Расчет электрической части распределительных устройств и токов короткого замыкания

ЭЧС(Воробьев)(ОРУ 110 кВ).dwg

Наименование оборудования
Шинные разъединители
Линейный разъединитель

ЭЧС(Эл. схема ТЭС).dwg

ЭЧС(Воробьев)(Эл. схема ТЭС).dwg

ЭЧС(А4- ОРУ 110 кВ).dwg

Наименование оборудования
Шинные разъединители
Линейный разъединитель

Титульник2.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ЧИТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАФЕДРА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
по электрической части станций и подстанций
На тему: Расчет электрической части РУ ТЭС
Евсеенков Александр Леонидович
Швец Ольга Борисовна

ЭЧС(расчет КЗ).dwg

Рисунок2. Выбранная схема для расчета КЗ на программе TKZ

ЭЧС(ОРУ 110 кВ).dwg

Наименование оборудования
Шинные разъединители
Линейный разъединитель

ЭЧС(варианты схем).dwg

Рисунок.1 Варианты схем

Мой курсовик по ЭЧС(13 вариант).doc

Задание на проектирование
Выбор главной схемы электрических соединений
1 Выбор генераторов
2 Расход электроэнергии на собственные нужды ..
3 Приведение нагрузок к системе
4 Составление вариантов схемы ..
5 Выбор трансформаторов
6 Выбор выключателей
7 Технико-экономический расчет
Расчет токов трехфазного короткого замыкания .
1 Составление схемы замещения .
2 Расчет параметров схемы замещения ..
3 Расчет трехфазного короткого замыкания
Выбор основного оборудования станции .
1 Выбор выключателей
1.1 На стороне 35 кВ .
1.2 На стороне 105 кВ
1.3 На стороне 110 кВ
2 Выбор разъединителей ..
2.1 На стороне 110 кВ
2.2 На стороне 35 кВ ..
2.3На стороне 105 кВ
3 Выбор трансформаторов тока (ТТ) ..
3.1 В цепи генераторов Г1-Г3 ..
3.2 В цепи генератора Г4Г5 .
3.3 На высоком напряжении трансформаторов .
3.4 На линиях к потребителям на напряжении 35 кВ .
3.5 На линиях к потребителям на напряжении 10 кВ .
4 Выбор трансформаторов напряжения (ТН) .
4.1 На напряжении 105 кВ
4.2 На напряжении 35 кВ ..
4.3 На напряжении 110 кВ
5 Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН) ..
6 Выбор разрядников
7 Выбор отходящих ЛЭП .
8 Выбор секционных реакторов
9 Выбор схемы РУ 110 кВ РУ 35 кВ и РУ 105 кВ .
Задание на Курсовой проект
Выбрать главную схему электрических соединений станции обосновав выбор
технико-экономическим расчетом.
Рассчитать токи трехфазного короткого замыкания в необходимом
Выбрать основное оборудование для всех распределительных устройств и
сборные шины одного из распределительных устройств.
Описать основные конструктивные решения принятые в проекте.
Исходные данные для расчета:
Генераторы: U=10 кВ; P=32 МВт – 3 шт; P=63 МВт – 2 шт;
Система: S=200 МВА; U=110 кВ; Xc=120%; две линии связи.
Нагрузки потребителей: U1=10 кВ; P1=3 МВт – 8 шт; cos(1=092; kc1=074;
U2=35 кВ; P2=28 МВт –3 шт; cos(2=085; kc1=08.
Величина аварийного резерва в системе – 60 МВт.
По анализу нагрузки проектируем ТЭЦ.
Число использования максимума нагрузок:
- по трансформаторам 5000 – 6500 часов;
- по линиям потребителей 3000 – 3500 часов.
Число часов работы по трансформаторам 8700 часов.
Число часов работы по секционным реакторам 8760 часов
Расход электроэнергии на собственные нужды составляет 10% от установленной
мощности генераторов.
Себестоимость электроэнергии составляет: 06 копкВт*ч.
Длина линии связи станции с системой равна 50 км.
Выбор главной схемы электрических соединений
P=32 МВт Выберу три генератора ТВС – 32У3; Uном=105 кВ; cos(ном=08;
Sном=40 МВА; Xd’’=0153 о.е.; Iном=22 кА.
P=63 МВт Выберу один генератор ТВФ – 63 – 2У3; Uном=105 кВ; cos(ном=08;
Sном=7875 МВА; Xd”=0153 о.е.; Iном=433 кА.
2 Расход электроэнергии на собственные нужды
ТВФ – 63 – 2У3: [pic].
3 Приведение нагрузок к системе
4 Составление вариантов схемы
Варианты показаны на рисунке.1.
5 Выбор трансформаторов
Так как в моем случая имеется генераторное распределительное устройство то
трансформаторы выбираются по мощности генераторов и перетокам
присоединенные к этому распределительному устройству.
Трансформатор Т1 и Т2:
Выберу трансформатор марки: ТДТН – 40000110; Sном=40 МВА;
Uвн=115 кВ; Uвн-сн=105 %; Uвн-нн=175% кВ; Uнн-сн=65% кВ (Pх=39 кВт;
(Pк=200 кВт; Uнн=11 кВ; Uсн=385 кВ;
Стоимость трансформатора: C=944·15=1416 т.руб.
Трансформатор Т3 и Т4:
Выберу трансформатор марки: ТДТН – 80000110; Sном=80 МВА;
Uвн=115 кВ; Uвн-сн=11 %; Uвн-нн=185% кВ; Uнн-сн=7% кВ (Pх=64 кВт;
(Pк=365 кВт; Uнн=11 кВ; Uсн=385 кВ;
Стоимость трансформатора: C=137·15=2055 т.руб.
Выберу трансформатор марки: ТРДН – 4000035; Sном=40 МВА;
Uвн=3875 кВ; Uнн=105 кВ; (Pх=36 кВт; (Pк=170 кВт; Uк=127 %;
Стоимость трансформатора: C=79·16=1264 т.руб.
Трансформатор Т1 по Т3:
Uвн=115 кВ; Uвн-сн=105 %; Uвн-нн=175% кВ; Uнн-сн=65% кВ; (Pх=39
кВт; (Pк=200 кВт; Uнн=11 кВ; Uсн=385 кВ;
Трансформатор Т4 и Т5:
Выберу трансформатор марки: ТДЦ – 80000110; Sном=80 МВА;
Uвн=121 кВ; Uнн=105 кВ; (Pх=85 кВт; (Pк=310 кВт; Uк=105 %;
Стоимость трансформатора: C=1137·15=17055 т.руб.
6 Выбор выключателей
Выберу выключатели по току в нормальном режиме.
Выключатели В1; В2; В4; В5: [pic].
Выберу выключатель марки: МГГ – 10 – 5000 –45У3.
Стоимость выключателя: C=1945 т.руб.
Выключатели В7; В8; В11; В10: [pic]
Выберу выключатель марки: МГГ – 10 – 3150 –45У3.
Стоимость выключателя: C=1765 т.руб.
Выключатели В3;В6: [pic].
Выберу выключатель марки: МКП-110Б-630-20У1.
Стоимость выключателя: C=1031 т.руб.
Выключатель В9; В12: [pic].
Выключатели В13;В14: [pic].
Выберу выключатель марки: МКП-35 – 1000-25АУ1.
Стоимость выключателя: C=327 т.руб.
Выключатели В15: [pic].
Выключатели В1;В2;В4; В5;В7;В8: [pic]
Выключатель В3;В6;В9: [pic].
Выключатель В10; В11: [pic].
Выключатели В12;В13;В14: [pic].
Выключатели В3;В6;В9: [pic].
Выключатель В12;В15: [pic].
Выключатели В10; В11; В13; В14: [pic].
7 Технико-экономический расчет
Капиталовложения: [pic].
[pic] - суммарная стоимость
[pic]- суммарная расчётная стоимость выключателей на РУ.
Кт = 1416*2+2055*2+1264=8206 т.р;
Кру = 1945*4+1765*4+4*1031+3*327=6589 т.р;
К= 8206+6589 = 88649т.р;
Потери Ээ в трансформаторах:
В двухобмоточных трансформаторах: [pic].
Приму Тmax (время использования максимума нагрузки)=6100 часов тогда
Потери в трехобмоточных трансформаторах.
Так как ; (Pк одинаковы для всех обмоток трансформатора то эту формулу
можно преобразовать в более простую.
Суммарные потери в Трансформаторах:
ΔWΣ = 2·0342+2·20+0866= 555 ГВт·ч;
Годовые эксплуатационные издержки:
И= ((Ра+Ро)·К100) + ·ΔW·10-3 = ((94)·88649100)+06·555=11663т.р;
Приведенные затраты:
З=Ен·К + И = 012·88649+11663=223001 т.ргод
Кт = 3·1416+2·17055=7659т.р;
Кру = 6·1765+5·1031+3·327=7195 т.р;
К= 7659+7195 = 83785т.р;
Трансформаторы Т1-Т3:
ΔWΣ = 1047·3+2·172= 6581 ГВт*ч;
И= ((Ра+Ро)·К100) + ·ΔW·10-3 = ((94)·83785100)+06·6581=118244т.р;
З=Ен·К + И = 012·83785+118244=218786 т.ргод.
Кт = 3·1264+2·17055=7203т.р;
Кру = 6·1765+2·1031+3·327+4·1945=488 т.р;
К= 7203+488 = 7691т.р;
ΔWΣ = 0739·3+16·2= 5417 ГВт*ч;
И= ((Ра+Ро)·К100) + ·ΔW·10-3 = ((94)·7691100)+06·5417=104797 т.р;
З=Ен·К + И = 012·7691+104797=197089 т.ргод.
Вариант 3 оказался дешевле варианта 1 на 116 % и варианта 2 на 10 %.
Поэтому выбираем Вариант 3 для дальнейшего рассмотрения и выбора для этого
варианта оборудования на станции.
Расчет токов трехфазного короткого замыкания
1 Составление схемы замещения
Расчет буду производить методом типовых кривых следует ветви с нагрузкой
не учитываются на схеме представлены некоторые узлы для облегчения
расчета. С помощью этих узлов будут вычисляться токи короткого замыкания на
схеме а именно в точках №1;№5;№6;№7. Расчет провожу в точном приведении
относительных единиц (ТПОЕ). Схема представлена на рисунке 2.
2 Расчет параметров схемы замещения
Вид приведения при расчете – ТПОЕ.
Выбираем базисные величины:
Sб=100 МВА; Uб=110 кВ;
Найду сопротивления элементов схемы замещения.
Сопротивление системы:
Сопротивление линии:
Сопротивление Реакторов:
Реакторы типа: «РБ –10-1600-056У3»;
Сопротивление Трансформаторов:
Трансформаторы Т4-Т5:
Сопротивления генераторов:
3. Расчет трехфазного короткого замыкания
По преобразованной схеме для расчета короткого замыкания найдем
с помощью программы TKZ на ЭВМ токи короткого замыкания в точках 1; 5; 6;
Компьютерный расчет представлен на приложении 1. Эти токи получились в
относительных единицах для нахождения истенно-именнованного значения
необходимо эти значения умножить на базисные токи рассчитанные в пункте
Ток в точке №1: 4620 о.е; Ток в точке№5: 8251 о.е; Ток в точке №6:
43о.е; Ток в точке№7: 6387о.е.
I101=4620·55=2541 кА; I105=8251·55=4438 кА; I356 = 4143·165=6834
кА; I1107 = 6387·0525=3353кА;
С помощью этих токов короткого замыкания выбираем оборудование в п. 3.
Выбор основного оборудования станции
1 Выбор выключателей
1.1 На стороне 35 кВ
На стороне 35 кВ стоят выключатели: В3 В6 В9. Так как эти
выключатели одинаковы то произведу выбор по максимальному току короткого
замыкания протекающий через один из них. Такой ток будет протекать при КЗ
в точке К6 эта точка расположена на шине 35 кВ .
Произведу выбор по току [pic]
Паспортные данные выключателя МКП – 35Б – 1000 – 25АУ1:
Uном =35 кВ; Uma Iном =1000 А; Iотк.ном =25 кА; Iпр.с
Iвкл =20 кА; Iтер =25 кА; tтер =4 c; tсв
а) Проверка на симметричный ток отключения.
Для выполнения этого требования должно соблюдаться неравенство:
где ( – время от начала КЗ до момента расхождения контактов.
[p tз – время действия защиты (001);
tсв – собственное время отключения выключателя.
Определю ток каждой генерирующей ветви в нормальном режиме.
Определю ток каждой генерирующей ветви при КЗ в именованных единицах.
Найду номера типовых кривых для каждой генерирующей ветви а затем
поправочные коэффициенты ( для заданного момента времени.
Ток в момент времени ( через выключатель:
В этой формуле значения токов через ветви с генераторами привел к
Полученное значение тока меньше чем предельный ток отключения
б) Проверка возможности отключения апериодической составляющей тока КЗ.
где (ном – номинальное значение относительного содержания
апериодической составляющей в отключаемом токе (для (=006 с (ном=025).
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей.
Полученное значение меньше допустимого (4908 кА ( 883 кА).
