче значення) приймають надперехідний струм (або їх суму), тобто вважають І"=I_t=І_∞=І_К,

в) ударний коефіцієнт також приймають сталим: К_У=1.8 для всіх точок, крім напруги генератора, де цей коефіцієнт приймається 1.9...1.95,

г) тривалість режиму КЗ приймають t_К=1...2с (реально цей час складається з часу вимикання вимикача та часу спрацювання релейного захисту). Для кола генератора розрахунковий час КЗ t_К=4с [16].

Розрахункові точки КЗ:

Для підстанції – на виводах всіх напруг головного трансформатора (на шинах РП ВН, СН та НН).

Для електростанції:

а) на РП зв’язку з енергосистемою: на відгалуженнях в бік системи та в бік трансформатора (приймається для розрахунку більше значення струму). В схемах, де більше одного вимикача на одне приєднання, вважають виведеним в ремонт один з вимикачів – розірване кільце,

б) на відгалужені в бік трансформаторів власних потреб в колі генераторної напруги блочної електростанції,

в) на ГРП ТЕЦ – на відгалуженні в бік РП місцевих споживачів (від центральної секції збірних шин).

Паспортні значення параметрів динамічної та термічної стійкості повинні бути більшими за розраховані на 10...30 відсотків.

Рекомендації щодо обмеження струмів короткого замикання

Якщо значення струмів короткого замикання перевищують допустимі за технічними характеристиками параметри вибраних апаратів, то необхідно приймати організаційні та технічні засоби щодо обмеження струмів КЗ. Основні з них:

а) на РП підвищених напруг EC секціонують збірні шини, обмежуючи число паралельних кіл. Рекомендується використовувати автоматичний поділ кіл (тобто при короткому замиканні без витримки часу вимикаються вимикачі у точках поділу).

б) на ГРП ТЕЦ обмежують потужність генераторів, що працюють паралельно. Використовують секційні реактори. Генератори потужністю більше 100 МВт виділяють у окремі блоки, застосовують для зв'язку з енергосистемою трансформатори з розщепленими обмотками НН. Такі трансформатори рекомендують застосовувати у схемах збільшених блоків ГЕС (ГАЕС). На лініях, які відходять від ГРП, використовують групові одинарні або здвоєні реактори.

в) у системах власних потреб (ВП) електростанцій обмеження струмів короткого замикання досягається застосуванням трансформаторів з розщепленими обмотками НН, обмеженням потужності трансформаторів ВП, секціонуванням РП ВП.

г) на знижувальних підстанціях використовують роздільну роботу трансформаторів, трансформатори з розщепленими обмотками НН та реактори на вводах або кабельних лініях споживачів 6, 10 кВ.

Вибір варіанта обмеження струмів короткого замикання слід обґрунтовувати техніко-економічним розрахунком. Якщо вказані методи виявляться неефективними, необхідно замінити попередньо вибрані апарати на такі, що мають більший струм розмикання.

Вибір електричних апаратів

Високовольтні комутаційні апарати вибирають за номінальними параметрами і перевіряють на комутаційну здатність, на динамічну та термічну стійкість до струмів короткого замикання. При виборі необхідно також враховувати місце установки – категорію розміщення: 1 – на відкритому повітрі, 2 – під дахом, 3 – в приміщенні без опалення, 4 – в теплому приміщенні, умови навколишнього середовища (кліматичне виконання: У – для помірного клімату, ХЛ – для холодного клімату, Т – для тропічного клімату).

Для вимикачів також – спосіб гасіння дуги, тип приводу та ін.

Обсяг роботи з вибору елементів схеми включає вибір та перевірку усіх апаратів головного кола: вимикачів, роз’єднувачів, трансформаторів струму та напруги, розрядників, обмежувачів напруги ОПН, а також провідників шин РП та приєднань обладнання до РП.

Однаковою для всіх апаратів та кабелів є вимога щодо робочої напруги: клас ізоляції не може бути меншим за напругу мережі, де встановлено цей апарат.

