Схема развития электрической сети энергосистемы

СОДЕРЖАНИЕ
         
         	
СОДЕРЖАНИЕ	4
ВВЕДЕНИЕ	6
1 Проектирование электрической станции	9
1.1 Составление двух вариантов структурной схемы	9
1.2 Выбор основного оборудования	10
1.3 Расчет количества линий	18
1.4 Выбор схем распределительных устройств	20
1.5 Технико - экономическое сравнение вариантов	23
1.6 Разработка схемы питания собственных нужд	26
1.7 Расчет токов короткого замыкания	30
1.8 Выбор выключателей и разъединителей	52
1.9 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения	64
1.10 Выбор токоведущих частей	71
1.11 Выбор ограничителей перенапряжения	77
1.12 Выбор конструкции распределительных устройств	78
2 Проектирование электрической сети 110 кв	81
2.1 Конструкции опор 110 кВ	81
2.2 Разработка схем развития электрической сети	82
2.3 Расчет потокораспределения в сети	85
2.4 Выбор номинального напряжения сети	90
2.5 Выбор сечений линий электропередач на участках сети	93
2.6 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях	101
2.7 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне ВН	102
2.8 Экономическое сопоставление вариантов развития сети	105
2.9 Расчет установившихся режимов сети	117
3 Электробезопасность проекта	145
3.1 Проведение идентификации опасных и вредных производственных факторов.	145
3.2 Работы выполняемые в порядке текущей эксплуатации	146
3.3 Освобождение пострадавшего от действия электрического тока.	148
3.4 Требования пожарной безопасности на территории станции	150
4 Система электроснабжения типового нефтяного куста	153
4.1 Система электроснабжения кустов	153
4.2 Описание технологического процесса	155
4.3 Категории электроснабжения кустов скважин	156
4.4 Кустовая нефтедобывающая установка	160
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………………..171
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ	172
Приложение А Справка о потентных иследований 	176
Приложение Б Расчет в программе Rastr	177
Приложение В Перечень элементов «ТЭЦ 440 МВт»	187
Приложение Г Перечень элементов «Сеть электрическая 110 кВ»	1878
























ВВЕДЕНИЕ
      
     Для развития энергетики в РФ и укрепления взаимосвязей между энергосистемами,  необходимо увеличение объемов строительства объектов электроэнергетики, к ним относятся линий электропередач и подстанций напряжением от 35 до 110 кВ переменного тока.
     На данный момент  ЕЭС России объединяет 7 параллельно работающих и независимо друг от друга энергосистем. К ним относят ЕЭС Центральную, Средней Волги, Северо-запада, Урала, Юга, Востока и Сибири.
     Производство электроэнергии растет в глобальном масштабе. Вследствие чего идет рост количества электроэнергетических систем, который вызывает централизацию генерирования электроэнергии на больших электростанциях и строительства в предельно краткие сроки объектов подстанция и линий электропередач.
     Надежность и бесперебойное питание потребителей электроэнергии – является главной задачей для развития ЭЭС. Бесперебойное электроснабжение включается в себя большое количество взаимозависящих компонентов, от проектирования и изготовления множества различного типа устройств и  оборудования, его установки, и до ввода в эксплуатацию объектов, а также нормирования режимов его работы.
     К задачам проектирования относят правильный выбор типа источников питания, их мощности и количества, а также  мест размещения на объектах. Решить эту задачу помогает соответствующий учет влияния эклектических сетей. Нередко возникает проблема, связанная с использованием дорого оборудования и  утяжеления электрических сетей, при сокращение числа источников питания. Для решения данной проблемы следует применять особые коррективы.
     Следующая задача проектирования энергетических систем связана с разработкой, которая опирается на современные научные достижения в сферах техники и экономики. С помощью этого достигается оптимальная надежность электроснабжения потребителей и электрической, и тепловой энергией. 
     Проектирование энергетических систем и электрических сетей производится в строгой последовательности, которое включает также проектирование объектов, которые не входят в стадии проектных работ.
     Разработка проекта «Схема развития электрической сети энергосистемы» (объединённой, районной, города, промышленного узла и т.п.), которая включается в себя часть «Схема развития энергосистемы» выполняется в виде самостоятельной работы. 
     Процесс проектирования включает в себя взаимообмен важной информацией и сопоставление способов развития электросетей отличных по  назначению и напряжению.
     Работы по проектированию, которые на различных этапах имеют разный состав и объем поставленных задач,  обычно имеют содержание, отраженное ниже:
     - обоснование электрических нагрузок на потребителей, а также определение балансов активной мощности в разных подстанциях и энергетических узлах, определение объектов проектируемых подстанций;
     -  расчёт нормальной режимов при работе электростанций, и загрузки новой электросети;
     - расчёт электрических токов короткого замыкания (КЗ) в новой электрической сети и определение необходимых требований к отключающему компоненту коммутационного оборудования, постановка рекомендаций по ограничению электрических токов короткого замыкания;
     - исследование уже существующих электрических сетей в анализируемой энергосистеме, которое включает анализ ее частей со стороны загрузки, условий, при котором происходит регулирование напряжения, а также обнаружение пробелов  в работе;
     - составление расчётов при различных режимах работы электрической сети и определение структуры проектирования сети на анализируемые уровни; расчёты, которые обосновывают и проверяют  статическую и динамическую. устойчивость параллельных работ ЭС, обнаружение главных требований к системному противоаварийному оборудованию;
     - расчет баланса реактивной мощности и поиск условий, при которых  регулируется напряжение в электрической сети, определение мест установки компенсирующих приборов, включающий обоснование их типа и мощности;
     - разработка данные по проектируемому количеству объёма развития электрической сети, порядок очередности при ее проектировании.
     