в) Проверка по включающей способности.
где kу – ударный коэффициент.
г) Проверка на электродинамическую стойкость.
д) Проверка на термическую стойкость.
где Bк – тепловой импульс тока КЗ.
где [pic] - время отключения КЗ состоит из времени действия основных
релейных защит ([pic]с) и полного времени отключения выключателя ([pic]с).
В итоге получили что выбранный предварительно выключатель удовлетворяет
всем условиям и принимаем выключатель «МКП-35-1000-25АУ1»
1.2 На стороне 105 кВ
На стороне 10 кВ стоят выключатели: В1;В2;В4;В5;В6;В7. Так как эти
в точке К1 эта точка расположена на шине 10 кВ .
Паспортные данные выключателя МГГ –10 – 3150 – 45У3:
Uном =105 кВ; Uma Iном =3150 А; Iотк.ном =45 кА; Iпр.с
Iвкл =45 кА; Iтер =45 кА; tтер =4 c; tсв
апериодической составляющей в отключаемом токе (для (=013 с (ном=0).
Так как (ном=0 то буду проверять по полному току отключения.
всем условиям и принимаем выключатель «МГГ-10-3150-45У3»
На стороне 10 кВ стоят выключатели: В10;В11;В13;В14. Так как эти
в точке К5 эта точка расположена на шине 10 кВ .
Паспортные данные выключателя МГГ –10 – 5000 – 45У3:
Uном =105 кВ; Uma Iном =5000 А; Iотк.ном =45 кА; Iпр.с
всем условиям и принимаем выключатель «МГГ-10-5000-45У3»
1.3 На стороне 110 кВ
На стороне 110 кВ стоят выключатели: В12 и В15. Такой ток будет
протекать при КЗ в точке К7.
Произведу выбор по току [pic] кА.
Паспортные данные выключателя МКП – 110Б – 630 – 20У1:
Uном =110 кВ; Uma Iном =630 А; Iотк.ном =20 кА; Iпр.с
Iвкл =20 кА; Iтер =20 кА; tтер =3 c; tсв
Полученное значение меньше допустимого (0587 кА ( 707 кА).
всем условиям и принимаем выключатель «МКП-110-630-20У1»
2 Выбор разъединителей
2.1 На стороне 110 кВ
Uуст =110 кВ; Iном =420 А (см. п1.6); Bк =1237
Выберу разъединитель РНДЗ – 2 – 1101000У1.
Uном =110 кВ; Iном =1000 А; (Iтер)²*tтер =992225 кА²*с.
2.2 На стороне 35 кВ
Uуст =35 кВ; Iном =661 А ; Bк =514 кА²*с.
Выберу разъединитель РНДЗ – 2 – 351000У1.
Uном =35 кВ; Iном =1000 А; (Iтер)²*tтер =625 кА²*с.
2.3На стороне 105 кВ
Uуст =105 кВ; Iном =4100 А ; Bк =13787
Выберу разъединитель РВРЗ – 2 – 106300У3.
Uном =10 кВ; Iном =6300 А; (Iтер)²*tтер =40000 кА²*с.
3 Выбор трансформаторов тока
3.1 В цепи генераторов Г1 Г2Г3
Трансформаторы тока (ТА) буду выбирать по максимальному току в
нормальном режиме по напряжению установки и по термической стойкости.
Выбранный ТА проверю по допустимому сопротивлению вторичной обмотки.
Выберу ТА типа: ТШЛ – 10 – 3000 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =10 кВ; Uma Iном =3000 А; I2 =5 А;
(Iтер)²*tтер =3675 кА²*с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
Проверю ТА по вторичной нагрузке: [pic].
В Таблица 2 приведены приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА.
Прибор Тип Кл. Количество Нагрузка по фазам ВА
Амперметр Э – 350 15 3 05 05 05
Ваттметр Д – 335 15 2 05 05
Варметр Д – 335 15 1 05 05
Счетчик актив. И – 682 1 1 25 25
Датчик актив. Е – 849 05 1 1 1
Датчик реактив. Е – 830 05 1 1 1
Ваттметр Н – 395 15 1 10 10
Амперметр Н – 393 15 1 10
Сопротивление приборов найду по формуле:
Найду максимально допустимое сопротивление соединительных проводов:
где rк – сопротивление контактов (01 Ом).
Зная сопротивление можно найти минимально допустимое сечение этих проводов:
где ( – удельное сопротивление материала из которого изготовлен провод
(для меди: (=00175).
lпр – длина соединительных проводов (для цепей генераторного
напряжения: lпр =40 м).
Приму провод марки М – 16 имеющий сечение: 16 мм².
3.2 В цепи генератора Г4Г5
Выберу ТА типа: ТШЛ – 10 – 5000 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =10 кВ; Uma Iном =5000 А; I2 =5 А;
Приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА аналогичны приборам для Г1
Г2Г3 (см таблица 2).
Сопротивление приборов:
Минимально допустимое сечение этих проводов.
Приму провод марки М – 4 имеющий сечение: 4 мм².
3.3 На высоком напряжении трансформаторов
[pic] – Это ток выключателя В12В15.
Выберу ТА типа: ТФЗМ110Б – 1
Паспортные данные: Uном =110 кВ; Iном =800 А; I2 =5 А;
(Iтер)²*tтер =2352 кА²*с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
К вторичной обмотке ТА подключается только амперметр S=05 ВА.
Сопротивление прибора:
Длина соединительных проводов для цепей высокого напряжения: lпр =100 м.
3.4 На линиях к потребителям на напряжении 35 кВ
Выберу ТА типа: ТФЗМ – 35Б – 2000 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =35 кВ; Iном =2000 А; I2 =5 А;
(Iтер)²*tтер =2700 кА²*с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
Приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА показаны в таблица 3.
Прибор Тип Кл. Кол- Нагрузка по фазам
Счетчик актив. энергии И – 682 1 1 25 25
Счетчик реактив. энергии И – 676 15 1 25 25
Длина соединительных проводов для цепей среднего напряжения: lпр =75 м.
3.5 На линиях к потребителям на напряжении 10 кВ
Выберу ТА типа: ТПЛК – 10 – 1500 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =10 кВ; Iном =1500 А; I2 =5 А;
(Iтер)²*tтер =4286 кА²*с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
Приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА показаны в таблица 4.
Длина соединительных проводов для цепей среднего напряжения: lпр =6 м.
4 Выбор трансформаторов напряжения
4.1 На напряжении 105 кВ
Выбор трансформатора напряжения производится по напряжению установки
а проверяется по допустимой мощности вторичной цепи.
В таблице 5 приведены приборы подключаемые к TV.
Прибор Тип КлассS КоличеЧисло cos( P Q
точнообм. ство обмото Вт Вар
Вольтметр Э – 350 15 3 2 1 1 6
Ваттметр Д – 335 15 15 1 2 1 3
Варметр Д – 335 15 15 1 2 1 3
Счетчик актив. И – 682 1 2 18 2 038 4 97
Датчик актив. Е – 849 05 10 1 1 10
Датчик реактив. Е – 830 05 10 1 1 10
Ваттметр Н – 395 15 10 1 2 1 20
Вольтметр Н – 393 15 10 1 1 1 10
Суммарная нагрузка: [pic].
Выберу TV марки: НТМИ – 10 – 66У3
Класс точности – 05; Sном=120 ВА.
4.2 На напряжении 35 кВ
В Таблице№ 6 приведены приборы подключаемые к TV.
Выберу TV марки: ЗНОМ – 35 – 69У3
При классе точности – 05; Sном=150 ВА. Так как трансформатор однофазный
Счетчик актив. И – 682 1 2 6 2 038 4 97
Счетчик реактив. И – 676 15 2 1 2 038 4 97
Частотомер Н – 397 25 7 1 1 1 7
Частотомер Э – 352 25 1 2 1 1 10
4.3 На напряжении 110 кВ
В Таблица№7 приведены приборы подключаемые к TV.
Выберу TV марки: НКФ – 110 – 83У1
При классе точности – 05; Sном=400 ВА.
Прибор Тип Класс S КоличеЧисло cos( P Q
точнособм. ство обмото Вт Вар
Счетчик актив. И – 682 1 2 4 2 038 4 97
5. Выбор трансформаторов собственных нужд «ТСН»
Трансформаторы собственных нужд выбираются исходя из условия:
Г1-Г3: Sсн=4 МВА. Выберу трансформатор: ТМНС – 630010; Sном=63 МВА;
Uвн=105 кВ; Uнн=63 кВ; (Pх=8 кВт; (Pк=465 кВт; Uк=8 %;
Г4Г5: Sсн=7875 МВА. Выберу трансформатор: ТДНС –1000035; Sном=10 МВА;
Uвн=105 кВ; Uнн=63 кВ; (Pх=12 кВт; (Pк=60 кВт; Uк=8 %;
Мощность пускорезервного трансформатора выбирается с условием питания
потребителей собственных нужд при выходе из строя самого мощного ТСН и
принимается на ступень выше его мощности поэтому выберу:
Выберу трансформатор: ТДНС –1600035; Sном=16 МВА;
Uвн=105 кВ; Uнн=63 кВ; (Pх=17 кВт; (Pк=85 кВт; Uк=10 %;
6. Выбор разрядников
Произведу выбор разрядников по напряжению установки.
Uуст =110 кВ – РВМГ – 110МУ1; Uном =110 кВ= Uуст .
Uуст =35 кВ – РВМ – 35У1; Uном =35 кВ= Uуст .
Uуст =105 кВ – РВМ – 15У1; Uном =15 кВ> Uуст .
7 Выбор проводов для отходящих ЛЭП
Выбор сечения проводов провожу в зависимости от передаваемой мощности по
линии Т=3000-3500 (число использования максимума для проводов).
– количество цепей ЛЭП.
Iав=2· Выбираю АС-12019
Iав=2· Выбираю АС-24032
8 Выбор Секционных реакторов
Выбор произвожу по номинальному напряжению. Где Номинальное напряжение
установки должно быть равно или меньше напряжения реактора. По номинальному
току где ток должен быть меньше или равен току реактора
Для установки реакторов между секциями шин найдем ток протекающий по нему
исходя из проходящей мощности:
Ток между узлами 1-2:
Ток между узлами 2-3:
Ток между узлами 3-4:
Ток между узлами 4-5:
Исходя из полученных значений токов выбираем реактор «РБ 10-1600-056У3»
9 Выбор схем РУ 110кВ РУ 35кВ и РУ 105кВ
Для ОРУ 110 кВ выберу схему с двумя рабочими и одной обходной системами
Для ОРУ 35 кВ выберу схему с одной секционной и одной обходной системами
Для РУ 10 кВ выберу схему с двумя системами сборных шин.
В данном курсовом проекте была принята попытка разработать технологически
и экономически целесообразного варианта электрической части тепловой
электрической станции. Также данный проект имел задачу научить студентов
выбору электрооборудования на станциях и подстанциях энергосистемы. Здесь
также происходило закрепление уже изученного материала на прошедших курсах
обучения по специальности электроснабжения. Выполнение курсового проекта
позволяет в сокращенном объеме познакомиться с этапами проектирования
электрической части электрических станций. В данном проекте рассматривалась
электростанция типа ТЭС ее особенностью является нагрузка на генераторном
напряжении. Для этого необходимо Генераторное распределительное устройство.
Вследствие использования ГРУ при коротком замыкании на нем получались очень
большие токи короткого замыкания и соответственно ударные токи. Для
ограничения этих токов выбирались токоограничивающие секционные реакторы
которыми искусственно повышали сопротивление всей рассматриваемой схемы.
Выбранная схемы может быть и не является самой эффективной но для выбора
самой лучшей схемы потребуются очень громоздкие вычисления которые в
данный проект не входят.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С.
Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.
– 2–е изд.. перераб. – М.: Энергия 1980. – 600 . ил.
Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб.
пособие для вузовЮ. Б. Гук В. В. Кантан С. С. Петрова. – Л.:
Энергоатомиздат. 1985. – 312 с. ил.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П.
Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы
курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. –
изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.: ил.

