Дипломная работа: Приплотинна ГЕС потужністю 2х27 МВт на річці "Т"

и) вимоги до гідроагрегатів й іншого електроустаткування, обумовлені умовами стійкості паралельної роботи ЭС в енергосистемі (параметри порушення, індуктивне опір і механічна постійна часу) і вимоги системної противоаварийной автоматики (власний час відключення вимикачів, необхідність секціонування шин підвищеної напруги, величина відключає мощности, що, для розвантаження ЛЕП);

к) припустимі коливання напруги на шинах підвищених напруг при різних режимах роботи оборотних агрегатів ГАЭС, у тому числі при прямому пуску;

л) електрична схема, що рекомендує головна, видачі потужності.

Головна електрична схема повинна враховувати уведення агрегатів ЭС і можливість розширення РУ підвищених напруг відповідно до перспективи розширення, розвитку енергосистеми. Видача електроенергії від гідроагрегатів перших черг споруджуваної ЭС повинна передбачатися через відповідні частини постійних РУ.

Видача енергії від гідроагрегатів повинна проводитися, як правило, через трифазні підвищувальні трансформатори. У випадку відсутності в номенклатурі заводів трифазних трансформаторів необхідних параметрів або при транспортних обмеженнях допускається застосувати групу із двох трифазних трансформаторів або групи однофазних трансформаторів.

Зв'язок між двома РУ різних напруг від 110 кв і вище на ВРП ЭС виконується за допомогою автотрансформаторів, а при одній із двох напруг рівному 35 кв і нижче - за допомогою двухобмоточных або трехобмоточных трансформаторів. До обмоток нижчої напруги трансформаторів і трехобмоточных трансформаторів допускається підключати генератори. Доцільність такого підключення генераторів повинна бути обґрунтована техніко-економічним розрахунком й аналізом напруг на обмотках вищої й середньої напруг при різних режимах роботи автотрансформаторів зв'язку.

Кількість автотрансформаторів (трансформаторів) зв'язку РУ підвищених напруг, а також схеми їхніх приєднань до шин ВРП, обґрунтовуються виходячи з режиму роботи цього зв'язку й з наявності зв'язків цих напруг у мережах енергосистеми.

До підвищувальних однофазних трансформаторів резервна фаза, як правило, не передбачається. Для однофазних автотрансформаторів зв'язку ВРП різних напруг, резервна фаза повинна передбачатися при установці на ВРП тільки однієї групи автотрансформаторів. Заміна ушкодженої резервної фази повинна здійснюватися шляхом перекочування резервної фази.

Для двох груп автотрансформаторів зв'язку установка резервної фази не передбачається.

Усе автотрансформаторів і трехобмоточные трансформатори зв'язку РУ різних напруг повинні мати пристрою регулювання напруги під навантаженням на одній напрузі (ВН або СН); при необхідності регулювання напруги на двох підвищених напругах передбачається установка лінійного вольтодобавочного трансформатора.

У головних електричних схемах ЭС застосовуються наступні типи електричних блоків:

одиночний блок (генератор-трансформатор);

укрупнений блок (кілька генераторів, підключених до одного загального підвищувального трансформатора або до однієї групи однофазних трансформаторів через вимикачі й без них);

об'єднаний блок (кілька одиночних або укріплених блоків, об'єднаних між собою без вимикачів на стороні ВН підвищувальних трансформаторів).

Тип блоку вибирається на підставі техніко-економічного зіставлення доцільних варіантів з урахуванням режимів роботи ЭС, витрат на встаткування генераторної й підвищеної напруги, вартості втрат енергії в підвищувальних трансформаторах, зручностей експлуатації, конструктивно-компоновочных рішень й ін.

Можливість з'єднання всіх гідроагрегатів з підвищувальними трансформаторами в один блок або видачею всієї потужності ЭС через одну ЛЕП, повинна бути перевірена за умовами режиму роботи гідротехнічних споруджень й економічно припустимого зливу води з урахуванням тривалості заміни ушкодженого встаткування.