1 Проектирование электрической станции

     1.1 Составление двух вариантов структурной схемы

      1.1.1 Первый вариант

     
     Рисунок 1.1 – Структурная схема ТЭЦ 440 МВт, первый вариант
     Для первого варианта станции  необходимо установить 2 генератора,  мощность каждого 63 МВт. Устанавливают пять блоков генератор-трансформатор на шины ГРУ высокого напряжения (110 кВ), мощность генератора 63 МВт. Через трёхобмоточные  трансформаторы связи устанавливается связь между распределительными устройствами. Через РУВН 110 кВ происходит связь с энергосистемой производится.
1.1.2 Второй вариант 
     
     Рисунок 1.2 – Структурная схема ТЭЦ 440 МВт, второй вариант
     Для второго варианта станции  необходимо установить 2 генератора.  Мощностью каждого 63 МВт. На шины ГРУ высокого напряжения (110 кВ)  устанавливают три блока генератор-трансформатор мощностью генератора 110 МВт. Через 2 трёхобмоточных  трансформатора связи устанавливается связь между распределительными устройствами. Через РУВН 110 кВ происходит связь с энергосистемой.
    
     1.2 Выбор основного оборудования

 1.2.1 Выбор генераторов
       
     Выбираем турбогенератор серии Т3В. Турбогенераторы с полным водяным охлаждением. Непосредственное водяное охлаждение обмоток ротора и статора, так же непосредственное водяное охлаждение железа сердечника статора ( Т - турбогенератора, 3В - полное водяное охлаждение ).
     Заполнение внутреннего  пространства генератора воздухом при давлении, близком к атмосферному. Конструкция турбогенераторов с полным водяным охлаждением является взрыво - и пожаробезопасной и не требует оснащения средствами пожаротушения. Турбогенераторы типа Т3В обладают  наивысшей надежностью и нагрузочной способностью вследствие низких уровней нагрева и вибрации, отсутсвия масляных уплотнений вала, вентиляторов и встроенных в статор газоохладителей. 
       
 Таблица 1.1 – Технические данные генераторов
 Тип
 генератора
Sн.г.
МВА
Рн.г.
МВт
 cos ?
 Uн
  кВ
 Iн.ст
  кА
 Xd’’
  %
 Цена т.р.

Т3В – 63 – 2
78,8
63
0,8
10,5
4,34
0,153
 80400
Т3В – 110 – 2
137,5
110
0,8
10,5
7,57
0,227
 105000

 Выбор блочных трансформаторов
     Выбираем  блочные трансформаторы по условиям:
     
Uн,вн  Uуст;
Uн,нн = Uн,г;
Sн,т  Sбл.тр.

      Реактивная мощность генератора находится Q, Мвар:
    
	Q = Р,                  	(1.1)
где Р - мощность генератора номинальная, МВт. cos указанные в паспортных данных  - коэффициент мощности генератора. 

      Qнг 110= 110 = 82, 5 Мвар;
      Qнг 63= 63 = 47, 25 Мвар.
      
     Расход на собственные нужды активной и реактивной мощности Рсн, МВт и Qсн, Мвар: 
      Рсн =,                                                 (1.2)
где n% - процентный расход на собственные нужды, зависящий от мощности генератора и вида топлива, (угль n% = 8).