ЭЧС(А4-Эл. схема ТЭС).dwg

Методы ограничения токов короткого замыкания.DOC

Лабораторная работа № 7
Методы ограничения токов короткого замыкания
В течение последних десятилетий токи короткого замыкания в
электрических системах катастрофически увеличиваются вследствие увеличения
мощности станций и развития сетей. На многих станциях значительная часть
выключателей и другого оборудования не отвечает возросшему току КЗ.
Возникла необходимость замены наличного оборудования или ограничению токов
В настоящее время разработан комплекс мер который позволяет
регулировать уровень токов КЗ ограничивает их при развитии
электроустановок. Однако применение таких средств не является самоцелью и
оправдано только после специального технико-экономического обоснования.
Наиболее распространенным и действенным способом ограничения токов КЗ
секционирование электрических сетей;
установка токоограничивающих реакторов;
широкое использование трансформаторов с расщепленной обмоткой низкого
применение блочного принципа построения схемы.
Первый способ является эффективным средством которое позволяет
уменьшить уровни токов КЗ в реальных электрических сетях в 15-2 раза.
Пример секционирования электроустановки с целью ограничения токов КЗ
Когда выключатель ВС включен ток КЗ от генератора Г проходит
непосредственно к месту повреждения и ограничен лишь сопротивлением
генераторов и трансформаторов соответствующих энергоблоков.
Если выключатель ВС отключен в цепь КЗ дополнительно включается
сопротивление линий. Ток КЗ от генераторов Г1 и Г2 при этом резко снижается
по сравнению с предыдущим случаем в месте секционирования образуется так
называемая точка деления сети.
В распределительных сетях 10 кВ и ниже широко применяется раздельная
работа секций шин питающихся от разных трансформаторов подстанций рис.2.
Основной причиной определяющей такой режим работы является
требования снижения токов КЗ хотя и в этом случае отказ от
непосредственной параллельной работы трансформаторов имеет свои
отрицательные последствия : разные уровни напряжений по секциям
неравномерная загрузка трансформаторов и т.п.
При мощности понижающего трансформатора 25 МВА и выше применяют
расщепление обмотки низшего напряжения на две что позволяет увеличить
сопротивление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в 2 раза по
сравнению с трансформатором без расщепления обмотки.
К специальным техническим средствам ограничения токов КЗ в первую
очередь относятся токоограничивающие реакторы.
Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках а
также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при
повреждении за реактором.
Основная область применения реакторов - электрические сети
напряжением 6-10 кВ. Иногда токоограничивающие реакторы используются в
установках 35 кВ и выше а также при напряжении ниже 1000 В.
Реактор представляет из себя катушку индуктивности не имеющую
сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным
индуктивным сопротивлением не зависящим от протекающего тока.
Возможные схемы включения реакторов представлены на рис.3.
Для мощных и ответственных линий может применятся индивидуальное
реактирование рис.3а. Когда чрез реактор питается группа линий (например в
системе собственных нужд ) его называют групповым. рис.3б.
Реактор включенный между секциями распределительных устройств
называют секционным реактором рис 3в.
Основным параметром реактора является его индуктивное сопротивление
где Iном - номинальный ток реактора А
Uном - номинальное напряжение реактора В.
Поддержание более высокого уровня остаточного напряжения благоприятно
сказывается на потребителях питающихся от того же источника что и
поврежденная цепь. С учетов этого в режиме КЗ целесообразно иметь возможно
большее значение индуктивного сопротивления Хр.
Однако по условиям работы электроустановки в нормальном режиме
чрезвычайно увеличивать сопротивление реактора нельзя из-за увеличения
потери напряжения в реакторе при протекании рабочего тока.
Конструктивно они подобны обычным реакторам но от средней точки
обмотки имеется дополнительный вывод. В случае применения сдвоенных
реакторов источник может быть присоединен к средней точке а потребители к
крайним или наоборот (рис.4)
Преимуществом сдвоенного реактора является то что в зависимости от
схемы включения и напряжения в обмотках индуктивное напряжение его может
увеличиваться или уменьшаться. Это свойство сдвоенного реактора обычно
используются для уменьшения падения напряжения в нормальном режиме и
ограничения токов при КЗ .
Ветви реакторов выполняются на одинаковый номинальный ток а средний
вывод на удвоенный номинальный ток ветви.
За номинальное сопротивление сдвоенного реактора принимается
сопротивление ветви обмотки при отсутствии тока на другой обмотке.
где L - индуктивность ветви реактора (индуктивности ветвей в реакторе
обычно равны между собой ).
Особенностью сдвоенного реактора является наличие магнитной связи
между ветвями каждой фазы ( взаимной индуктивности) с учетом взаимной
индуктивности потеря напряжения в ветви реактора при подключении источника
к средней точке рисю4 определяется так
Отсюда видно что за счет взаимоиндукции потеря напряжения в ветви
реактора меньше чем в случае обычного реактора с таким же индуктивным
сопротивлением. Это обстоятельство позволяет эффективно использовать
сдвоенный реактор в качестве группового.
При КЗ за одной из ветвей реактора ток в ней значительно превышает
ток в неповрежденной ветви. Таким образом сопротивление реактора в режиме
КЗ возрастает при Ксв=05 примерно в два раза по сравнению с нормальным
В электроснабжении находят широкое применение сдвоенные бетонные
реакторы с алюминиевой обмоткой для внутренней и наружной установки типа
Для задания параметра элемента необходимо:
- навести курсор мыши на необходимый элемент;
- нажать левую кнопку мыши;
- выбрать марку элемента ( нажать на кнопку слева от необходимого
элемента ). Выбранный элемент выделяется желтым цветом.
Параметры нагрузки задаются путем непосредственного ввода сопротивления и
ЭДС. После ввода значения сопротивления или ЭДС ввод надо подтвердить
нажатием клавиши ENTER.
Для переноса точки КЗ:
- наведите курсор на стрелку обозначающую место КЗ;
- нажмите левую кнопку мыши;
- не отпуская кнопки переместите указатель в желаемую точку;
- отпустить левую кнопку мыши.
- в данных расчетах применяется точное приведение в
именованных единицах;
- все элементы приведены к стороне ВН (220 кВ);
- расчеты проводятся для трехфазного КЗ;
- элемент сопротивление которого равно нулю обозначается NULL
что эквивалентно отсутствию этого элемента.
Исходными данными для выполнения лабораторной работы
) наименование схемы.
) марки элементов схемы заданных преподавателем;
) марки элементов не заданных преподавателем обеспечивающих
минимальное значение тока КЗ;
Все элементы за исключением нагрузки задаются маркой элемента.
Нагрузка задается значением мощности S а также номинальным
напряжением нагрузки по которым рассчитываются параметры для ввода в
Так как все элементы должны быть приведены к одному напряжению а
) наиболее опасное место КЗ с точки зрения величины тока;
) при каких положениях точки КЗ не наблюдается влияние методов по
ограничению тока КЗ;
) область применения используемых методов по ограничению токов КЗ;
) описать преимущества и недостатки используемых методов по
ограничению токов КЗ
Пример выполнения лабораторной работы.
Задание: наименование схемы- РУ 35 кВ электростанции типа ТЭЦ.
марки элементов-Т1-ТМН-1000035
Н3 (нагрузка на РУ 35 кВ)-200 МВА
Расчет:Eh1=Eh2=0.85*35*(22035)=187 кВ
Хh1=0.35*(35^250)*(220^235^2)=0.35*220^250=3388 Ом
Xh2=0.35*220^260=282.33 Ом
Xh3=0.35*220^2200=84.7 Ом
Выбираем марки оставшихся элементов исходя из минимума токов КЗ.
Записываем в отчет марки выбранных элементов и значение тока КЗ. Переносим
точку КЗ на выводы элементов и по максимальному значению тока КЗ определяем
наиболее опасное место КЗ. Записываем максимальное значение тока КЗ в
наиболее опасной точке и т.д.
Приложение. Схемы используемые в программе

