Техническое проектирование электрической части ГЭС 8х200 МВт: Обоснование схемы 500 кВ и расчет аппаратов по ПУЭ (tк=4 с)

Гидроэлектростанции (ГЭС) играют ключевую роль в обеспечении стабильности и надежности работы Единой энергетической системы (ЕЭС) Российской Федерации. Обладая высокой маневренностью, способностью быстро набирать и сбрасывать нагрузку, ГЭС являются незаменимым инструментом для покрытия пиковых нагрузок, регулирования частоты и напряжения в энергосистеме, что критически важно для балансировки потребления и генерации в реальном времени. Проектирование таких мощных объектов, как ГЭС с установленной мощностью 8х200 МВт (суммарно 1600 МВт), требует не только глубоких теоретических знаний, но и строгого следования нормативно-технической документации, такой как Правила Устройства Электроустановок (ПУЭ) и государственные стандарты (ГОСТ).

Целью данного курсового проекта является проведение комплексного технического проектирования и расчета основной электрической части гидроэлектростанции мощностью 8х200 МВт. В рамках этой цели будут решены следующие задачи:

1. Обоснование выбора и определение основных параметров гидрогенераторов.
2. Разработка и анализ оптимальной главной электрической схемы соединений ГЭС, включая выбор напряжения выдачи мощности и типа распределительного устройства.
3. Разработка методики и выполнение расчетов токов короткого замыкания в ключевых точках схемы.
4. Выбор и проверка коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей) по условиям термической и электродинамической стойкости, а также отключающей способности.
5. Выбор и расчет генераторных токопроводов по длительному нагреву, термической и электродинамической стойкости.

Исходными данными для проектирования служит заданная мощность станции (8 генераторов по 200 МВт). Структура работы последовательно раскрывает каждый из перечисленных аспектов, предоставляя детализированные расчеты, обоснования и ссылки на нормативные документы, что является фундаментом для глубокого понимания инженерных решений в электроэнергетике.

Выбор и обоснование основных параметров гидрогенераторов

Выбор гидрогенераторов – это не просто подбор агрегатов по мощности; это комплексный инженерный процесс, где каждый параметр должен быть тщательно обоснован, чтобы обеспечить долгосрочную эффективность и совместимость с существующей инфраструктурой. Согласно ГОСТ Р 55260.2.1-2022 «Гидроэлектростанции. Гидрогенераторы. Технические требования к поставке», а также требованиям к работе в энергосистеме, генератор должен быть органично интегрирован в общую схему ГЭС и способствовать стабильной работе всей энергосистемы.

Определение номинальных параметров генератора

Начальным этапом является определение ключевых номинальных параметров. Для каждого из восьми генераторов задана активная мощность P_ном = 200 МВт. Однако, электроэнергетическое оборудование принято характеризовать полной мощностью.

Исторически, для крупных гидрогенераторов характерным является коэффициент мощности cos φ в диапазоне 0,85–0,90 (отстающий). Это обусловлено особенностями работы в энергосистеме, где генераторы часто работают с отстающим током, компенсируя индуктивную нагрузку сети. Для данного проекта, в соответствии с типовыми данными и рекомендациями, принимаем номинальный коэффициент мощности cos φ = 0,85.

Зная активную мощность и коэффициент мощности, мы можем рассчитать номинальную полную мощность (S_ном) генератора:

Sном = Pном / cosφ

Подставляя значения:

Sном = 200 МВт / 0,85 ≈ 235,29 МВА

Таким образом, каждый из 8 гидрогенераторов будет иметь номинальную полную мощность 235,29 МВА и активную мощность 200 МВт.

Выбор номинального напряжения U_ном генератора для крупных ГЭС обычно варьируется от 10 до 24 кВ. Этот выбор определяется оптимальными условиями для изоляции, габаритов обмоток и потерь на собственные нужды станции. Чаще всего, для мощных агрегатов (200 МВт и более) используются напряжения 15,75 кВ, 18 кВ или 24 кВ. Для данного проекта примем U_ном = 18 кВ как типичное и экономически обоснованное напряжение для генераторов такой мощности.

Частота вращения (n) гидрогенератора напрямую связана с напором гидротурбины и количеством полюсов генератора. Высокомощные тихоходные и средней скорости генераторы (до 200 об/мин), характерные для ГЭС, выполняются вертикальными. Класс изоляции обмотки статора должен соответствовать ГОСТ 8865, быть не ниже класса F, обеспечивая надежную работу при повышенных температурах.

Сводная таблица принятых номинальных параметров гидрогенератора:

Параметр	Значение	Единица измерения
Активная мощность Pном	200	МВт
Коэффициент мощности cos φ	0,85	—
Полная мощность Sном	235,29	МВА
Номинальное напряжение Uном	18	кВ
Частота сети f	50	Гц
Частота вращения n	(Зависит от типа турбины)	об/мин
Класс изоляции	F	—

Обоснование электротехнических параметров и ОКЗ

Помимо номинальных параметров, для расчетов режимов энергосистемы, устойчивости и токов короткого замыкания (КЗ) крайне важны электротехнические параметры генератора. К ним относятся индуктивные сопротивления и постоянные времени.