      Рсн 110 =  = 8,8 МВт;
      Рсн 63 =  = 5,04 МВт;
                                                           Q = ;                                                (1.3)
      Qсн 110 =  = 6,6 Мвар;
      Qсн 63 =  = 3,78 Мвар.
      
      Мощность проходящая через блочный трансформатор S, МВА: 
      
      Sбл = ;                               (1.4)
      Sбл 110 =  = 126,5 МВА;
      Sбл 63 =  = 72,45 МВА.
      
     Выбор трансформаторов:
     Рассмотрим в блоке с генератором Т3В-110-2 
     Нет в промышленности трансформаторов, работающие в блоке с генератором мощностью 110 МВт. Предполагается работа генератора с нагрузкой на 90%. 
     Выбирается трансформатор типа ТДЦ–125000/110 по Б.Н. Неклепаеву ?№ 2 ,С.146?.
     
      121 кВ  >  110кВ;
      10,5 кВ  =  10,5 кВ;
      125 МВА > 126,5 * 0,9 = 113,85 МВА.

     В блоке с генератором Т3В-630-2. Выбор трансформатора типа ТДЦ–80000/110 по Б.Н. Неклепаеву ?№ 2 ,С.146?.
     
      121 кВ  >  110 кВ;
      10,5 кВ  ?  10,5 кВ;
      80 МВА  ?  72,45 МВА.
 1.2.3 Выбор мощности и числа трансформатора связи
     
     Для первой схемы выбирается количество и мощность трансформаторов связи.
     Трансформаторы, которые работают в блоке с генератором, имеющим отпайку на  потребителя, выбираются по условиям, приведенным ниже: 
     
     ;
     ;
     .
     
     Для первого варианта схем необходимо:
     1. Определить суммарную активность мощности собственных нужд на ГРУ , МВт:
       = ,                                 ( 1.5)
     где  - активная суммарная мощность генераторов, работающих на ГРУ, МВт.
     
     ==126 МВт;
       =  = 5,04 МВт.
     2. Найти суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины ГРУ : 
      =  = 47,25 Мвар.
     3. Определить суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ,Мвар:
      = ;                                     (1.7)
      =  = 3,78 Мвар.
     
     4. Найти минимальную потребляемую реактивную и активную энергию с шин ГРУ P, МВт и Q, Мвар:
     P = 0,8  P;
     Pmin.гру = 0,8 50= 40 МВт;
     Q min.гру =  P,                           (1.8)
     где сos - коэффициент мощности потребляемой нагрузки шин ГРУ сos=0,86
     Q min.гру = 40  =20,5 Мвар.
     5. Рассчитать мощность, которая проходит через трансформаторы S, МВА:
                                                                        
     2Sт = ;      (1.9)
     2Sт= 100,88 МВА;
     Sт =100,88/2=50,44 МВА.
            
     6. Выбрать трансформатор связи типа: ТДТН – 63000/110 для первого варианта 
115 кВ  >  110 кВ;
38,5 кВ  >  35 кВ;
63 МВА  >  50,44 МВА.

     Выбор для второго варианта структурных схем :
     Ввиду того, что состав оборудования остался тот же, расчет второго варинта аналогичен первому.
     Проверка для первого варианта структурных схем:
     1) Отключение аварийное одного из трансформаторов с 40% перегрузкой второго:
     1,4 Sнт  Sт
     Рассчитать реактивную максимальную мощность, которая потребляется с шин ГРУ   Qmax гру, Мвар:
     Qmax гру = P,                             (1.10)
     Qmax гру = 50  = 25,6 Мвар.
     Определить нагрузку на трансформаторе Sт, МВА:
          
Sт = ,    (1.11)
 где P - активная, максимальная мощность, потребляемая с шин ГРУ.
     Sт =  = 90,04 МВА;
     1,4 63=88,2 МВА < 90,04 МВА.
                                                                        
     2) Отключение аварийное одного из генераторов на ГРУ, при условии максимальной нагрузке на шинах генераторного и среднего напряжения:
     2Sнт  Sт;
     Рассчитать реактивную и активную мощность двух генераторов работающих на шине ГРУ ?Рнггру(n-1) ,МВт, ?Qнггру(n-1), Мвар:
              
     ?Рнггру(n-1) =?Рнггру- Рнг63;
     ?Рнггру(n-1)= 126 – 63 = 63 МВт;
     ?Qнггру(n-1) = ?Qнггру -  Qнг63;
     ?Qнггру(n-1) =94,5-47,25=47,25 Мвар.
              