U_ном ≥ U_мережі

Примітка. Перевищення робочої напруги трансформаторів напруги та розрядників неприпустиме – первинна номінальна напруга U_{1 ном.} повинна дорівнювати напрузі РП

U_ном ≈ U_мережі

Для апаратів, через які протікає робочий струм (комутаційні, запобіжники, вимірювальні трансформатори струму, реактори) встановлено номінальний струм І_ном, що є найбільшим припустимим струмом максимального режиму роботи мережі

І_ном ≥ І_{роб.макс.}

Примітка. Значне збільшення номінального первинного струму І_1ном трансформатора струму призведе до значного погіршення точності вимірювання. Треба, щоб І_{1 ном} ≈ І_{роб макс} (можна перевантажити до 20% в максимальному режимі). Для вимикачів та запобіжників після U_ном та І_ном найважливішим параметром є струм відмикання – найбільший струм короткого замикання (діюче значення), який може вимкнути вимикач. Щоб уникнути аварійної ситуації в мережі та зіпсування вимикача при КЗ, необхідно мати запас, тобто струм відмикання має бути на 10...20 відсотків більшим за розрахунковий (найбільший в РП) струм короткого замикання.

Всі наведені вище апарати кола робочого струму та жорсткі конструкції струмопроводів перевіряють на термічну та динамічну стійкість дії струму КЗ.

Для цього порівнюють паспортні значення параметрів апаратів з розрахунковими величинами струму КЗ:

а) динамічна стійкість – і_дин > і_У

де і_дин – амплітуда припустимого струму вмикання та відмикання вимикача та припустимий струм динамічної стійкості роз’єднувачів, трансформаторів струму,

і_у – ударний струм КЗ (і_У =√2 · І_К · К_у).

б) термічна стійкість – за тепловим імпульсом

де І_Т, t_Т – паспортні значення струму (діюче значення) термічної стійкості та припустима тривалість його дії,

І_К – розрахункове значення струму КЗ,

t_К – тривалість дії струму КЗ (1...2 с, для генераторної напруги електростанцій – 4с).

Вибір вимірювальних трансформаторів

Вимірювальні трансформатори – це пропорційні перетворювачі величин струму та напруги електричних мереж в стандартні значення, встановлені для підмикання вимірювальних приладів. Пропорційність перетворення порушується з двох причин: нелінійності характеристики залізного осердя та втрат енергії при її перетворенні.

Щоб втрати (похибка) не виходили за межі припустимих, так званих похибок класу, треба ретельно підбирати не лише первинні параметри напруги та струму, але й потужність електровимірювальних приладів, котрі необхідно мати на кожному приєднанні, де встановлюють вимірювальні трансформатори. Орієнтовно вид та кількість приладів визначають з довідника [4].

Трансформатори струму (ТА) встановлюють на вводах силових трансформаторів, бакових оливних вимикачів, на нульових виводах обмоток статора генератора (так звані вбудовані ТА серій ТВТ, ТВ, ТВГ – відповідно). У вигляді окремих апаратів ТА встановлюють у всіх колах, де є вимикачі (на відкритих РП, в шафах комплектних РП – не тільки в шафах з вимикачами, а й із запобіжниками – у колі трансформаторів власних потреб).

Вбудовані ТА не потребують додаткової перевірки на динамічну стійкість, а ТА у вигляді окремих апаратів перевіряють аналогічно комутаційним апаратам.

В мережах з ізольованою нейтраллю (6,10, 35 кВ) на лініях встановлюють по два ТА (вбудовані та в РП інших напруг – в кожній фазі). Умовою не перевищення похибок паспортних величин є виконання таких співвідношень:

І₁ = (1,0...1,2) І_1ном S₂ = (0,25...1)S_2ном або Z₂=(0,25...1)Z_2ном

де S₂ =U₂І₂ – потужність кола вторинної обмотки,

Z₂ – опір цього кола (включаючи опір проводів, що з’єднують ТА з приладами).

При І₁=(0,1...0,5)І_1ном похибка збільшується в 2...3 рази.

Трансформатори напруги (TV) встановлюють по одному комплекту на кожну секцію РП всіх класів напруги вище 1000 В, на виводах генераторів та ліній електропередач електростанцій.