Вимикачі або вимикачі навантаження між генераторами й підвищувальними трансформаторами повинні встановлюватися в наступних випадках:

при підключенні гідрогенераторів до автотрансформаторів або до трехобмоточным трансформаторів;

при підключенні електричних блоків до ВРП по схемах, у яких з відключенням блоку з боку ВН змінюється схема підключення інших приєднань, що залишаються в роботі (схеми із двома системами шин з 4 вимикачами на 3 ланцюзі - схема "4/3", із двома системами шин з 3 вимикачами на 2 ланцюзі - схема "3/2", багатокутники та ін.);

в укрупнених й об'єднаних блоках, коли це необхідно по режимних умовах або за умовами пуску, зупинки й синхронізації гідроагрегатів;

в одиничних блоках, коли необхідно забезпечити роботу головного або блокового трансформаторів власних потреб при відключенні генератора.

Відмова орт установки генераторних вимикачів у зазначених блоках повинен бути обґрунтований.

Головні електричні схеми ЭС повинні задовольняти наступні умови:

відмова будь-якого вимикача (у тому числі й у період ремонту будь-якого іншого вимикача) не повинен приводити до втрати блоків сумарною потужністю більшої потужності певної в пункті (д) і тих ЛЕП (двох і більше), відключення яких може викликати порушення стійкості енергосистеми або її частин;

схеми, у яких на шини ЭС заводяться паралельні транзитні ЛЕП, відмова будь-якого вимикача схеми не повинен приводити до випадання

обох ліній транзиту одного напрямку;

відключення ЛЕП з одного кінця повинне вироблятися, як правило, не більш ніж двома вимикачами;

відключення електричного блоку може вироблятися чотирма вимикачами РУ підвищеної напруги з урахуванням секційного вимикача;

відключення автотрансформаторів і трансформаторів зв'язку РУ різних напруг повинне вироблятися не більш ніж чотирма вимикачами РУ однієї напруги й не більш ніж, шістьома вимикачами РУ двох підвищених напруг;

вивід у ремонт вимикачів лінійних приєднань і приєднань автотрансформаторів зв'язку 110 кв і вище, як правило, повинен забезпечуватися без відключення відповідного приєднання.

Для РУ ЭС напругою 110 кв і вище рекомендується до розробки наступної схеми:

При напрузі 110-220 кв:

одиночний місток;

здвоєний місток (для РУ 110 кв);

чотирикутник (для РУ 220 кв);

одна секционированная вимикачем система шин (до 10 приєднань для РУ 35 кв);

одна робоча секционированная вимикачем й обхідним вимикачами (від 7 до 10 приєднань);

два робітники й обхідна система шин (від 8 до 15 приєднань);

два робітники, секционированные вимикачами й обхідна системи шин із двома обхідними вимикачами (більше 15 приєднань).

При напрузі 330-750 кв:

с двома системами шин із твердим приєднанням блоків до них і із приєднанням ліній до шин через два вимикачі;

схеми "багатокутник""

с двома системами шин, з 4 вимикачами на 3 ланцюзі (схема "4/3"), із секціонуванням збірних шин за умовами противоаварийной автоматики;

с двома системами шин, з 3 вимикачами на 2 ланцюзі (схема "3/2"), із секціонуванням збірних шин за умовами противоаварийной автоматики;

схеми "4/3" й "3/2" із твердим приєднанням автотрансформаторів до збірних шин.

Крім схем електричних з'єднань, представлених вище, можуть застосовуватися інші схеми, що мають кращі техніко-економічні показники.

Техніко-економічним аналізом по обґрунтуванню варіанта головної електричної схеми ЭС повинні бути розглянуті оперативні й ремонтні властивості схеми, надійність безперебійного електропостачання, кількість необхідних апаратур, вартість РУ, зручність розподілу схеми противоаварийной автоматики, кількість операцій з роз'єднувачами, розмір втрат електроенергії на холостий хід трансформаторів й ін.

При виборі типів вимикачів для головної електричної схеми варто керуватися наступним:

а) вимикачі навантаження, установлювані в ланцюзі генераторів, генератор-двигун, як правило, повинне бути розраховане на відключення струму к.з. від власного генератора;

б) на ГАЭС і пікових ГЕС для включення й відключення агрегатів вимикачі або вимикачі навантаження повинні вибиратися з підвищеним ресурсом роботи, що виключає вивід агрегату з роботи для планового ремонту або ревізії вимикача (вимикача навантаження);

в) для включення (відключення) і реверсування оборотного агрегату ГАЭС можуть використатися вимикач (вимикач навантаження) або роз'єднувачі з підвищеним ресурсом роботи;

г) для напруг 110-220 кв пікових ГЕС при відсутності генераторних вимикачів, для ланцюгів, що генерують, блокових трансформаторів варто розглядати застосування вимикачів для частих комунікаційних операцій;

д) для напруг 110-220 кв варто віддавати перевагу малообъемным масляним вимикачам;

е) застосування КРУЕ 110 кв і вище визначається положеннями пункту 2.5.5 Норм технологічного проектування ГЕС і ГАЕС [7];

ж) власний час відключення вимикачів повинне задовольняти вимогам стійкості електропередачі (енергосистеми).