Титульник1.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ЧИТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАФЕДРА ЭЛЕКТРОСТАНБЖЕНИЯ

Мой курсовик.doc

Задание на проектирование
Выбрать главную схему электрических соединений станции обосновав выбор
технико-экономическим расчетом.
Рассчитать токи трехфазного короткого замыкания в необходимом количестве
Выбрать основное оборудование для всех распределительных устройств и
сборные шины одного из распределительных устройств.
Описать основные конструктивные решения принятые в проекте.
Исходные данные для расчета:
Генераторы: U=10 кВ; P=120 МВт – 2 шт; P=63 МВт – 2 шт;
Система: S=200 МВА; U=110 кВ; хc=200%; две линии связи.
Нагрузки потребителей: U1=35 кВ; P1=10 МВт – 2 шт; cos(1=092; kc1=077;
U2=110 кВ; P2=30 МВт –2 шт;
Величина аварийного резерва на станции – нет в системе – 120 МВт.
Число использования максимума нагрузок:
- по трансформаторам 5000 – 6000 часов;
- по линиям потребителей 3000 – 3500 часов.
Число часов работы по трансформаторам 8760 часов.
Расход электроэнергии на собственные нужды составляет 10% от
установленной мощности генераторов.
Себестоимость электроэнергии составляет: 06 копкВт(ч.
Длина линии связи станции с системой равна для 110 кВ – 50 км.
Проектируемая станция входит в состав объединенной энергосистемы.
Выбор главной схемы электрических соединений
P=63 МВт выберу 2 турбогенератора ТВФ–63–2УЗ; Uном=105 кВ; cos(ном=08;
Sном=78.75 МВА; xd”=0.153 о.е..
P=120 МВт выберу 2 турбогенератора ТВВ-160-2ЕУЗ; Uном=18 кВ;
Sном=188 МВА; xd”=0.213 о.е..
Расход электроэнергии на собственные нужды
ТВВ-160-2ЕУЗ: [pic].
3 Составление вариантов схемы
Вариант схемы показан на рисунке 1 остальные варианты технически
4 Выбор трансформаторов
Выбор трансформаторов производим исходя из условия:
где Sпер – максимальный переток мощности проходящий через трансформатор
Выберем два трансформатора ТДЦ-200000110; Sном=200 МВА; Uвн=121 кВ;
Uнн=18 кВ; (Pх=170 кВт; (Pк=550 кВт; Uк=105%; iх=05% .
Выберем два трансформатора ТДТЦ – 80000110; Sном=80 МВА; Uвн=115 кВ;
Uсн=385 кВ; Uнн=11 кВ; (Pх=64 кВт; (Pк=365 кВт; Uк=105%; iх=05% .
5 Выбор выключателей
Выберем выключатели по току в нормальном режиме.
Выберем выключатель марки: ВМТ–110Б–201000.
Выберу выключатель марки: МКП–110Б–630.
Выберу выключатель марки: С–35М–630.
Выберу выключатель марки: МГГ–10–4000.
Расчет токов трехфазного короткого замыкания (КЗ)
1 Составление схемы замещения
Расчет будем производить методом типовых кривых поэтому в схеме
замещения не учитываются ветви нагрузок. Расчетная схема станции типа КЭС
показана на рисунке 2.1 а ее схема замещения с параметрами на рисунке 2.2.
На рисунках указаны точки в которых необходимо посчитать короткие
замыкания для выбора выключателей и другой аппаратуры.
2 Расчет параметров схемы замещения
Вид приведения при расчете – ТПОЕ.
Выберу базисные величины.
Sб=200 МВА; Uб=110 кВ;
Найдем сопротивления элементов схемы замещения.
Сопротивление системы:
Сопротивление линии:
Сопротивления трансформаторов:
Сопротивления генераторов
3 Расчет трехфазного КЗ
Расчет токов КЗ во всех точках произвели на ЭВМ в программе «TOKO».
Выбор основного оборудования станции
1 Выбор выключателей
1.1 На стороне 110 кВ
На стороне 110 кВ установлены выключатели В1 В2 В3 В4. Так как
выключатели одинаковы и через них при КЗ потечет один и тот же ток то
произведем проверку выбора только одного из них.
Паспортные данные выключателя ВМТ – 110Б –251250УХЛ1:
Uном=110кВ; Iном=1250А; Iотк.ном=25кА; Iпр.с=25кА;
Iвкл=25кА; Iтер=25кА; tтер=3c; tсв=0035c; tпр=006c.
а) Проверка на симметричный ток отключения.
Согласно данной проверке выключатель должен удовлетворять условие:
где ( – время от начала КЗ до момента расхождения контактов.
[p tз – время действия защиты (001);
tсв – собственное время отключения выключателя.
Определю ток генерирующих ветвей в нормальном режиме.
Определяем для каждой ветви номера типовых кривых по которым определяем
величину поправочного коэффициента ( для заданного момента времени ( .
Ток через выключатель В1 в момент времени( :
Полученное значение тока меньше предельного тока отключения
б) Проверка возможности отключения апериодической составляющей тока
где (ном – номинальное значение относительного содержания
апериодической составляющей в отключаемом токе (для (=0045 с (ном=035).
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей.
Для системы [pic] с.
Для генераторов [pic] с.
Сравним значения 10676кА12374кА – значения удовлетворяют
поставленному условию.
в) Проверка по включающей способности.
Первое условие [pic].
Второе условие [pic]
где kу – ударный коэффициент.
Для генераторов [pic] .
г) Проверка на электродинамическую стойкость.
д) Проверка на термическую стойкость.
где Bк – тепловой импульс тока КЗ.
где [pic] - время отключения КЗ состоит из времени действия основных
релейных защит ([pic]с) и полного времени отключения выключателя ([pic]с).
1.2 На стороне 35 кВ
На напряжении 35 кВ установлены выключатели В5 и В6. Так как выключатели
одинаковы и через них при КЗ потечет один и тот же ток то произведем
проверку выбора только одного из них.
Паспортные данные выключателя ВМУЭ – 35Б –251000Т1:
Uном=35кВ; Iном=1000А; Iотк.ном=25кА; Iпр.с=25кА; Iвкл=25кА;
Iтер=25кА; tтер=4c; tсв=005c; tпр=0075c.
Ток через выключатель В5 в момент времени(:
апериодической составляющей в отключаемом токе (для (=006 с (ном=025).
Сравним значения 8158кА8839кА – значения удовлетворяют
На напряжении 10кВ установлены выключатели В7 и В8. Так как данные
выключатели одинаковы то производим проверку выбора только для одного
через который потечет наибольший ток КЗ. Такой ток потечет через
выключатель В7 при КЗ в точке К3. Так как параметры ветвей в которых
установлены выключатель одинаковы то и через выключатель В8 потечет такой
же ток что и через В7 но при КЗ на шинах генератора Г4 .
Паспортные данные выключателя МГГ–10–40001000ТЗ.
Uном=10кВ; Iном=4000А; Iотк.ном=64кА; Iпр.с=64кА;
Iвкл=64кА; Iтер=64кА; tтер=4c; tп=012c.
[p tз – время действия защиты (001с);
tсв – собственное время отключения выключателя (012с).
Определю токи генерирующих ветвей в нормальном режиме.
величину поправочного коэффициента ( для заданного момента времени ( :
Ток через выключатель В7 в момент времени(
где (ном – номинальное значение относительного содержания апериодической
составляющей в отключаемом токе (для (=015 с (ном=007).
Сравним значения 1629кА6336кА – значения удовлетворяют поставленному
2 Выбор разъединителей
2.1 На стороне 110 кВ
Uуст =110 кВ; Iном =888 А; Bк =15628 кА²(с.
Выберу разъединитель РНДЗ–1101000У1 с параметрами:
Uном =110 кВ; Iном =1000 А; (Iтер)² (tтер
=3152(3=297675 кА²(с.
2.2 На стороне 35 кВ
Uуст =35 кВ; Iном =165 А; Bк =107249 кА²(с.
Выберу разъединитель РВЗ–35630УЗ с параметрами:
Uном =35 кВ; Iном =630 А; (Iтер)² (tтер =202(4=1600
2.3 На стороне 10 кВ
Uуст =10 кВ; Iном =3897 А; Bк =1035 кА²(с.
Выберу разъединитель РВРЗ–1–104000УЗ с параметрами:
Uном =10 кВ; Iном =4000 А; (Iтер)² (tтер =20160 кА²(с.
3 Выбор трансформаторов тока
3.1 В цепи генераторов Г1 Г2
Трансформаторы тока (ТА) выбираются по максимальному току в нормальном
режиме по напряжению установки и по термической стойкости. Выбранный ТА
проверю по допустимому сопротивлению вторичной обмотки.
Выберу ТА типа: ТШВ–15–В.
Паспортные данные: Uном =15 кВ; Iном=8000 А; I2 =5 А; допустимое
сопротивление вторичной цепи: r2ном=12 Ом.
Проверю ТА по вторичной нагрузке: [pic].
В таблице 1.1 приведены приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА.
Сопротивление приборов найду по формуле:
Максимально допустимое сопротивление соединительных проводов:
где rк – сопротивление контактов (01 Ом).
Прибор Тип Кл.точнКол-во Нагрузка по фазам ВА
Амперметр Э – 350 15 3 05 05 05
Ваттметр Д – 335 15 2 05 05
Варметр Д – 335 15 1 05 05
Счетчик актив. И – 682 1 1 25 25
Датчик актив. Е – 849 05 1 1 1
Датчик реактив.Е – 830 05 1 1 1
Ваттметр Н – 395 15 1 10 10
Амперметр Н – 393 15 1 10
Зная сопротивление можно найти минимально допустимое сечение этих
где ( – удельное сопротивление материала из которого изготовлен провод
(для меди: (=00175Ом(ммм2).
lпр – длина соединительных проводов (для цепей генераторного
напряжения: lпр =40 м).
Приму провод марки М – 4 имеющий сечение: 4 мм².
3.2 В цепи генераторов Г3 Г4
Трансформаторы тока (ТА) выбираются аналогично п. 3.3.1 по
максимальному току в нормальном режиме по напряжению установки и по
термической стойкости. Выбранный ТА проверю по допустимому сопротивлению
Выберу ТА типа: ТШЛ – 10 – 5000 – 0510Р
Паспортные данные: Uном=10 кВ; Uma Iном=5000 А; I2 =5 А;