Трифазні TV тепер не виготовляються. На підстанціях ще можна зустріти трифазні триобмоткові TV серії НТМИ (п'ятистрижневі осердя – для контролю пошкодження ізоляції) та НТМК (з додатковою обмоткою для корегування втрат) напругою 6...20 кВ. Більшість TV – це однофазні апарати, частіше з двома вторинними обмотками. Комплект із трьох таких TV має схему (зірка з уземленою нейтраллю, зірка з виведеною нейтраллю та відкритий трикутник, на виводи якого підключають реле контролю пошкодження ізоляції). В РП - 6, 10 кВ іноді використовують однофазні двообмоткові TV. Два таких TV з'єднують в схему неповного трикутника для підмикання вимірювальних приладів. Як і ТА, TV мають стандартні значення класу, котрий залежить від потужності приймачів електричної енергії – кількості та потужності вимірювальних приладів. Клас зберігається при U₁=(0,8...1,2)U_1ном.

Умови вибору:

U_1ном = U_мережі, S₂ ≤ S_2ном

Захист від КЗ мають лише ТV напругою до 35 кВ (запобіжники ПКН).

Примітка. Останнім часом розроблені комбіновані схеми так званих антирезонансних трансформаторів напруги, де в один бак вміщено два трансформатори: двофазний та однофазний, схема їх з’єднання подібна до схеми трифазного трансформатора напруги.

Вибір розрядників

Захист обладнання (особливо головних трансформаторів) від перенапруги, що виникає при комутаціях та дії блискавки, здійснюється розрядниками.

Використовують переважно розрядники з нелінійними опорами – вентильні (РВ) або спеціальні апарати, котрі зовсім не мають іскрових проміжків, а лише нелінійні опори – обмежувачі перенапруги нелінійні (ОПН).

Трансформатори 110, 150, 220 кВ з РПН, де вивід нейтральної точки здійснений через ізолятор меншим класом напруги, потребують захисту ізоляції не лише основних виводів всіх класів напруги (ВН, СН, НН), а й виводу нейтралі. Розрядник тут має бути з пробивною напругою на клас нижчою: для трансформаторів з ВН 220 кВ – Uрозр=110 кВ, трансформаторів 110, 150 кВ - U_pозp = 60 кВ. На робочих виводах обмоток U_розр. = U_ном.

Примітка. На старих підстанціях класу 150 кВ на нейтралах використовують по декілька розрядників послідовно класу 10 кВ та 35 кВ (2x10 +35 або 2x35).

Вибір комплектних РП

Комплектування електрообладнання безпосередньо на місці будівництва електростанції чи підстанції потребує багато часу, тому вважається доцільним поставляти його у вигляді комплектів та блоків.

Розроблені комплектні трансформаторні підстанції на напругу до 220 кВ (з елегазовим заповненням – до 800 кВ).

Для відкритих РП виготовляють стандартні фундаменти, залізобетонні стовпи порталів та інші деталі, що на них монтують електричні апарати.

При напругах до 10 кВ (деякі до 35 кВ) всі апарати монтують в металевих шафах стандартних розмірів. На жаль, різні заводи випускають шафи своїх розмірів, використовують різне обладнання, що робить неможливим швидку заміну елементів різних серій, що вийшли з ладу. Тому в проекті, де необхідне РП 6 та 10 кВ, а також РП власних потреб 0.4 кВ, треба за розрахунковими значеннями напруги, струмів нормального, аварійного (КЗ) та післяаварійного (відмикання пошкодженого кола) режимів вибрати серію КРП, котра задовольняє всім вимогам.