5.3 Методика вибору головних схем електричних з'єднань ГЕС

Вибір головних схем електричних з'єднань вироблятися на підставі техніко-економічного зіставлення варіантів схем.

Варіанти головних схем для їхнього подальшого зіставлення вибираються відповідно до рекомендацій і вимогами керівних норм, до яких ставляться "Норми технологічного проектування ГЕС і ГАЕС [7], Норми технологічного проектування підстанцій [8], Правила пристрою електроустановок [11]".

Після вибору варіантів головних схем, виробляється їхнє техніко-економічне зіставлення.

Економічним критерієм, по якому визначають найвыгоднейший варіант, є мінімум наведених витрат, тис. грн./рік, обчислених по формулі:

, (7.1)

де  - дисконтна ставка (дисконтний коефіцієнт), що враховує строк окупності ГЕС, приймається рівним 0,1;

 - одноразові капітальні вкладення в споруджують объекты, що;

 - річні експлуатаційні витрати, у які входять норми амортизаційних відрахувань і витрати на обслуговування;

 - величина очікуваного збитку, викликаного можливим порушенням нормальної роботи системи й порушенням електропостачання споживачів.

Величина очікуваного збитку враховується у випадках, коли станція займає важливе місце в системі електропостачання країни й очікуваний збиток буде значний. Для невеликих станцій, як наприклад, проектована в даному дипломі, він не враховується.

При виборі головних схем електричних з'єднань мають місце такі поняття, як "одноцільова й багатоцільова оптимізація".

Вище викладений метод техніко-економічного зіставлення, коли вибір схеми проводиться лише по одному параметрі (мінімум наведених витрат), ставиться до методів одноцільової оптимізації. У випадках, коли проектується велика станція, що грає важливу роль у СЕС країни, ураховувати при виборі головної схеми лише вартісні показники, буває недостатньо. Тоді виникає безліч показників (економічність, надійність, можливість подальшого розширення схеми й т.д.), які в різному ступені властиві різним варіантам головних схем.

Ці, що відрізняються між собою варіанти входять в, так називане, безліч Парето, і подальший вибір головних схем іде шляхом порівняння різних варіантів по їхніх основних параметрах з метою виявлення найбільш оптимального варіанта головної схеми електропостачання.

Проводити вибір по методу багатоцільової оптимізації - трудомісткий і складний процес. Тому при проектуванні намагаються звести вибір до вартісного показника, тобто до одноцільової оптимізації, якщо це можливо.

5.4 Основні варіанти головних схем електричних з'єднань ГЕС

Основні варіанти головних схем наведені нижче в (табл.7.1, 7.2, 7.3, 7.4). Схеми зображені умовно, із вказівкою тільки основного встаткування (трансформатори, високовольтні вимикачі, роз'єднувачі, реактори, вимикачі навантаження, запобіжники). Джерелом для наведених нижче схем є " Норми технічного проектування підстанцій" [8], застосування цих норм порозумівається, що ВРП ЕС є у свою чергу підстанціями СЕС. Тому перераховані в нормах умови й рекомендації для них також справедливі.

6. Розрахунок струмів короткого замикання

6.1 Загальні відомості

Короткими замиканнями (К.З.) називають усяке непередбачуване нормальними умовами роботи замикання між фазами (фазними провідниками електроустановки), замикання фаз на землю (нульове проведення) у мережах із глухими-глухими-заземленими й эффективно-заземленными нейтралями, а також виткові замикання в електричних машинах [13].

К.З. виникають при порушенні ізоляції електричних машин, ізоляцій й електромеханічних частин.

В основному, ушкодження ізоляції відбувається за рахунок старіння, неправильного обслуговування, механічних ушкоджень. Крім того, К.З. викликаються перекриттям ТВЧ тваринами й птахами; ударами блискавок; обрив ЛЕП внаслідок погодних умов, дії людей, неправильної дії персоналу.