     Далее рассчитать максимальную реактивную нагрузку, которая потребляется с шин среднего напряжения Qmax.срн, Мвар:
     Qmax ср = Pmax ср ,                             (1.12)
     где Pmax ср - активная максимальная мощность, которая потребляется с шин среднего напряжения, МВт. 
     Qmax ср =30  =15,36Мвар.
      Рассчитать нагрузку на трансформаторе Sт, МВА:
         
Sт =
     Sт = =27,1МВА;
     126 МВА > 27,1 МВА.
                                    
     Трансформатор подходит для второго аварийного режима
     Принимаем трёхобмоточный трансформатор связи при первом варианте схем типа: ТДТН – 63000/110
              
Таблица1.2 - Технические данные трансформаторов
Тип
трансформ.
Sнт,
МВА
Uн, кВ
Потери, кВт
Uкз , %
Цена
тыс.руб
     
     
ВН
СН
НН
     Рхх
     Ркз
     ввн-сн
     свн-нн
     нсн-нн

ТДТН 63000/110
63
115
38,5
11
53
290
10,5
18
7
37800
ТДЦ 125000/110
125
121
-
10,5
120
400
-
10,5
-
42000
ТДЦ 80000/110
80
121
-
10,5
85
310
-
11
-
34110
     Трансформаторы серии ТДЦ: трёхфазные, охлаждение масляное с дутьем с принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители.
     Трансформаторы серии ТДТН: трёхфазные, трехобмоточные, естественное охлаждение , выполнение одной из обмоток с устройством регулирования под напряжением (РПН).

     1.3 Расчет количества линий

     1.3.1 Расчёт количества линий на высокое напряжение для первой схемы
       
     На РУ ВН количество линий определяем по следующей формуле:
     
                                          (1.13)
     где  - пропускная способность 1 линии. В нашем случае
      = 40 МВт.
      - суммарная активная мощность генераторов станции;
      - суммарная активная мощность собственных нужд станции.

     = МВт;
     = МВт;
     == 40 МВт;
     = 30 МВт;
      линий.
     
     Принимаем количество отходящих линий от РУВН равное 9. 
            
Расчёт количества линий на высокое напряжение для второй схемы
     
     = МВт;
     = МВт;
      линий.
     
     Принимаем количество отходящих линий от РУВН равное 9. 
     
      1.3.2. Расчёт количества линий на среднее напряжение:
     
     n= ,                                                 (1.14)
     где Рmax - активная максимальная мощность, которая потребляется с шин среднего напряжения, МВт.
     nл =  = 2,5.
     
     При количестве линий = 4.
                        
     1.3.3 Количество линий на низком напряжении
      
      n= ==16,6.
      
      При количестве линий = 17.
     Расчет количество линий на РУНН и РУСН для обоих вариантов одинаковый.
     
     1.4 Выбор схем распределительных устройств
     
     Согласно [5] пункта 8.12  для распределительных устройств 110 кВ при числе присоединений 16 ( 9 линий, 5 блока генератор- трансформатор и и два трансформатора связи) предусматривается схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин. Во втором варианте на РУ 110кВ 14 присоединений (9 линий, 3 блока генератор-трансформатор и 2 трансформатора связи)
     В нормальном рабочем режиме обе системы шин находятся под напряжением. Шина соединений выключатель включен, и он  выравнивает напряжение по шинам. Обходной выключатель в  нормальном режиме  отключен , шинные разъединители в цепи обходного выключателя  отключены. Обходная система шин и  обходной выключатель  служат для вывода в ремонт любого выключателя, а так же систему шин не нарушая работы присоединений. Она проста , надежна и позволяет производить расширение без реконструкции.
     
     Схема первого варианта 
     

Рисунок 1.3 - Схема для первого варианта
      
      
      Схема второго варианта

Рисунок 1.4 - Схема для второго варианта
         
     На РУСН 35 кВ ссылаясь на НТП применяем одну секционированную систему шин. Количество присоединений на РУСН равно 5 (2 трансформатора связи и 3 линий). Секционный выключатель включен в нормальном режиме, и  потенциалы по секциям шин выравниваются с помощью него. Преимуществом этой схемы является экономичность и простота. Недостатком является то, что при выводе в ремонт или коротком замыкании на одной из секций шин отключается часть потребителей. При необходимости его используют в место обходного выключателя.
         