Останнім часом з'явилися уніфіковані серії КРП, котрі мають приблизно однаковий набір схем окремих шаф, розташування електрообладнання тощо. Найбільш відомі (що рекомендуються для курсового проекту) шафи серії КУ-10Ц Рівненського заводу високовольтної апаратури (РЗВА). Вони комплектуються вакуумними вимикачами ВР-1(І_НОМ = 630; 1000А; І_{НОМ.ВИМ.} =20 кА), ВР-2 (І_НОМ= 630; 1000; 1600; 2000 А; І_{НОМ.ВИМ.} = 20; 31,5 кА) та ВР-3 (І_НОМ = 2000; 2500; 3150 А; І_{НОМ.ВИМ.} = 40 кА)

Комплектні розподільні пристрої серій КУ6С и КУ10С призначені для роботи в мережах 6-10 кВ, при номінальних струмах до 3150 А и струмах відключення до 40 кА. КРП нових серій мають компонування відсіків, при якій висувний елемент розташований у середній частині шафи над відсіком лінійних шин і трансформаторів струму, а в ремонтному положенні перебуває на інвентарному візку в коридорі обслуговування.

Шафи КРП випускаються у двох типовиконаннях: для загальнопромислового застосування (у розподільних пристроях власних потреб електричних станцій всіх видів, на електричних підстанціях, в електроустановках промислових підприємств) і для об'єктів ядерної енергетики в несейсмостійкому й сейсмостійкому виконанні.

Особливостями нових КРП є підвищена безпека персоналу й повноцінний доступ для однобічного обслуговування комірки. У шафах КРП передбачені всі необхідні за діючими стандартами захисти й блокування. Схеми вторинних ланцюгів реалізуються з використанням пристроїв мікропроцесорного релейного захисту. Мікропроцесорні блоки релейного захисту можуть поєднуватися в SCADA-систему для дистанційного керування й контролю.

Спеціально для використання в КУ6С и КУ10С, а також в аналогічних КРП на РЗВА була розроблена нова серія вакуумних вимикачів на напругу 6-10 кВ – ВРС. Конструкція вимикачів ВРС побудована на базі вимикачів серії ВР, що добре себе зарекомендували. Вимикачі мають нову універсальну раму й нову лінійку литих з епоксидного компаунду полюсів. Вимикачі серії ВРС розраховані на роботу при номінальних струмах до 3150 А, номінальних струмах відключення до 40 кА, номінальних струмах електродинамічної стійкості до 128 кА.

Вимикачі ВРС мають комутаційний ресурс до 50 000 циклів і 100 відключень струмів КЗ – при номінальній напрузі 10 кВ, і 30 000 циклів і 50 відключень струмів КЗ – при напрузі 6 кВ.

Уніфікація вимикачів ВРС для використання в сучасних КРУ дозволяє позиціонувати їх як базові комутаційні апарати для галузей промисловості й власних потреб електростанцій. У той же час попередня серія вимикачів ВР буде використовуватися для установки в КРП із традиційним компонуванням (вимикач на викотному елементі в нижній частині шафи).

В проекті треба обґрунтувати вибір серії та вибрати шафи з вимикачами (схеми, параметри вимикачів та трансформаторів струму вибирають для всіх кіл – вводу, секційного зв'язку, ліній споживачів), на кожну секцію – по одній шафі з трансформатором напруги, шафи із запобіжниками (S_НОМ ≤ 250 кВА) чи вимикачем (Sном ≥ 400 кВА) для приєднання трансформаторів власних потреб, шафу з контактною перемичкою (секційний роз'єднувач) для секційного зв'язку.

Примітка. Коли розрахунковий струм вводу перевищує 1600 А, то цей ввід виконується двома шафами: шафа з вимикачем та шафа вводу (без роз'ємів або з візком, на якому встановлені шини роз'єму).

Повна схема з'єднань всіх вибраних апаратів приводиться на аркуші графічної частини, про що в пояснювальній записці робиться відповідний запис.

Вибір провідників шин

Все обладнання, що входить до електричної схеми, з'єднується між собою провідниками різної форми. Для шин зовнішніх (відкритих) розподільчих пристроїв (приєднання ліній до трансформаторів), особливо при U > 35 кВ, використовують багатожильний неізольований провід (алюмінієвий або сталеалюмінієвий). Деякі з'єднання, наприклад трансформаторів власних потреб з внутрішніми РП, виконують кабелем (три- або чотирижильним). У комплектних РП використовують шини (при І_НОМ.> 1600А – дві шини).

Приєднання головних трансформаторів підстанції до закритих РП 6,10 кВ може бути виконане жорсткими шинами або гнучким проводом, а також комплектним гнучким струмопроводом – з кількох сталеалюмінієвих проводів, скріплених перемичками [13].