(Iтер)²(tтер =3675 кА²(с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
Минимально допустимое сечение этих проводов.
3.3 На стороне среднего напряжения трехобмоточных трансформаторов
Выберу ТА типа: ТЛК–35
Паспортные данные: Uном=35 кВ; Iном=200 А; I2 =5 А (Iтер)²(tтер =2977
кА²(с; допустимое сопротивление вторичной цепи: r2ном=04 Ом.
В таблице 1.2 приведены приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА.
Прибор Тип Кл.точн. Кол-во Нагрузка по фазам ВА
Принимаю провод марки М – 4 имеющий сечение: 4 мм².
3.4 На стороне высокого напряжения трансформаторов
Выберу ТА типа: ТФЗМ–110Б–111
Паспортные данные: Uном=110 кВ; Iном=1000 А; I2 =5 А; (Iтер)²(tтер
=13870 кА²(с; допустимое сопротивление вторичной цепи: r2ном=08 Ом.
К вторичной обмотке ТА подключается только амперметр S=05 ВА.
Сопротивление прибора:
Найду максимально допустимое сопротивление соединительных проводов:
Длина соединительных проводов для цепей высокого напряжения: lпр =100 м.
3.5 На отходящих к потребителю линиях на напряжении 35 кВ
Выберу ТА типа: ТФЗМ – 35А – 600 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =35 кВ; Iном =600 А; I2 =5 А;
(Iтер)²(tтер =2700 кА²(с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
Приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА указаны в таблице 1.3.
Счетчик И – 676 15 1 25 25
Сопротивление приборов:
Длина соединительных проводов для цепей среднего напряжения: lпр =75 м.
3.6 На линиях к потребителям на напряжении 110 кВ
Выберу ТА типа: ТФЗМ-110Б-1
Паспортные данные: Uном=110 кВ; Iном=300 А; I2 =5 А; (Iтер)²(tтер =432
кА²(с; допустимое сопротивление вторичной цепи: r2ном=12 Ом.
Приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА указаны в таблице 1.4.
Прибор Тип Кл. точн.Кол-во Нагрузка по фазам ВА
Счетчик актив.И – 682 1 1 25 25
4 Выбор трансформаторов напряжения (TV)
4.1 На напряжении 10 кВ
Выбор трансформатора напряжения производится по напряжению установки а
проверяется по допустимой мощности вторичной цепи.
В таблице 1.5 приведены приборы подключаемые к TV.
Суммарная нагрузка: [pic].
Выберу TV марки: НТМИ – 10 – 66У3
Класс точности – 05; Sном=120 ВА.
Число обмоток. cos( P
Вар Вольтметр Э – 350 15 3 2 1 1 6 Ваттметр Д – 335
15 1 2 1 3 Варметр Д – 335 15 15 1 2 1 3
энергии И – 682 1 2 1 2 038 4 97 Датчик актив.
энергии Е – 849 05 10 1 1 10 Датчик реактив.
энергии Е – 830 05 10 1 1 10 Ваттметр
регистрирующий Н – 395 15 10 1 2 1 20 Вольтметр
регистрирующий Н – 393 15 10 1 1 1 10 Итого 69
4.2 На напряжении 35 кВ
В таблице 1.6 приведены приборы подключаемые к TV.
Вар Вольтметр Э – 350 15 3 2 1 1 6 Счетчик актив.
2 038 4 97 Счетчик реактив.
энергии И – 676 15 2
2 038 4 97 Частотомер
регистрирующий Н – 397 25 7
1 1 7 Частотомер Э – 352 25 1 2 1 1 10 Ваттметр
регистрирующий Н – 393 15 10 1 1 1 10 Итого 63
Выберу TV марки: ЗНОМ – 35 – 69У3
При классе точности – 05; Sном=150 ВА. Так как трансформатор
4.3 На напряжении 110 кВ
В таблице 1.7 приведены приборы подключаемые к TV.
Прибор Тип Кл. точности. Sобм.
ВА Кол-во Число обмоток. cos( P
Вар Вольтметр Э – 350 15 3 2 1 1 6 Частотомер Э – 352
1 2 1 1 10 Счетчик актив.
энергии И – 682 1 2 1 2 038 4 97 Счетчик реактив.
энергии И – 676 15 2 1 2 038 4 97 Частотомер
регистрирующий Н – 397 25 7 1 1 1 7 Ваттметр Д – 335 15
1 2 1 3 Варметр Д – 335 15 15 1 2 1 3 Ваттметр
Выберу TV марки: НКФ – 110 – 83У1
При классе точности – 05; Sном=400 ВА.
Произведу выбор разрядников по напряжению установки.
Uуст =110 кВ – РВМГ – 110МУ1; Uном =110 кВ= Uуст .
Uуст =35 кВ – РВМ – 35У1; Uном =35 кВ= Uуст .
6 Выбор токоведущих частей
6.1 Выбор токопроводов соединяющих трансформаторы с РУ на стороне ВН и
Токопровод выбирается по экономической плотности тока (для алюминия:
Выберу провод АС 33030 Iдоп=730 А.
Т2 Т3 Т4: Imax=189 А.
Выберу провод АС 15024 Iдоп=450 А.
Выберу провод АС 65079 Iдоп=1100 А.
6.2 Выбор сборных шин
Сборные шины выбираются только по длительно допустимому току.
Выберу провод АС 30039 Iдоп=710 А. [5 таблица П9]
Выберу провод АС 40051 Iдоп=825 А. [5 таблица П9]
Шины на схлестывание не проверяются. Так как они выполняются голыми
проводами на открытом воздухе поэтому не проверяются на термическое
7 Выбор проводов для отходящих ВЛ
Сечение проводов ВЛ выбирается по экономической плотности тока и
проверяется по допустимому нагреву при КЗ.
7.1 Потребители на 110 кВ
Выбираем провод марки АС 15024 Iдоп=450 А.
7.2 Потребители на 35 кВ
Предварительно принимаю провод АС 15024 Iдоп=450 А.
8 Выбор трансформаторов собственных нужд
Трансформаторы собственных нужд выбираются исходя из условия:
Г1 Г2: Sсн=188 МВА. Выберу трансформатор: ТРДНС –2500010;
Sном=25 МВА; Uвн=105 кВ; Uнн=63 кВ; (Pх=25 кВт; (Pк=115 кВт; Uк=105
Г3 Г4: Sсн=7875 МВА. Выберу трансформатор: ТДНС –1000010;
Sном=10 МВА; Uвн=18 кВ; Uнн=105 кВ; (Pх=145 кВт; (Pк=85 кВт; Uк=14 %;
Мощность пускорезервного трансформатора выбирается с условием питания
потребителей собственных нужд при выходе из строя самого мощного
трансформатора собственных нужд и принимается на ступень выше его мощности
поэтому выберу: ТРДНС –3200035.
Sном=32 МВА; Uвн=18 кВ; Uнн=63 кВ; (Pх=29 кВт; (Pк=145 кВт; Uк=127 %;
9 Выбор схемы РУ высокого и среднего напряжения
Принимаю типовые схемы применяемые для соответствующего класса
напряжения. Для ОРУ 110 кВ принимаю схему с двумя рабочими и одной обходной
системами шин. Для ОРУ 35кВ принимаю схему с одной секционной и одной
обходной системами шин (см. графическую часть проекта).
Технико-экономический расчет
Капиталовложения: [pic].
суммарная стоимость трансформаторов.
[pic]- суммарная расчётная стоимость выключателей на РУ.
Кт =222*2+137*2=718 т.р;
Кру =26*4+317*2+2145*2=11463 т.р;
К= 718+11463 =83263 т.р;
Потери Ээ в трансформаторах:
В двухобмоточных трансформаторах: [pic].
Приму Тmax (время использования максимума нагрузки)=6100 часов тогда
Потери в трехобмоточных трансформаторах.
Так как (Pк одинаковы для всех обмоток трансформатора то эту формулу
можно преобразовать в более простую.
Трансформатор Т1 и Т2:
Суммарные потери в Трансформаторах:
ΔWΣ = 2·3064+2·2575=1128 ГВт·ч;
Годовые эксплуатационные издержки:
И= ((Ра+Ро)·К100) + ·ΔW·10-3 = ((94)·83263100)+06·1128=146 т.р;
Приведенные затраты:
З=Ен·К + И = 012·83263+146=246 т.ргод
Основные конструктивные решения принятые в проекте
В ходе выполненной работы произведен выбор и расчет главной схемы
электроснабжения станции типа КЭС. Соединения генераторов с потребителями
производится по схеме блок генератор – трансформатор что значительно
увеличивает надежность электроснабжения по сравнению со схемой с
трансформаторами связи при отключении одного из трансформаторов и
уменьшает величины токов короткого замыкания при аварийных ситуациях.
Потребитель на напряжении 35 кВ питается от среднего напряжения двух
параллельно работающих трехобмоточных трансформаторов это также
обеспечивает надежность электроснабжения при отключении одного их
трансформаторов. Для питания трехобмоточных трансформаторов работающих
параллельно используются генераторы одинаковой мощности поэтому и
трансформаторы имеют одинаковую мощность что обеспечивает одинаковую
загрузку их и токопроводов соединяющих трансформаторы с шинами высокого и
среднего напряжения. При аварийном отключении одного из трансформаторов
недостающая электроэнергия идущая от генератора забирается с шин 110 кВ а
оставшийся в работе трансформатор оказывается перегруженным в пределах
допустимых значений.
Распределительные устройства на 110 кВ и 35 кВ выполнены открытыми на
которых установлены выключатели отключающие при КЗ аварийный участок при
этом остальные потребители остаются в работе. При нормальной работе схемы и
потребителей часть произведенной электроэнергии выдается в систему а при
аварии вызвавшей недостаток мощности электроэнергия потребляется из
Защита участков схемы от перенапряжения производится с помощью
вентильных разрядников.
Для поддержания работоспособности станции во время аварийной ситуации
используются трансформаторы собственных нужд.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций:
Учебник для техникумов.– 2–е изд.. перераб. – М.: Энергия 1980. –
Гук Ю. Б. И др. Проектирование электрической части станций и
подстанций: Учеб. пособие для вузовЮ. Б. Гук В. В. Кантан С. С. Петрова.
– Л.: Энергоатомиздат. 1985. – 312 с. ил.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П. Электрическая часть станций и
подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного
проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4 – е изд. перераб. и
доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.: ил.