      Схема для РУ 35 кВ
          
     

     Рисунок 1.5 - Схема РУ – 35 кВ
     На генераторное распределительное устройство необходимо применить одну секционированную системную сборных шин. Шины ГРУ, делятся на секции по количеству генераторов, для того, чтобы выровнять потенциалы по секциям шин секционный, необходимо включить нормально выключатель. Применяются секционные  реакторы для ограничения токов которого замыкания на шинах в цепи секционного выключателя, предусматривается шунтирующий разъединитель в цепи секционного реактора, который закорачивает один из секционных реакторов в режиме вывода в ремонт одного из генераторов, для того, чтобы уменьшить посадку напряжения на секционном реакторе.
     
      

     Рисунок 1.6 - Схема для первого варианта.

     
     
     Рисунок 1.7 - Схема для второго варианта
     
     1.5 Технико - экономическое сравнение вариантов

 1.5.1 Расчет для первого варианта

    Необходимо рассчитать потери энергии на блочных трансформаторах , кВт?ч: 
     ,                                  (1.15)
      где  - потери в трансформаторе на холостом ход, кВт.
      t – часы работы трансформатора в году, ч.
       - потери в трансформаторе при коротком замыкании, кВт.
      - мощность, которая проходит через трансформатор, МВА.
       - номинальная мощность трансформатора, МВА.
      - часы максимальных потерь. 
            

   Таблица 1.3  – Капитальные затраты
Наименование
и тип 
оборудования
Сто-сть ед-цы,
тыс.р
     1 вариант
     2 вариант
     
     
Колич-во, шт
Стоим-ть, тыс.р.
Колич-во, штук
Стоим-ть, тыс.р.
ГенераторТ3В-63-2
80400
5
402000
-
-
ГенераторТ3В-110-2
105000
-
-
3
315000
Трансформатор ТДЦ-80000/110
34110
5
170550
-
-
Трансформатор ТДЦ 125000/110
42000
-
-
3
126000
ЯчейкаОРУ-110кВ
5000
1
5000
-
-
ВСЕГО
     
     
577550
     
441000
     
      Потери при работе трансформатора ТДЦ-80000/110
     
      кВт*ч.
     
      При количестве трансформаторов равном пять, то
     
     кВт*ч.
     
     Необходимо определить затраты эксплуатационные , тыс.руб:
     - стоимость электроэнергии потерянной в трансформаторах, тыс.руб/кВт?ч:
     
     ,                                             (1.16)
      где  - стоимость 1 кВт?ч   (200коп/кВт?ч)
     
       руб/кВт?ч.
     
      - расходы на амортизацию, ремонт и содержание персонала. Составляют 8-9% от капитальных затрат, тыс.р.
     
     ;                                    (1.17)
      тыс.р;
     ;                                          (1.18)
      тыс.р.
     
      Необходимо подсчитать затраты по варианту, тыс.р. 
     
     ,                                               (1.19)
      где  - нормативный коэффициент эффективности.
     
      тыс.руб.
     
      1.5.2 Расчет для второго варианта
     
      кВт?ч.
     
      При количестве трансформаторов равном трем, то:
     
     кВт*ч.
     
      Необходимо определить эксплуатационные затраты
     
     руб;
      тыс.р;
      тыс.р.
      
      Необходимо подсчитать затраты :
     
      тыс.руб.

 1.5.3 Сравнивание первого и второго варианта

      Е== .
     Ввиду того, что разница между первым и вторым вариантом составляет 23,03 %, можно сделать вывод, что второй вариант структурной схемы экономически выгоднее. Для дальнейших расчетов выбираем второй вариант.

     1.6 Разработка схемы питания на собственные нужды
     
     Для того, что обеспечить технологический процесс работы станции, должно снабжаться электричеством потребителей собственных нужд (электродвигатели, освещение, отопление и др.). Для этого сооружаются РУ собственных нужд 6 кВ для питания мощных потребителей и РУ собственных нужд 0,4 кВ для остальных потребителей.
     Согласно НТП, питание СН 6 кВ в цепи генератора предусматривает отпайку с трансформатора собственных нужд. 
     Выбор ТСН по условиям:
     
;

.
     