Протікання струмів К.З. приводить до збільшення втрат електроенергії в провідниках і контактах, що викликає їхнє підвищене нагрівання. Нагрівання може прискорити старіння й руйнування ізоляції, викликати зварювання й вигоряння контактів, втрату механічної міцності шин і проводів і т.п. Провідники й апарати повинні без ушкоджень переносити протягом заданого розрахункового часу нагрівання струмами К.З., тобто повинні бути термічно стійкими.

Протікання струмів К.З. супроводжується також значними електродинамічними зусиллями між провідниками. Якщо не прийняти належних мір, під дією цих зусиль ТВЧ й їхня ізоляція можуть бути зруйновані. ТВЧ, апарати й електричні машини повинні бути сконструйовані так, щоб витримувати без ушкоджень зусилля, що виникають при К.З., тобто мати електродинамічну стійкість.

К.З. супроводжується зниженням рівня напруги в електричній мережі. Різке зниження напруги при К.З. може привести до порушення стійкості паралельної роботи генераторів і до системної аварії з більшим збиткам.

Для забезпечення надійної роботи енергосистем і запобігання ушкоджень устаткування при К.З. необхідно швидко відключати ушкоджена ділянка. До мір, що зменшують небезпека розвитку аварій, ставляться також правильний вибір апаратів за умовами К.З., застосування токоограничивающих пристроїв, вибір раціональної схеми мережі й т.п.

Розрахунок струму К.З. з урахуванням дійсних характеристик і дійсного режиму роботи всіх елементів енергосистеми, що складає з багатьох ЭС і підстанцій, досить складний. Разом з тим для рішення більшості завдань, що зустрічаються на практиці, можна ввести допущення, що спрощують розрахунки й не вносять істотних погрішностей. До таких допущень ставляться наступні [13]:

приймається, що фази ЕДС всіх генераторів не змінюються (відсутність хитання генераторів) протягом усього процесу К.З.;

не враховується насичення магнітних систем, що дозволяє вважати постійними всіх елементів короткозамкненого ланцюга;

зневажають струмами, що намагнічують, силових трансформаторів;

не враховують, крім спеціальних випадків, ємнісні провідності елементів короткозамкненого ланцюга не землю;

уважають, що трифазна система є симетричною (несиметричні К.З. розглядаються в конкретній крапці, вся інша частина схеми вважається симетричною);

зневажають активними опорами ланцюга, якщо відношення х/ч більше трьох;

наближений облік навантаження. Для того, щоб урахувати в підживленні струму К.З. масу двигунів, що харчуються те генератора, приймають: потужність двигунів узагальнюється; навантаження підключається в схемах у характерних крапках.

Зазначені допущення поряд зі спрощеннями розрахунків приводять до деякого перебільшення струмів К.З. (погрішність практичних методів розрахунку не перевищує 10%, що прийнято вважати припустимим).

6.2 Розрахунок струмів при трифазному короткому замиканні

Для того щоб зробити розрахунок кожного К.З. за вихідною схемою ділянки енергосистеми складається так називана схема заміщення, у яку кожен елемент входить зі своїми опором, а джерела показуються крапками додатка ЕДС (рис.6.2).

Тому що елементи вихідної схеми щодо крапки К.З. перебувають у різних умовах (за рівнем напруги) необхідно всі опори елементів привести до єдиної умови; до крапки К.З.

При використанні системи відносних одиниць вибирають базисні умови.

Як базисні величини приймаємо базисну потужність Sб і базисна напруга Uб.

За базисну потужність (залежно від потужностей трансформаторів у схемі) приймають 100 МВА або 1000 МВА.

Як базисна напруга приймають напругу щабля К.З. (місця К.З.).

Рис 6.1 - Розрахункова схема        Рис 6.2 - Схема заміщення

Для наступного вибору й перевірки апаратур розглянемо три випадки розташування крапки К.З.

Струм К.З. на шинах 115 кв (крапка ДО1)

Базисні умови:

Sб = 100 МВА, Uб = 115кв

; кА (5.1)

= 0,502 кА

Рис.6.3 Схема заміщення при к.з. на шинах 115 кВ

Розраховуємо опору ланцюга по наступних формулах:

Опір системи:

xc = , о. е. (1.5.2)

Опір ЛЕП:

x = ; о. е

де  - питомий опір ВЛЭП (0,4 Ом/км)

 - середня напруга ЛЕП; кв

L - довжина лінії, км.