Высоковольтные выключатели.doc

Цель работы. Изучение конструкций к
работы основных типов высоковольтных
I. КОНСТРУКЦИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Выключатель- это коммутационный
аппарат предназначенный для включения
и отключения тока. Выключатель
является основным аппаратом в
электрических установках он служит
для отключения и включения цепи в любых
режимах: длительная нагрузка
перегрузка короткое замыкание
холостой ход несинхронная работа.
Наиболее тяжелой и ответственной
операцией является отключение токов КЗ
и включение не существующее КЗ.
выключателям высокого напряжения
предъявляются следующие требования:
отключение любых токов от десятков
ампер до номинального тока отключения;
пофазного управления для выключателей
и осмотра контактов;
транспортировки и эксплуатации.
Основными конструктивными частями
выключателей являются: контактная
система с дугогасительным устройством
ДУ токоведущие части корпус
изоляционная конструкция и приводной
По конструктивным особенностям и
способу гашения дуги различают
следующие типы выключателей: масляные
баковые многообъемные маломасляные
малообъемные воздушные элегазовые
электромагнитные автогазовые
вакуумные выключатели. По роду
установки различают выключатели для
внутренней наружной установки и для
Операции по включению отключению к
повторному включению осуществляются
дистанционно вручную оператором или
соответствующим автоматическим
устройством с помощью привода. В
зависимости от источника энергии
затрачиваемой на включение и
отключение имеются пружинно-грузовые
электромагнитные пневматические
гидропневматические приводы которые
должны удовлетворять следующим
включенияотключениямногократного
чения должны протекать в течение
минимального времени;
-должна быть обеспечена возможность
включения выключателя при временном
нарушении работы станции пст и
отсутствие энергии в рассматриваемой
I.I Масляные боковые выключатели
В масляных баковых выключателях масло
служит для гашения дуги и изоляиии
токоведущих частей. Компоновка полюса
современного бако-гого выключателя
показана на рис.1. Каждому полюсу
соответствует особый бак 2
цилиндрической формы с расширяющейся
верхней частью приспособленных для
установки проходных изоляторов 9 и
трансформаторов тока 7. Внутренняя
поверхность бака выложена
изоляционным материалом 6. К нижним
фланцам изоляторов прикреплены
неподвижные контакты I
дугогасительные камеры 10 с
шунтирующими резисторами 4. Подвижные
контакты 5 укреплены на траверсе 3
приводимой в движение приводом с
помощью изоляционной штанги 5 и системы
Управление выключателем
осуществляется электромагнитным или
пневматическим приводом который
крепится на одном из полюсов. В
выключателях 110 кВ приводные механизмы
всех трех полюсов обычно соединяются
между собой и присоединяются к приводу.
В выключателях 220 кВ на каждом полюсе
устанавливается индивидуальный
2 Маломасляные выключатели
Масло в названных выключателях служат
дугогасящей средой и только частично
изоляцией между разомкнутыми
контактами. Изоля-иия токоведущих
частей друг от друга к от заземленных
конструкций осуществляется фарфором
или другими твердыми изолирующими
материалами. Самое широкое применение
имеют выключатели 6 10 кВ подвесного
Выключатель ВМП-10 рис.2 для
номинального напряжения 10 кВ и
внутренней установки. Основание
выполнено в виде стальной рамы которая
крепится вертикально на стене или
каркасе РУ. Выклю-иатель ВМП-10 имеет три
полюса смонтированных на общей
заземляемой металлической раме. Полюс
выключателя имеет неподвижный контакт
подвижный контакт 12 демферную камеру
изоляционный цилиндр 5; направляющий
стержень роликовый токосъемный
контакт 7; маслоотделяющее устройство 8
и приводной механизм 10.
Маслоотделяющее устройство служит для
предотвращения выброса
Рис. I. Полюс бакового выключателя
Рис. .2. Разрез полюса выключателя ВМП-10
масла из цилиндра при отключении тока
КЗ. На нижней крышке I устанавливается
распорный цилиндр на который
упирается дугогаситель-ная камера 4.
Уровень масла у выключателя
определяется с помощью маслоуказателя
Заливка масла осуществляется через
маслоналивное отверстие в верхней
Роликовый токосъемный контакт
представляет собой конические ролики
собранные попарно и прижимающиеся с
одной стороны направляющим стержнем а
с другой - к токопроводящему стержню.
Направляющие стержни имеют упоры для
ограничения движения роликов вверх.
Выключатель включается за счет энергии
привода а отключается благодаря
энергии отключающих пружин.
Выключатель ВМП-10 имеет две
отключающие пружины один конец
которых прикреплен к раме а второй - к
рычагам на валу выключателя. Для
смягчения удара при включении служит
пружинный буфер который увеличивает
усилие на отключателе и ускоряет
размещение контактов. Для смягчения
удара при отключении выключатель
снабжается масляным буфером. По типу
показанному на рис.3а изготавливают
выключатели ВМГ-10 и ВМП-10. По
конструктивной схеме приведенной на
рисунке 3б изготавливаются
выключатели серии ВМП. По схеме рис.3г
выполняются выключатели серии МГТ и МГ
на напряжение до 20 кВ включительно.
Специально для КРУ выдвижного
исполнения разработаны и
изготовляются колонковые маломасляные
выключатели серии ВК по схеме рис.Зд
3. Воздушные выключатели
В воздушных выключателях гашение дуги
происходит сжатым возду- хом а
изоляция токоведущих частей и ДУ
осуществляется фарфором или другими
твердыми изолирующими материалами.
Конструктивные схемы воздушных
выключателей различны и зависят от их
номинального напряжения способа
создания изоляционного напряжения
способа создания изоляционного
промежутка между контактами в
отключенном положении способа подачи
сжатого воздуха в ДУ.
В выключателях на большие номинальные
токи рис.4аб имеются главный и
дугогасительный контуры. Основная
часть тока во включенном положении
включателя проходит по главным
контактам 4 расположенным открыто. При
отключении выключателя главные
контакты размыкаются первыми после
чего весь ток проходит по дугогаситель-
Рис. 3. Конструктивные схемы
маломасляных выключателей
Рис. 4. Конструктивные схемы воздушных
ным контактам заключенным в камере 2. К
моменту размыкания этих контактов в
камеру подается сжатый воздух из
резервуара I создается мощное дутье
гасящее дугу. Дутье может быть
продольным рис. 4а или поперечным рис.
б. Необходимый изоляционный
промежуток между контактами в
отключенном положении создается в
дугогасительной камере путем
разведения контактов на достаточное
расстояние рис.4б или специальным
отделителем 5 расположенным открыто
рис. 4а. Выключатели выполненные по
такой конструктивной схеме
изготовляются для внутренней
установки на напряжение 15 и 20 кВ ток до
00 А серия ВВГ рис.5 а также на 35 кВ
В выключателе BB-IO дутогасительная
камера расположена внутри фарфорового
изолятора. В момент отключения при
расхождении контактов в
дугогасительную камеру подается
сжатый воздух и происходит гашение
дуги. Для эффективного гашения дуги
контакты должны расходится на
оптимальное расстояние чтобы
выдержать восстанавливающееся
напряжение при атмосферном давлении.
Поэтому после отключения цепи контакты
отделителя размыкаются создавая
расстояние обеспечивающее
необходимую электрическую прочность.
После чего контакты ДУ смыкаются.
Включение выключателя производится
Чем выше номинальное напряжение и чем
больше отключаемая мощность тем
больше разрывов необходимо иметь в
дутогасительной камере и в отделителе
на 330 кВ- восемь на 500 кВ- десять.
В рассмотренных конструкциях воздух
подается в дугогасительные камеры из
резервуара I. Если контактную систему
поместить в резервуар сжатого воздуха
изолированный от земли то скорость
гашения дуги значительно увеличится.
Такой принцип заложен в основу серии
выключателей ВВБ рис.4; 4д. В этих
выключателях нет отделителей. При
отключении выключателя
дугогасительная камера 2 являющаяся
одновременно резервуаром сжатого
воздуха сообщается с атмосферой через
дутьевые клапаны благодаря чему
создается дутье гасящее дугу. В
отключенном положении контакты
находятся в среде сжатого воздуха. По
такой конструктивной схеме созданы
выключатели до 750 кВ. Количество
дугогасительных камер модулей
