а) напруги, на яких видається енергія ЭС в енергосистему (як правило, їх повинне бути не долее двох); число й напрямки ЛЕП на кожній напрузі; потужність, передана по кожній лінії; рекомендує распределение, що, гідроагрегатів між напругами;

б) необхідність зв'язку між двома РУ підвищених напруг (за допомогою трансформаторів або автотрансформаторів), а також можливість роботи РУ різних напруг без зв'язку між ними;

в) графіки активного навантаження ЭС й участь її в загальному графіку активного навантаження енергосистеми по характерних періодах року на кожній напрузі;

г) переструми потужності між РУ різних підвищених напруг ЭС;

д) найбільша потужність, втрата якої припустима по наявності резервної потужності в енергосистемі й по пропускній здатності ЛЕП усередині системи й межсистемных зв'язків;

е) участь ЭС у покритті графіків реактивного навантаження (у тому числі в період максимуму активного навантаження енергосистеми); необхідність роботи гідроагрегатів у режимі синхронних компенсаторів, а також у режимі споживання реактивної потужності; необхідність установки шунтувальних реакторів, їхня потужність, номінальна напруга й схема приєднання; значення номінального коефіцієнта потужності гідроагрегатів за умовами роботи енергосистеми;

ж) струми к.з. по основним ЛЕП й індуктивні опори прямій і нульової послідовності енергосистеми на шинах РУ підвищених напруг для максимального й мінімального режимів навантаження енергосистеми, а також, що відновлюються напруги, на контактах вимикачів відповідного РУ;

з) необхідність установки на що відходять ЛЕП апаратів захисту від комутаційних перенапруг, що виникають на цих лініях;

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;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5