     Для генератора типа Т3В – 110 – 2  подходит трансформатор типа ТДНС – 16000/10,5 предназначен для работы в электрических сетях и в комплектных трансформаторных подстанциях
     Т - трехфазный трансформатор; 
     Д - естественная 
     циркуляция масла и принудительная циркуляция воздуха;
     Н - регулирование напряжения, находящееся под нагрузкой; 
     С - исполнение трансформатора собственных нужд станций; 
     16000 - номинальная мощность, кВ*А; 
     15,75 - класс напряжения обмотки ВН, кВ; 
     УХЛ1,У1 - категория размещения по ГОСТ 15150-69 и климатическое исполнение.
     Конструкция трансформатора содержит следующие составные части: остов, обмотки, отводы, изоляцию главную,  устройство регулирования напряжения, бак, систему охлаждения,  вводы, защитные устройства. Внутренняя опарная часть трансформатора содержит в себе вертикальные стержни, перекрытых вверху и внизу ярмами, образующих трехфазную замкнутую магнитную цепь. Шихтовка пластин магнитной системы конструируется по схеме с полным косым стыком на крайних стержнях, а на среднем- комбинированным стыком. 
     При помощи прессующих пластин и неразъемных бандажей из стеклоленты производится стяжка стержней, ярмовыми балками и металлическими полубандажами производится стяжка ярм. Обмотки цилиндрические расположены концентрически на стержне остова в следующем порядке, считая от стержня: НН, ВН, РО. Цилиндрические обмотки выполнены из провода прямоугольного сечения марки АПБ. Изоляция маслобарьерного типа, представляет собой электрокартон чередующийся с масляным промежутком. На крышке бака установливаются расширители, вводы "О" ВН, НН, ВН, установки ТВТ-35 кВ, газоотводящая система. Бак трансформатора является сварным, с верхним разъемом. 
     Для того, чтобы переместить в пределах подстанции, трансформатор снабжают каретками с катками. Колея составляет 1524 мм для продольного и поперечного перемещения. Из радиаторов, шкафа автоматического управления дутьем, электродвигателем вентиляторов обдува состоит система охлаждения трансформатора. Трансформатор имеет лестницу для обслуживания газового реле. Отклонения установочных размеров соответствуют РД 16 20 1.05-88.
     Выполняющиеся условия:

      10,5 кВ  =  10,5 кВ
     6,3 кВ  =  6,3 кВ
     16 МВА  >  11 МВА

     Каждая рабочая секция связана с резервной магистралью СН на  которой предусматривается АВР для надежного питания потребителей СН, с помощью нормального отключенния выключателей.
     Для того, чтобы резервный ТСН мог заменить самый мощный работающий и одновременно обеспечить пуск еще одного блока, принимается увеличение его мощности.
     Трансформаторы собственных нужд в не блочной части выбираются по следующим условиям: 
      
      10,5 кВ = 10,5 кВ
      6,3 кВ = 6,3 кВ
      10 МВА > 6,3 МВА
      МВА
     
      Выбираем трансформатор типа ТДНС-10000/10,5


     Рисунок 1.8 – Схема ТЭЦ собственных нужд 
     
 
1.7 Расчет токов короткого замыкания
     
     Короткое замыкание (К.З.) является одним из основных причин, при котором нарушается нормальный режим работы электрических установок и энергосистем в целом. Для того, чтобы проверить выбранное электрооборудование и токоведущие компоненты, а также выбор установок релейной защиты, при проектировании станции необходим расчёт токов К. З. 
     Во время расчета токов К.З. можно принять ряд допущений, которые не вносят существенной погрешности в расчеты. Далее приведен список допущений:
     -   качание генераторов не происходит; 
     - все элементы схемы нелинейны (насыщение магнитных систем не учитывать);  
     - учёт нагрузок может быть приближённым (во всех нагрузках постоянные по величине индуктивные сопротивления);
     - при обосновании степени затухания апериодических составляющих токов К.З. можно пренебречь активными сопротивлениями элементов схемы, и  учёт только активных сопротивлений во время расчёта токов К.З.;
     - пренебрежение распределённой ёмкостью линий, кроме случаев, когда длинные линии и линии в сетях с малым током замыкаются на землю;
     - симметричность компонентов системы, кроме места К.З.;
     - можно пренебречь током намагничивания в трансформаторах.
     При расчет токов К.З., беря во внимания вышеизложенные допущения, погрешности находятся в допустимых пределах (не более 10%).
 
1.7.1 Расчетная схема
 
     
     Рисунок 1.9 – Расчетная схема
         
 1.7.2 Схема замещения


Рисунок 1.10 – Схема замещения
 
1.7.3 Расчет сопротивлений
     
     Расчет сопротивлений произведем в о.е. Принимаем базисную мощность МВт
     Расчет сопротивления энергосистемы
     
     Х1==;			(1.20)
     где Хн,с* - сопротивление энергосистемы:
     
     Расчет сопротивлений линий электропередач:
     
     ,				(1.21)
     где Худ – удельное сопротивление одного км линии
     Uср – напряжение линии взятое по ряду средних напряжений
     
     
     
     Расчет сопротивлений генераторов:
     
     					(1.22)
     где - показатель сверхпереходности сопротивления генератора по продольной оси (паспортные данные).
     