зависит от напряжения: 110 кВ- одна; 220 230
кВ - две; 500 кВ-черьтре; 750 кВ-шесть в
серии ВВБК. Для равномерного
распределения напряжения по разрывам
используют омические 3 и емкостные
Рис. 5. Воздушный выключатель ВВГ-20:
электрическая функциональная
Рис. 6. Элегазовый выключатель 110 кВ.
автопневматическое дугогасительное
делители напряжения.
4 Элегазовые выключатели
Элегаз SFе -шестифтористая сера
представляет собой инертный газ.
Электрическая прочность которого в 2 3
раза выше прочности воздуха и при
давлении 0.2 МПА электрическая
прочность сравнительна с прочностью
масла. В элегазе при атмосферном
давлении может быть погашена дуга с
током который в сто раз превышает ток
отключаемый в воздухе при тех же
На рис.6 показан разрез полюса
выключателя на 110 кВ применяемого в
КРУЭ-100. Полюс выключателя представляет
собой герметичный резервуар б в
котором размещено .дугогасительное
устройство. Неподвижные части
закреплены на изоляционной штанге 13
под-вижные части крепятся к
изоляционной тяге связанной со штоком
пневматического привода 14. Вводы
выполнены из эпоксидных проходных
изоляторов 4. С одной стороны
токоведущий стержень 5 соединяется с
контактами выключателя а с другой
стороны-с элементами ячейки КРУЭ. На
рис.6 выключатель показан в отключенном
положении. При включении шток и
изоляционные тяги перемещают вверх
цилиндры 12 и связанные с ним розеточные
контакты 10 а также фторопластовые
сопла 8. Розеточный контакт надвигается
на трубчатый контакт ' 7 замыкая цепь
тока. Экран неподвижного контакта 15
связан с подвижными элементами камеры
и при включении перемещаются вверх
освобождая контакт 7. Образующиеся при
гашении дуги продукты разложения
поглощаются фильтром 3. Выключатель
рассчитан на номинальный ток 1250 А ток
5 Вакуумные выключатели
Электрическая прочность вакуумного
промежутка во много раз больше чем
воздушного при атмосферном давлении.
Это свойство используется в вакуумных
дугогасительных камерах КДВ рис.7..
Рабочие контакты I имеют вид полых
усеченных конусов с радиальными
прорезями. Такая форма контактов при
размыкании создает радиальное
электродинамическое усилие
действующее на возникающую дугу и
заставляющее перемещаться через
зазоры 3 на дугогаситель-ные контакты 2.
разрезанные спиральными прорезями на
три сектора по которым движется дуга.
Рис. 7 Вакуумная дугогасительная камера
Рис. 7. Выключатель вакуумный
Материал контактов подобран так чтобы
уменьшить количество испаряющего
металла. Вследствии глубокого вакуума
-10 -10 ПА происходит быстрая диффузия
заряженных частиц в окружающее
пространство и при первом переходе
через 0 дуга гаснет. Подвод тока к
контактам осуществляется с помощью
медных стержней 4 и 5. Подвижный контакт
крепится к верхнему фланцу 6 с помощью
сифона 7 из нержавеющей стали.
Металлические экраны 8 служат для
выравнивания электрического поля и
защиты керамического корпуса 10 от
напыления паров металла образующихся
при гашении дуги. Экран крепится к
корпусу с помощью кольца II.
Поступательное движение верхнему
контакту обеспечивается корпусом
имеющим направляющую.Ход подвижного
контакта 12 мм. На основании
рассмотренной вакуумной
дугогасительной камере созданы
выключатели напряжением 10 110кВ с
номинальным током до 3200 А и током
отключения до 315 кА рис.7.
6. Электромагнитные выключатели
Данные выключатели занимают особое
место среди других выключателей
переменного тока. Область их
применения ограничена напряжением
.Л5кВ.Действие выключателя основано
не на газовом дутье. Дугаобразующаяся
на контактах втягивается магнитным
в гасительную камеру. Последняя
состоит из ряда керамических
дуго-стойких инертных в отношении
выделения газа пластин с У-обр-азными
вырезами разделенных небольшими
воздушными промежутками. Благодаря
этому длина дуги значительно
увеличивается до 2 м а сечение ее в
узких вырезах пластин уменьшается.
Дуга приходит в тесное соприкосновение
с холодными поверхностями пластин
обладающих высокой теплопроводностью.
Сопротивление дуги быстро
увеличивается а ток уменьшается до тех
пор пока дуга не погас-
нет; Устройство гасительной камеры
электромагнитного выключателя
конструкции ВЭИ показано на рис.8б.
В процессе отключения сначала
размыкаются главные контакты I после
этого размыкаются дугогасительные
контакты 2 и 3. Возник-шая дуга
растягивается и перебрасывается на
передний рог 4 а потом на задний рог 7
соединенный с подвижным контактом 2
положение Б и В . В цепь вводятся витки
электромагнита 5 и между по-
Рис. 8. Выключатель электромагнитный
а) общий вид; б) дугогасителъная
люсными наконечниками б создается
магнитное поле направленное
перпендикулярно плоскости чертежа.
Силы взаимодействия тока в дуге и
магнитного поля направлены вверх и
втягивают дугу в вырезы пластин
положение Д . В настоящее время
выпускаются электромагни-тньте
выключатели серии ВЭМ с номинальным
током отключения до 40кА при напряжении
-9 кВ и до 20 кА при напряжении 115 кВ. Они
получили применение в системах
собственных нужд мощных
электростанций а также в промышленных
установках где необходимы частые
опе-раиии включения и отключения. На
рис.8а показан общий вид выключателей
ПРИВОДЫ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Основными частями привода являются
выключающий механизмзапирающий
механизм защелка который удерживает
выключатель во включенном положении.
Наибольшая работа в существующих
конструкциях выключателей совершается
приводом при включении так как при
этой орерации преодолевается
собственная масса подвижных контактов
сопротивление отключающих пружин
трение и силы инерции в движущихся
частях. При включении на существующее
КЗ механизм привода кроме тогодолжен
преодолять электродинамические
усилияотталкивающие контакты друг от
Пружинный привод является приводом
косвенного действия. Энергия
необходимая для включения
запасается в мощной пружине которая
заводится от руки или
электродвигателем небольшой мощности.
После каждого включения необходимо
вновь завести пружину. Обычно привод
дополняется специальным
электродвигателем осуществляющим
завод пружины. Такой привод позволяет
Недостатком пружинных приводов
является уменьшение тягового усилия в
конце хода включения вследствие
деформации пружины. Чтобы устранить
этот недостаток пружинные приводы
дополняются маховиком который
поглощает избыточную энергию вначале
включения и отдает накопленную энергию
в конце включения. Приводы подобного
типа ППМ-10 применяются для
выключателей ВМГ-10 и ВМП-10. Основными
частями привода ППМ-10 рис.9 являются
спиральная пружина встроенная в
коробку и обод штурвала 10. Завод
пружины производится
электродвигателем 4 мощностью 350 ВА
дуктор 5. Движение от реактора
передается шестеренке ввода 8 свободно
вращающейся на переднем подшипнике.
Ведущая собачка упирается роликом 7 в
зуб рычага I и заводит спиральную
пружину 9. Запорно-пусковой механизм
привода удерживает пружины в
заведенном состоянии. Для
автоматического включения необходимо
освободить заводящий рычаг после чего
энергия заведенной пружины
поворачивает вал выключателя на
включение. Дистанционнное и
автоматическое отключение выключателя
производится с помощью реле
встроенных в нижней части привода
которые через планку отключения
воздействуют на механизм свободного
расцепления. Пружинные приводы не
требуют для своего управления
источника постоянного тока что
является существенным преимуществом
перед другими приводами. Недостатком
привода является его малая мощность
поэтому он применяется в основном для
маломасляных выключателей 6-10 кВ.
Электромагнитные приводы относятся к
приводам прямого действия: энергия
необходимая для включения сообщается
приводу в прок цессе самого включения
от источника большой мощности. Усилие
необходимое для включения создается
стальным сердечником 2 который
втягивается в катушку электромагнита 3
при прохождении по ней тока рис.10. Шток
сердечника I упирается в ролик 5
рычажного механизма поднимает его
вверх вместе с двумя
шарнирносвя-занными рычагами.
Последние через приводной рычаг
передают движение валу выключателя 7.
При подъеме ролика защелка 4
отодвигается влево а в конце хода
сердечника когда выключатель
включился срез защелки заскакивает
под ролик и удерживает механизм во