Опір двухобмоточного трансформатора:

xт = ; о. е (1.5.4)

Опір синхронного генератора:

xг = cos ; о. е (1.5.5)

де  - сверхпереходное опір генератора =0,23.

cos =0,85.

Відповідно до вищевказаних формул расчитываем опір елементів ланцюга:

=

= =

= =

= =

Перетворимо схему:

= =

= = + =

Тому що значення ЕДС генераторів на двох кінцях галузей схеми однакові, те

= =

= + =

Схема має вигляд:

Рис 6.4                                                      Рис 6.5

Розраховуємо значення періодичної складової струму к.з. у нульовий момент часу.

Значення періодичної складової струму к.з. від системи:

Iп0* з = =;

Iп0 з = Iп0* з = кА;

Значення періодичної складової струму к.з. від генераторів:

Iп0* сг = =;

Iп0 з = Iп0* з = кА;

де Ес - ЕДС системи, Е =1.

Есг - ЕДС генератора;

Есг = 1+ ; (5.2)

Есг = 1+ ;

Сумарне значення періодичної складової струму к.з. у нульовий момент часу на шинах 115 кв.

Iп0 Σ = Iп0 з + Iп0 сг = 23,905 + 0,968 = 24,873 кА

Струм к.з. на шинах 10,5 кв (крапки К2, К3)

Базисні умови:

Sб = 100 МВА, Uб = 10,5кВ

; кА (5.3)

= 5,499 кА

Відповідно до попередніх розрахунків:

=

=

=

Рис 6.6

Перетворимо схему:

= + = + 0,021

= + =

Рис 6.7

Далі перетворимо схему методом коефіцієнтів участі. Суть методу полягає в тім, що струм у місці к.з. приймається (в в.о) рівним 1 і розраховується частка участі кожного джерела в підживленні крапки к.з.

Розрахунок проводиться по наступному алгоритмі:

Розраховуємо результуючий опір

=

Розраховуємо коефіцієнт участі:

Розраховуємо загальний опір.

= + =

Розраховуємо нові опори:

Перетворена схема має вигляд:

Рис 6.8

Тому що ЕДС генераторів на кінцях галузей схеми рівні, те

=

Схема має вигляд:

Рис 6.9

Розраховуємо значення періодичної складової струму к.з. у нульовий момент часу:

Значення періодичної складової струму к.з. від системи

=

= = = 12,19 кА

Значення періодичної складової струму к.з. від генераторів

=

= = = 9,07 кА

Сумарне значення періодичної складової струму к.з у нульовий момент часу на шинах 10,5 кв

Iп0 Σ = Iп0 з + Iп0 сг = 12,19 + 9,07 = 21,26 кА

Найбільшим значенням струму к. з. у ланцюзі є ударне значення струму к. з. Максимальне миттєве значення повного струму наступає звичайно через 0,01з послу початку процесу к. з. воно зветься ударного струму й позначається

, кА (1.5.7)

де Ку - ударний коефіцієнт;

Ку з = 1,9; Ку г = 1,95 з (для генераторної напруги, 10 кв);

Ку = 1,8 (для 110 кв).

Розраховуємо значення ударного струму к.з.

На шинах 10 кв:

iу = ·1,95·21,26 = 58,629 кА

На шинах 110 кв

iу = ·1,8·24,874 = 63,316 кА

Всі основні розрахункові величини даного розділу вносяться в таблицю 6.1

Таблиця 6.1

Розрахунок однофазного к.з. не проводиться, тому що не входить у завдання. Струми однофазного к.з. можуть перевищувати значення трифазного к.з. Для зниження однофазних к.з. некомендуется разземление частини нейтрали трансформаторів.

7. Вибір високовольтних апаратур і струмоведучих частин

Струмоведучі частини (шини, кабелі) і всі види апаратів (вимикачі, разъдинители, запобіжники, вимірювальні трансформатори й т.п.) повинні вибиратися відповідно до обчислених максимальних розрахункових величин (струмами, напругами, потужностями відключення) для нормального режиму й короткого замикання. Для їхнього вибору проводиться порівняння зазначених розрахункових величин з допускають значениями, що, для ТВЧ і високовольтних апаратів. Складається таблиця порівняння указаных розрахункових і припустимих величин. При цьому для забезпечення надійної роботи розрахункові величини повинні бути менше припустимих.