     
      Расчет сопротивлений трансформаторов:
     ;					(1.23)
     ,
    где , ,  - напряжения к.з.
         
     ;
     ;	
     ;
     ;
     .
     
     Воспользовавшись формулой найдем сопротивления высокой и средней обмотки: на обмотки СН и НН обращаются местами, поэтому:
     
     
     ТСН : 
     Х25=
     
     Расчет сопротивлений реактора
     Для этого необходимо выбрать реактор по условию: 

 ;
;
     I max = 0,5*А.
     
     Выбираем реактор РБДГ – 10 – 4000-0,18УЗ , который подходит по условию:
     10кВ=10кВ;
     4000А>3030А.
     
     Определяем сопротивление реактора:
     
     Х26= .

 1.7.4 Преобразование схемы замещения для точки К1
     
     Не учитываем сопротивление для Х22 и Х23 , потому что ток во время короткого замыкания в точке К1 не течет через них.
     
     
     
     Рисунок 1.11 – Схема замещения  относительно точки К-1
     
     ;
     ;
     ;
     ;
     ;
      ;
      ;
      ;
      .
     
 1.7.5 Расчёт токов короткого замыкания для точки К-1
 
     Расчёт начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ
     Определим базисный ток:
     
     
      где  - сверхпереходную ЭДС.
      ЕX” – показатель сверхпереходности ЭДС источника. Для системы ЕX”=1.
      XРЕЗ – сопротивление генерирующей ветви результирующее до точки КЗ.
    
     
     
     
     
     
 Расчёт ударного тока
     
     ,
      где  - ударный коэффициент.
 
     ;
     
     ;
     .
     
 Расчёт апериодической составляющей тока КЗ в момент времени  t=
     ,
      где  - время разведения контактов выключателя, принимаем = 0,1с;
      Та – постоянная время затухания апериодической составляющей тока КЗ.
    
     ;
     ;
     
     .
     
Расчёт периодической составляющей тока КЗ в момент времени t=

     
     
     При том, что  система является источником бесконечной мощности, следует 
     
     .
     
     Для других генерирующих ветвей  необходимо вначале определить источник и значение их мощности. Далее определяется номинальный ток:
     
      ;
     .
     
     Определим соотношение:
     
     .
     
     Значит, генераторы G1-3  являются источниками конечной мощности. Чтобы определить коэффициент К = 0,88, необходимо найти по кривой соответствующее каждому значению отношение для  = 0,1с.
     .
     
     Для генераторов G4,G5
     
     
     
     .

 1.7.6 Преобразование схемы для точки К-2

     
     
     Рисунок 1.12 – Преобразование схемы относительно точки К-2
     
     ;
     .
     
     Воспользуемся методом коэффициентов участия.
     
     ;
     ;
     .
     
     Проверяем правильность сделанных преобразований:
     
     ;
     ;
     ;
     ;
     ;
    Xэкв = X43?X45?X46=
    .
    
     Определяется Xрез, складывая  последовательно Xэкв и то сопротивление через которое ?перепрыгивают?
    
    Xрез = Xэкв +X47 = 0,51 + 0,575 = 1,1;
    
     Определяется коэффициент участия для каждого источника разделив Xэкв  на сопротивление на источниках 
    
    ;
    ;
    .
    
     Делается проверка правильности всех предыдущих преобразований, сумма коэффициентов участия должна быть равна единице, или очень близкое к ней
    
    .
    
     Определяется сопротивления генерирующих ветвей в точке К-3, для этого Xрез делятся на каждый  коэффициент участия:
     
    ;
    ;
    .
     
 1.7.7 Расчёт токов короткого замыкания для точки К-2
     
      Расчёт начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ
     Определим базисный ток:
     
     
     
          Рассчитаем начальную периодическую составляющую тока КЗ:
     
     ;
     ;
     ;
     .
     
 Расчёт ударного тока:
 
     ;
     ;
     ;
     .
     
Расчёт апериодической составляющей тока КЗ в момент времени  t=:

     ;
     ;
     ;
     .
     
Расчёт периодической составляющей тока КЗ в момент времени t=

     ;
     .
         
      Определим соотношение:
     
     .
     
     Значит, генераторы G4 и G5 являются источниками конечной 
     мощности.
     
     
      
     Определим соотношение:
      
     .
     
     Значит, генератор G1-3  является источником бесконечной мощности.
      
     ;
     .