Основним технічним параметром провідника є допустима величина струму, котрий не призведе до надмірного перегрівання провідника (для кабелю – також допустима напруга).

Розрахунковим струмом для вибору площі поперечного перерізу провідника приймають струм післяаварійного режиму (коли аварійно вимикається один трансформатор чи лінія електропередачі).

Згідно з вимогами [16] провідники збірних шин не перевіряють на економічну густину струму,

Конструкція із жорстких шин (разом з ізоляторами) перевіряється на динамічну стійкість ударному струму короткого замикання [1].

Увага! Якщо вибрані комплектні елементи (шафи або панелі), де шини і апарати перевіряються при їхньому виготовленні, то додаткова перевірка не потрібна. Допустимі параметри цих елементів наведені в каталогах.

Проводи відкритих РП напругою 110 кВ та більше перевіряють на мінімальний діаметр за умови допустимих втрат за рахунок коронування [13].

Кабелі перевіряють на термічну стійкість при КЗ. Ця перевірка може бути зроблена за емпіричною формулою, де визначається мінімальна величина площі перерізу провідника, що нагрівається струмом КЗ [1,4].

де І_К – розрахунковий струм КЗ, А.

t_К – прийнята тривалість дії струму КЗ, с.

С – функція, що характеризує процеси нагрівання провідника різної конструкції при КЗ, Ас^1/2/мм².

Для проводів та шин з алюмінію С = 85, для кабелів 6,10 кВ з алюмінію та паперовою ізоляцією С = 95, кабелі з поліетиленовою ізоляцією С = 65.

4.6 Власні потреби

На електростанціях та підстанціях використовується велика кількість електроприймачів, які забезпечують технологічний процес виробництва, перетворення та розподілу електроенергії. Ці пристрої називають споживачами (електроприймачами) власних потреб (ВП), а схеми їх електропостачання – це схема власних потреб.

Точний перелік електроприймачів ВП в курсовому проекті невідомий, лише вказано середнє значення потужності електроприймачів ВП електростанцій у процентах від активної потужності генераторів, а для підстанцій – від потужності головних трансформаторів. Для вибраної на основі ТЕР схеми електричних з'єднань електростанції або підстанції необхідно розрахувати навантаження електроприймачів ВП і на його основі вибрати кількість та потужність трансформаторів власних потреб (робочих та резервних), схеми їх приєднання, розподільних пристроїв ВП 6 (10) та 0.4 (0.66) кВ, включно з резервуванням, систему та схему оперативного струму.

До власних потреб додають навантаження споживачів електроенергії, котрі розміщені поряд з електростанцією (міський район для ТЕЦ, селище та шлюзи ГЕС та ін.). До цих споживачів енергія передається з напругою генератора або 10 кВ(чи 0,4 кВ).

Джерела та схеми живлення ВП

Більшість електроприймачів власних потреб (електродвигуни, нагрівальні пристрої, освітлення) споживають змінний струм. Тому основне джерело – це трансформатори ВП потрібної напруги.

Для живлення дрібних електроприймачів ВП використовується система напруг 380/220 В з уземленою нейтраллю, яка дозволяє спільне живлення силових та освітлювальних електроприймачів від одних трансформаторів ВП. Якщо потужність електродвигунів перевищує 200 кВт (приводні двигуни помп ТЕС), то застосовують мережі ВП напругою 10 або 6 кВ.

Напруга генераторів більшості електростанцій перевищує 10 (6) кВ, тому виникає необхідність мати два ступені трансформації та РП ВП двох напруг. На першому ступені напруга генератора знижується до 10 (6) кВ, на другому – з 10 (6) кВ до 0.4 (0.66) кВ. Тільки на ГЕС невеликої потужності та на підстанціях застосовується один ступінь: напруга генератора (обмотки НН трансформатора) знижується до 0.4 кВ.