Вибір ТВЧ й апаратів проводиться по тривалих режимах роботи.

Тривалий режим роботи електротехнічного пристрою має місце, коли система або електроустановка перебуває в одному з наступних режимів: нормальному, ремонтному й послеаварийном. [13]

Нормальний режим - це такий режим роботи електротехнічного пристрою, при якому значення його параметрів не виходять за межі, припустимі при заданих умовах експлуатації. [13]

У нормальному режимі функціонують всі елементи електроустановки, без змушених відключень і перевантажень. Струм навантаження в цьому режимі може мінятися залежно від графіка навантажень. Для вибору апаратів і ТВЧ варто приймати найбільший струм нормального режиму Iнорм

Ремонтный режим - це режим планових, профілактичних і капітальних ремонтів. У ремонтному режимі частина елементів електроустановки відключена, тому на елементи, що залишилися в роботі, лягати підвищене навантаження. При виборі апаратів і ТВЧ необхідно враховувати це підвищення навантаження до Iрем макс [13]

Послеаварийный режим - це режим, у якому частина елементів електроустановки вийшла з ладу або виведена в ремонт внаслідок аварійного (позапланового) відключення. При цьому режимі можливе перевантаження елементів, що залишилися в роботі, електроустановки струмом Iп. ав. макс [13].

Из двох останніх режимів вибирають найбільш важкий, коли в розглянутому елементі електроустановки проходить найбільший струм Iмакс.

У такий спосіб розрахунковими струмами тривалого режиму є:

Iнорм - найбільший струм нормального режиму; Iмакс - найбільший струм ремонтного або послеаварийного режиму.

Обрані ТВЧ й апарати перевіряють за умовами к. з. [11]. По режиму к.з. повинні перевіряться всі установки вище 1кв.:

а) електричні апарати, токопроводы, кабелі й інші провідники, а також опорні й несучі конструкції для них;

б) повітряні ЛЕП при ударному струмі к.з.50 ка й більше для попередження схлестывания проводів при динамічній дії струмів к.з.

Проведення ВЛЕП, обладнаних пристроями швидкодіючого АПВ, варто перевіряти на термічну стійкість.

Стійкими при струмах к.з. є ті апарати й провідники, які при розрахункових умовах витримують впливу цих струмів не піддаючись електричним, механічним й іншим руйнуванням або деформаціям, що перешкоджають їх подальшої нормальної експлуатації.

По режиму к.з. при напрузі вище 1 кв не перевіряються:

а) апарати й провідники захищені плавкими запобіжниками із вставками на номінальний струм до 60А, - по електродинамічній стійкості.

б) апарати й провідники захищені запобіжниками незалежно від їхнього номінального струму й типу, - по термічній стійкості.

Ланцюг уважається захищеної плавким запобіжником, якщо його здатність, що відключає, обрана відповідно до вимог ПУЕ й він здатний відключити найменший можливий аварійний струм у даному ланцюзі.

в) трансформатори струму в ланцюгах до 20 кв, що харчує трансформатори або реактированные лінії, у випадках коли вибір трансформаторів струму за умовами к.з. вимагає такого завищення коефіцієнтів трансформації, при якому може бути забезпечений необхідні клас точності приєднаних вимірювальних приладів;

г) апарати й шини ланцюгів трансформаторів напруги при розташуванні їх в окремій камері або за додатковим резистором, убудованим у запобіжник або встановленим окремо.

Вибір високовольтних апаратів.

Роз'єднувач

Це контактний комутаційний апарат, призначений для відключення й включення електричного ланцюга без струму або з незначним струмом, що для забезпечення безпеки має між контактами у відключеному положенні ізоляційний проміжок.

При ремонтних роботах роз'єднувачем створюється видимий розрив між частинами оставшимся під напругою й апаратами виведені в ремонт.

Роз'єднувачі по числу полюсів можуть бути одне й триполюсними, по роду установки - для внутрішніх і зовнішніх установок, по конструкції - що рубає, поворотного, що котиться, пантографічного й підвісного типу. По способі установки розрізняють роз'єднувачі з вертикальним і горизонтальним розташуванням ножів.

Вибір роз'єднувачів:

По напрузі установки

Uн Uуст

По струму

Iнорм Iном, Iнорм Iмакс

По конструкції й роду установки.