включенном положении.
В конце включения сигнальные
вспомогательные контакты 6 разрывают
цепь электромагнита включения и
сердечник падает вниз. На рис.10 привод
ВЭ-11 показан при включенном положении
выключателя. При отключении ток
подается в электромагнит отключения II
его боек ударяет в рычаг механизма
свободного расцепления 9 благодаря
чему "ломаются" рычаги механизма
свободного расцепления и ролик 5
соскакивает с защелки. Вал выключателя
под действием отключающей пружины
поворачивается против часовой
стрелки-происходит отключение. В
приводе предусмотрены вспомогательные
контакты управления 8. Электромагниты
включения и отключения получают
питание через сборку зажимов 12. Ток
потребляемый электромагнитом
включения привода ПЭ-11 58 А
электромагнитом отключения I 25 А при
Рис. 9. Пружинный привод с моторным
Ц =220 В. В приводе имеется рычаг ручного
отключения 10. Привод ПЭ-11 применяется
для выключателей ВМП-10 ВМГ-10. Для более
мощных выключателей внутренней
установки применяются
электромагнитные приводы ПЭ-2 ПЭ-21
ПС-31 а для наружной установки ШПЭ-44
ШПЭ-38 ШПЭ-46 и др. Достоинствами
электромагнитных приводов являются
простота конструкции и надежность
работы в условиях сурового климата.
Недостатки- большой потребляемый ток и
вследствие этого необходимость в
мощной аккумуляторной батареи а также
значительное время включения до I с.
Пневматический привод обеспечивает
быстрое включение за счет энергии
сжатого воздуха. Схема его подобна
электромагнитному приводу но вместо
электромагнита применяется
пневматический цилиндр с поршнем рис.
При включении выключателя
открывается кла-пан подающий сжатый
воздух из резервуара в рабочий
цилиндрI. Поршень 4 со штоком 5
поднимается вверх и воздействуя на
подвижный ролик и систему рычагов
производит включение выключателя.
Пружина над поршнем при этом сжимается
сглаживая удар при включении. При
отключении подается импульс на
электромагнит отключениякоторый
воздействует на механизм свободного
расцепления. Сжатый воздух2 МПа
подается от общей компрессорной
установки обслуживающий воздушные
выключатели или на каждом приводе
устанавливаются баллоны со сжатым
воздухом обеспечивающим 5 6 операций
без подкачки воздуха. Для подкачки
воздуха используются небольшие
компрессоры с электродвигателем
Пневматические приводы ПВ-30
применяются для выключателей МГ-10 МГ-20.
Баковые выключатели серии "Урал
снабжаются пневматическими приводами
В воздушных выключателях
пневматический привод является
органической частью самого
выключателя. На рис.12 изображен во
включенном положении привод
применяемый в выключателях ВНВ. При
отключении электромагнит отключения
перемещает клапан отключения слева
направо. Сжатый воздух из канала А
соединенного с основным резервуаром Б
поступает в пространство над поршнем 7
и опускает его вместе со штоком I
верхний изоляционный конец которого
связан с подвижными контактами
выключателя. В конце отключения
поршень садится на уплотненное кольцо 5
в крышке 4 а клапан 10 закрывается. Для
включения выключателя подается
импульс на электромагнит включения
который передвигает тарелку клапана 8
Рис. 10. Привод электромагнитный ПЭ-11
Рис. 11. Привод пневматический ПВ-30
ва направо и тем самым открывает выход
сжатому воздуху находящемуся над
поршнем 7 в атмосферу через отверстие 9.
Поршень поднимается в корпусе 6 под
действием включающих пружин пока
тарелка 2 не дойдет до резинового
буфера 3. В конце операции включения
тарелка 8 садится на седло и клапан
включения закрывается.
Дальнейшим усовершенствованием
пневматических приводов являются
пневмогидравлические приводы в
которых движение подвижной системе
включателя передается от
гидроцилиндра с поршнем. Поршень
приводится в движение сжатой
жидкостью обычно маслом. Высокое
давление жидкости 12 МПа создается в
аккумуляторе энергия привода за счет
сжатого газа. Этой энергии хватает на
шесть включений. Такими приводами типа
ППГ снабжаются баковые выключатели.
Пневмогидравлические приводы
обеспечивают время включения 0.25 с.
ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Выбор выключателей производится по
напряжению установки Ц уст ^ Ц ном; по
длительному току I норм 1 ном; Т т
; по отключающей способности.
В первую очередь производится проверка
на симметричный ток отключения по
затем проверяется возможность
отключения апериодической
составляющей тока КЗ
где la «qm -номинальное допускаемое
значение апериодической составляющей
в отключаемом токе для времени Т ' В -
нормировочное значение содержания
апериодической составляющей в
отключаемом токе % по справочникам;
Цд; -апериодическая составляющая тока
КЗ в момент расхождения контактов; С -
наименьшее время от начала КЗ до
момента расхождения контактов.
где t wlL =ool с - минимальное время
действия релейной защи-ты; Ч. i ~
собственное время отключения
Если условия In.t^IoTK.HQH соблюдаются a -(afc
>1аном » то допускается проверку по
отключающей способности производить
Рис. 12. Пневматический привод для
воздушных выключателей сеши БЫВ
ОГаГпЯ По включающей способности
проверка производится по условию:
ltj ^ 1&КЯ Тп0 ^ ТвКЛ
где 1у -ударный ток КЗ в цепи
I по - начальное значение
периодической составляющей тока КЗ в
juki - номинальный ток включения
действующее значение периодической
*-&кл - наибольший пик включения
мгновенное значение.
На электрическую стойкость
выключатель проверяется по предельным
где 1дии - наибольший пик ток
электродинамической стойкости по
дич - действующее значение
периодической составлншей пределъ-v.
ного сквозного iici^.%. ^Я« vt» ^«pMiYi^feCKyD
стойкость выключатель прове-ряется по
тепловому импульсу тока КЗ.
где Вк- тепловой импульс тока КЗ по
т*р - среднеквадратичное значение тока
за время его протекания ток
термической стойкости по каталогу;
t-rep -длительность протекания тока
термической стойкости по каталогу.
методические указания и имеющуюся в
лаборатории аппаратуру изучить
конструкцию принцип работы
высоковольтных выключателей и
приводов управления.
краткий конспект. Выписать основные
характеристики оборудования.
бтветы на контрольные вопросы.
При выполнении лабораторной работы
особое внимание необходимо обратить
- составные элементы высоковольтных
выключателей их работу
-конструкции и принцип работы
дугогасительных устройств; -назначение
-число разрывов электрической дуги на
один полюс или фазу. Выполнение
лабораторной работы рекомендуется
-ознакомиться с методическими
указаниями изучить темы по
рекомендуемой литературе;
-пользуясь пособием схемами и
чертежами прораб стать ?матери-ал в
объеме контрольных вопросов;
-на действующей установке и экспонатах
в лаборатории ознакомиться с
конструкцией и принципом работы
основных типов выключателей и
Ознакомиться с правилами эксплуатации
и требованиями по тех-Щ)И обслуживании
принцип гашения электрической дуги и
конструкцию ду-гогасительных камер
в»'втшэчателях ВМП-Ю и ВМГ-Ю.
количество масла в маломасляных
достоинство и недостатки масляных
основные вопросы по технике
безопасности при обслуживании
применяются для повышения срока службы
отключений допускается производить
выключателями типа ВМП-Ю ВМГ-Ю БВ-Ю?
L Каковы особенности конструкции
выключателей ВМГ-Ю ВВ-Ю?
достоинства и недостатки воздушных:
назначение масла в масляных баковых и
маломасляных выключателях? .
C.Назначение и работа буферных
II. Чем осуществляется гашение дуги в
воздушных и элегазовых вык*
лючателях2 12.В чем заключается
модульный принцип построения
Для каких типов выключателей
применяется этот принцип? 13.Какие типы
приводов существуют9 14.Достоинства и
недостатки вакуумных выключателей.
Назначение металического экрана
внутри вакуумных выключателей.
Назначение отделителя в конструкции
воздушных: выключателей. 17'^Способы
управления выключателями.
Козулин B.C. Электрооборудование
станций и подстанций.-М.:
Энергоатомиздат 1987.- 648 с.
Электрическая часть станций и
подстанций.-М.: Энергоатомиздат 1990.- 576
Жаворонков М.А. Аппараты высокого
напряжения.-М.: Энергоатомиздат 1985. - 432
Членов М.Я. Ремонт оборудования и
аппаратуры рае-преде ли тел ышх
устройств.-М. :Высш.шк. 1990.- 320 с.
В.Б. Якунин Э.Н. Приводы к выключателям
и разъединитег-лям высокого
напряжения.- Л.:Энергоатомиздат 1982- 224