Для живлення електроприймачів ВП РП обох напруг рекомендується схема з однією секціонованою системою збірних шин. Підвищення надійності живлення ВП досягається:

глибоким секціонуванням РП обох напруг;

подвійним живленням (робочим та резервним) кожної секції. Для особливо відповідальних електроприймачів ВП передбачається живлення від третього автономного джерела;

використання автоматичного вмикання резервного живлення (АВР);

технологічним дублюванням найбільш відповідальних механізмів;

забезпеченням самозапуску двигунів відповідальних механізмів та ін.

Власні потреби електростанцій

Власні потреби КЕС як і головна схема будуються за блочним принципом, тобто число робочих трансформаторів ВП (ТВП) дорівнює числу блоків. Потужність кожного робочого ТВП визначається з виразу:

де Р_ВП – потужність ВП на один блок (вказана в завданні),

к_ПОП – 0.8 – 0.9 – коефіцієнт попиту [1,2],

соsφ – коефіцієнт потужності електроприймачів ВП (можна приймати рівним номінальному коефіцієнту потужності генератора).

Робочі ТВП приєднуються глухим відгалуженням від струмопроводу, що з'єднує генератор з підвищувальним трансформатором. При наявності генераторного вимикача ТВП приєднується також глухим відгалуженням від струмопроводу, але з боку блочного трансформатора.

РП ВП – 6 (10) кВ комплектуються з комірок КРП. Приймаються дві секції на кожний блок. Для забезпечення потрібної надійності живлення електроприймачів ВП кожна робоча секція РП ВП - 6 (10) кВ через вимикач з'єднується з резервною системою шин або резервною магістраллю. Резервних магістралей може бути одна або дві (у випадку застосування пускорезервних трансформаторів - ПРТВП – з розщепленими обмотками НН).

ПРТВП приєднують до РП вищої напруги (110 - 330) кВ або до третьої обмотки автотрансформатора зв'язку (якщо на КЕС є РП двох підвищених напруг).

Допускається приєднання ПРТ ВП до генератора але з обов'язковою установкою вимикачів у колах робочого та резервного ТВП або в колі блока генератор – трансформатор.

Приймається один резервний ТВП при двох блоках, два – при числі блоків до шести. При більшому числі блоків передбачається третій резервний трансформатор, який не приєднується до джерела живлення, але встановлюється на фундаменті і готовий до заміни будь-якого робочого ТВП. Потужність кожного ПРТВП повинна забезпечити заміну робочого ТВП одного блока та одночасний пуск або аварійну зупинку другого блока. Рекомендується потужність ПРТ ВП приймати на один ступінь вище вибраної потужності ТВП.

Потужність електроприймачів ВП (U=0.4 кВ в курсовому проекті можна прийняти 10% загальної потужності ВП. Робочі та резервні ТВП напругою 6 (10) / 0.4 (0.66) кВ приєднуються через відповідні комірки з вимикачами до робочих секцій 6 (10) кВ та до резервних магістралей 6 (10) кВ. Одинична потужність ТВП не повинна перевищувати 1000 кВА, бо збільшення потужності трансформатора призводить до значного збільшення струмів короткого замикання у мережі 0.4 кВ.

Кількість трансформаторів на один блок визначається, виходячи із загальної потужності електроприймачів ВП – 0.4 кВ та прийнятої потужності трансформатора.

Для власних потреб рекомендується вибирати вибухобезпечне обладнання ("сухі" трансформатори або заповнені негорючим діелектриком; вакуумні вимикачі).

Приклади виконання схем ВП наведені в [1,2,5,7] та ін.

Потужність споживачів ВП ТЕЦ досягає 10...15% потужності генераторів. Відносно велика потужність ВП ТЕЦ обумовлена особливостями технологічного процесу виробництва теплової енергії. Схема живлення ВП ТЕЦ визначається прийнятою схемою головних електричних з’єднань.

Склад споживачів ВП ТЕЦ подібний до КЕС, тому схеми їх живлення також подібні.

Особливість ТЕЦ з генераторами потужністю до 100 МВт – це наявність генераторного РП (ГРП), до якого приєднується місцеве навантаження та електроприймачі ВП. Робочі ТВП таких ТЕЦ (або неблокової частини ТЕЦ) приєднуються до шин ГРП. При напрузі ГРП 10 кВ РПВП – 6 кВ приєднують через знижувальні трансформатори 10/6 кВ РПВП – 6 кВ секціонують за числом котлів (у курсовому проекті – за числом генераторів).