 1.7.8 Преобразование схемы для точки К-3



     Рисунок 1.14 – Преобразования схемы относительно точки К-3
     
      ;
      ;
      ;
      ;
      
                
             
     
     
     
     Рисунок 1.15 – Лучевая схема для точки К-3
     
      1.7.9 Расчёт токов короткого замыкания для точки К-3

     Расчёт начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ
 Определим базисный ток:
     
     
     
 Рассчитаем начальную периодическую составляющую тока КЗ:
     
                                              ;
                                          
                                                       
     .
     
 Расчёт ударного тока
     
     ;
     ;
     ;
     .
        
 Расчёт апериодической составляющей тока КЗ в момент времени t=:

     ;
     ;
     
     
        
 Расчёт периодической составляющей тока КЗ в момент времени t=:

     ;
     ;
     
     
 G1-4 - источник бесконечной мощности  
 
 
     
     
     
 G5 – источник конечной мощности:
     
     
     

 1.7.10 Преобразование схемы для точки К4
   
     
     Рисунок 1.15 – Преобразования схемы относительно точки К-4



     
     
     
     
     Рисунок 1.16 – Лучевая схема К-4
     
 1.7.11 Расчёт токов короткого замыкания для точки К-4

     Расчёт начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ
     Определим базисный ток:
     
     
     
     Рассчитаем начальную периодическую составляющую тока КЗ:
     
     
     
     
     .
     
Расчёт ударного тока

     ;
     
     
     
     
Расчёт апериодической составляющей тока КЗ в момент времени  t=:

     ;
     
     
      


Расчёт периодической составляющей тока КЗ в момент времени t=
     
     
     
     
     Определим соотношение:
     
     .
     
     Следовательно, генератор G1,2,4,5  - это источник, беcконечной мощности.
     
     
     ;
     
     
     Генератор G2 - источник конечной мощности:
     
     ;
     .

 1.7.12 Преобразование схемы для  точки К-5
     
     При К.З., двигатели подключенные к точке К-5 и переходят в режим генератора, и затем начинают подпитывать точку КЗ.
     Объединим ветви источников ЕG1,2,4,5 и ЕG3:




      

     Рисунок 1.17 – Лучевая схема К-5

 1.7.13 Расчет токов КЗ для точки К-5

     Расчёт начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ.
Определим базисный ток:

     .
     
     Рассчитаем начальную периодическую составляющую тока КЗ:
     
     
     
     
     .
     
Расчёт ударного тока:

     ;
 Расчёт апериодической составляющей тока КЗ в момент времени  t=

     
     
 Расчёт периодической составляющей тока КЗ в момент времени t=

     

 Таблица 1.4 – Расчетные данные токов КЗ
Точка




К1
24,32
62,2
8,82
16,97
К2
15,4
40,7
9,87
14,32
К3
88,9
235,8
57,58
78,6
К4
89,33
233,92
62,83
81,03
К5
19,28
49,2
13,6
19,28
     
     
1.8 Выбор выключателей и разъединителей
     
     Исполнение распределительного устройства влияет на выбор выключателей и разъединителей. Распределительные устройства 110 кВ и 35 кВ в данном проекте выполняются открытыми.
     
1.8. 1 Выбор выключателей
Выбор выключателей на ОРУ-110кВ

     Выбор выключателей производится по цепи самого мощного присоединения. На ОРУ-110кВ самым мощным присоединением является блок генератор-трансформатор.
     Условие выбора выключателя:
     
     UН.ВЫКЛ  UУСТ.;
     IН.ВЫКЛ  IН.ЦЕПИ;
     IН.ВЫКЛ > IМАХ.ЦЕПИ;
     IНОМ.ЦЕПИ ==
     где - номинальная мощность проходящая через блок трансформатор-генератор, МВА.

     IНОМ.ЦЕПИ = IМАХ.ЦЕПИ = 0,7225 кА.
     
     Выбираем элегазовый  выключатель ВЭБ-110 У3 производства “ЭЛВЕСТ”. Предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 и 60 Гц для закрытых распределительных устройств напряжением 110кВ. Выключатель имеет пополюсное управление встроенным электромагнитным приводом. 
     
110 кВ = 110 кВ;
2500 А > 722,5А;
2500 А > 722,5А.
     Необходимо проверить по следующим условиям выбранный выключатель:
     1)На отключающую способность:
     
     IН.ОКЛ > IП.,
     где IН.ОКЛ  – номинальный ток отключения выключателя.

     40 кА> 16,97 кА.
     
     2)На способность выключателя отключать апериодическую составляющую тока КЗ:
     
     ia,HOM ia.,
     где ia,HOM – .......................