По електродинамічній стійкості

iпр.с iу; Iп0  Iпр.с

де iпр.с, Iпр.с - граничний наскрізний струм (амплітуда й діюче значення);

По термічній стійкості

Вк  ·tтер

де Вк - тепловий імпульс, кА2·с

Вк = ·tпр (1.6.1)

tпр - наведений час відключення к. з.

tпр = tр.з. +tс.в, (1.6.2)

Цей час визначається за часом дії основних релейних захистів і за повним часом відключення вимикачів.

Приймаємо tр.з = 0,1

tс.в - час спрацьовування вимикачів по каталозі

 - граничний струм термічної стійкості;

tтер - тривалість протікання граничного струму термічної стійкості.

Перевірка й вибір роз'єднувачів наведені в підсумковій таблиці даного розділу.

Вимикачі високої напруги

Вимикач - комутаційний апарат, призначений для включення й відключення струму.

Вимикач є основним апаратом в електричних установках, він служить для включення й відключення в ланцюзі в будь-яких режимах: тривале навантаження, перевантаження, к.з. холостий хід, несинхронна робота. Найбільш важкою й відповідальною операцією є відключення струму к.з. і включення на існуюче к.з.

До вимикачів високої напруги висувають наступні вимоги:

Надійне відключення будь-яких струмів (від десятків амперів до номінального струму відключення);

Швидкість дії, тобто найменший час відключення;

Придатність для швидкодіючого АПВ, тоесть швидке включення вимикача відразу після відключення;

Можливість пофазного (пополюсного) керування вимикачів 110 кв і вище;

Легкість ревізії й огляду контактів;

Взрыво - і пожаробезопасность;

Зручність транспортування й експлуатації.

У дипломному проекті до установки приймаються элегазовые вимикачі.

Достоїнства элегазовых вимикачів:

Взрыво - і пожаробезопасность, швидкість дії, висока здатність, що відключає, мале зношування дугогасительных контактів, можливість створення серій з уніфікованими вузлами, придатність для зовнішньої й внутрішньої установки.

Недоліки элегазовых вимикачів:

Необхідність спеціальних пристроїв для наповнення, перекачування й очищення элегаза, відносно висока вартість.

Вибір вимикачів:

По напрузі установки Uн Uуст

По тривалому струмі Iнорм Iном, Iнорм Iмакс

По здатності, що відключає

У першу чергу виробляється перевірка на симетричний струм відключення за умовою:

Iп Iотк.ном

Потім перевіряється можливість відключення аперіодичної складової струму к.з

iаτ iан = ,

де iан - номінальне припуска значение, що, аперіодичної складової у відключає токе, що, для часу ;

 нормований зміст аперіодичної складової у відключає токе, що, %

iаτ - аперіодична складова струму к. з. у момент розбіжності контактів ;

 - найменший час від початку к. з. до моменту розбіжності дугогасительных контактов

= tз. мін.+ tс.в = 0,01+0,035 = 0,045з

tз. мін = 0,01 з - мінімальний час дії релейного захисту;

tс.в - власний час відключення вимикача. Якщо умова Iп Iотк.ном

iаτ iан, те допускається перевірку за здатністю, що відключає, робити по повному струмі к.з.:

( Iп + iаτ)   Iотк.ном (1 + )

По здатності, що включає, перевірка виробляється за умовою iвкл iу; Iп0 Iвкл, где iу - ударний струм к. з. у ланцюзі вимикача;

Iп0 - початкове значення періодичної складової струму к. з. у ланцюзі вимикача;

Iвкл - номінальний струм включення (діюче значення періодичної складової);

iвкл - найбільший пік струму включення;

На електродинамічну стійкість вимикачі перевіряються по граничних наскрізних струмах к.з.

Iп0 Iдин, iдин iу

де Iдин - діюче значення періодичного складового граничного наскрізного струму к. з.,

iдин - найбільший пік (струм електродинамічної стійкості) по довіднику;

На термічну стійкість вимикач перевіряється по тепловому імпульсі струму к.з:

;

де  - тепловий імпульс струму к. з. з розрахунку;

 - струм термічної стійкості по довіднику;

 - тривалість протікання струму термічної стійкості по довіднику, с.

Вимірювальні трансформатори.

Трансформатори струму.

Вони призначені для зменшення первинного струму до значень, найбільш зручних для вимірювальних приладів і реле, а також для відділень ланцюгів виміру й захистів від первинних ланцюгів високої напруги.

Страницы: 1, 2, 3