Резервні ТВП неблокової ТЕЦ можуть приєднуватися до шин ГРП або відгалуженням до трансформаторів зв’язку ТЕЦ з системою. Число резервних джерел ВП 6 кВ на ТЕЦ неблокового типу вибирається: один – при числі робочих джерел до шести включно, два – при більшому числі робочих ТВП.

Потужність електроприймачів ВП на напрузі 0,4 кВ можна прийняти 15% від загальної потужності електроприймачів ВП.

Для блочної частини ТЕЦ розрахунок та вибір елементів ВП аналогічний розрахункам для КЕС.

Приклади виконання схем ВП ТЕЦ наведені в [1,2,5,7] та ін.

Відповідно до особливостей роботи ГЕС, склад та потужність електроприймачів ВП значно відрізняються від теплових електростанцій. Сумарна потужність споживачів ВП ГЕС складає 0.5...3% встановленої потужності генераторів.

Практично усі споживачі ВП ГЕС (агрегатні та загальностанційні) приєднуються до напруги 0.4 кВ.

На великих ГЕС застосовують схеми з двома ступенями напруги: 6, 10 кВ – для потужних електроприймачів загальностанційного призначення і місцевого навантаження та 0.4 / 0.23 кВ для електроприймачів системи ВП гідроагрегатів. На ГЕС невеликої потужності доцільно мати один ступінь напруги для живлення агрегатних та загальностанційних електроприймачів ВП з установкою знижувальних трансформаторів напругою Uг/0.4 кВ. Число робочих трансформаторів можна прийняти рівним числу гідрогенераторів (блоків) одиничною потужністю до 250 кВА.

Для резервування системи ВП передбачається живлення РП 6, 10 кВ від однієї з найближчих районних підстанцій. Якщо ГЕС віддалена від інших джерел електроенергії, то для резервування системи ВП встановлюється спеціальний гідроагрегат з ручним керуванням затворами.

Приклади виконання схем живлення ВП ГЄС наведені в [1, 3, 5]. Примітка. На схемі (перший аркуш графічної частини проекту) можна показати лише два трансформатори ВП 6(10)/0,4 кВ, приєднаних до різних блоків.

Власні потреби підстанцій

Склад споживачів ВП підстанцій (ПС) залежить від типу підстанції, потужності трансформаторів, наявності синхронних компенсаторів, типу електрообладнання.

Згідно з нормами технологічного проектування підстанцій з вищою напругою 35... 750 кВ на усіх двотрансформаторних підстанціях необхідно встановити не менше двох трансформаторів ВП.

Схеми ВП ПС повинні передбачати приєднання трансформаторів ВП до різних джерел живлення (вводи різних трансформаторів, різні секції РП 6...10 кВ, які мають пристрої АВР і т.ін.). На боці нижчої напруги ТВП повинні працювати роздільно, кожний на свою секцію, з АВР на секційному зв’язку.

Для мережі ВП змінного струму необхідно застосовувати напругу 380/220 В з уземленою нейтраллю.

Потужність трансформаторів ВП повинна вибиратися згідно з навантаженням у різних режимах роботи ПС з урахуванням коефіцієнта одночасності та завантаження, а також здатності до перевантажень трансформаторів у аварійних режимах.

Згідно з даними інституту “Енергомережпроект” рекомендується приймати такі значення потужності ТВП в залежності від потужності головних трансформаторів: до 10 МВА – 2х40 кВА, 10...25 МВА – 2х100 кВА, 25...40 МВА – 2х160 кВА, 63...100 МВА – 2х250 кВА і т.д.

Потужність трансформатора можна прийняти за спрощеною формулою:

На однотрансформаторних ПС 35...220 кВ з постійним оперативним струмом при відсутності на них синхронних компенсаторів, пневматичних вимикачів та примусової системи охолодження трансформаторів встановлюється один трансформатор ВП та передбачається складський резерв. В інших