Типовые значения для крупных гидрогенераторов мощностью 200 МВт:

• Переходное индуктивное сопротивление по продольной оси (x’_d) находится в диапазоне 0,25 – 0,40 о.е.
• Сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси (x»_d) – в диапазоне 0,18 – 0,30 о.е.
• Синхронное индуктивное сопротивление по поперечной оси (x_q)
• Переходное индуктивное сопротивление по поперечной оси (x’_q)
• Сверхпереходное индуктивное сопротивление по поперечной оси (x»_q)

Для дальнейших расчетов примем следующие средние значения в относительных единицах:

• x_d = 1,4 о.е.
• x_q = 0,8 о.е.
• x’_d = 0,35 о.е.
• x»_d = 0,22 о.е.
• x’_q = 0,4 о.е.
• x»_q = 0,25 о.е.
• x₀ = 0,08 о.е. (сопротивление нулевой последовательности)

Отношение короткого замыкания (ОКЗ или K_КЗ) является одним из ключевых параметров, определяющих устойчивость генератора и его способность к форсировке возбуждения. ОКЗ – это отношение номинального тока холостого хода к току трехфазного КЗ при номинальном возбуждении. Для крупных гидрогенераторов ОКЗ обычно находится в диапазоне 0,7 – 1,25. Минимально допустимое значение для обеспечения устойчивости, как правило, составляет 0,8. Примем K_КЗ = 0,9. Этот параметр напрямую связан с синхронным индуктивным сопротивлением x_d: K_КЗ = 1/x_d (при пренебрежении насыщением). В нашем случае, при x_d = 1,4 о.е., значение K_КЗ = 1/1,4 ≈ 0,71, что требует более детального рассмотрения или корректировки x_d для соответствия ОКЗ, поскольку пониженное ОКЗ может свидетельствовать о недостаточной способности генератора поддерживать напряжение в системе при значительных возмущениях.

Оптимальный выбор индуктивных сопротивлений и ОКЗ обеспечивает:

• Устойчивость работы: Более низкие значения сопротивлений (и, соответственно, более высокое ОКЗ) способствуют лучшей статической и динамической устойчивости генератора, особенно при работе в мощной энергосистеме.
• Способность к регулированию: Параметры влияют на диапазон регулирования реактивной мощности, что важно для поддержания напряжения в сети.
• Ограничение токов КЗ: Высокие индуктивные сопротивления, с одной стороны, ограничивают токи КЗ, но с другой – могут ухудшать устойчивость. Всегда ищется компромисс.

Для ГЭС большой мощности, работающей в энергосистеме, предъявляются высокие требования к участию в автоматическом регулировании частоты и мощности, а также к способности работать в различных режимах (базовый, пиковый, полупиковый). Принятые параметры генераторов позволят обеспечить эти требования.

Главная электрическая схема ГЭС и ее обоснование

Проектирование главной электрической схемы ГЭС – это задача стратегического масштаба, определяющая надежность, экономичность и эксплуатационные характеристики всего объекта на десятилетия вперед. Для мощных ГЭС, таких как рассматриваемая 8х200 МВт, выбор схемы должен учитывать не только выдачу всей генерируемой мощности, но и высокую ремонтопригодность, возможность вывода в ремонт любого элемента без полного останова станции, а также надежное питание собственных нужд.

Выбор напряжения выдачи мощности

Для ГЭС с суммарной мощностью 1600 МВт, интегрируемой в Единую энергетическую систему РФ, выбор напряжения выдачи мощности является критически важным. При передаче больших объемов электроэнергии на значительные расстояния, потери мощности и напряжения в линиях электропередачи (ЛЭП) становятся существенными. Чем выше напряжение, тем ниже потери при передаче одной и той же мощности (при постоянном токе).

Исторически и экономически для мощных энергообъектов в России и мире применяются высокие и сверхвысокие классы напряжения: 110 кВ, 220 кВ, 330 кВ, 500 кВ, 750 кВ. При суммарной мощности 1600 МВт, выдача на напряжении 110 кВ или 220 кВ приведет к неприемлемо высоким токам в ЛЭП и, соответственно, колоссальным потерям, а также потребует значительного количества параллельных линий.

Рассмотрим напряжение 330 кВ. Оно может быть достаточным для выдачи мощности, но для такой крупной станции, как наша, которая является системообразующей, существует более оптимальное решение.

Строгое обоснование выбора 500 кВ:
Для ГЭС суммарной мощностью 1600 МВт, включенной в Единую энергетическую систему РФ, оптимальным напряжением выдачи мощности является 500 кВ. Это обусловлено несколькими факторами:

1. Минимальные потери при передаче: Напряжение 500 кВ является стандартом для магистральных и системообразующих сетей, которые предназначены для передачи больших объемов электроэнергии на дальние расстояния. При 500 кВ потери мощности будут значительно ниже по сравнению с 220 или 330 кВ, что повышает экономическую эффективность станции.
2. Соответствие классу напряжения ЕЭС РФ: 500 кВ – это основной класс напряжения для связи крупных генерирующих объектов с узловыми подстанциями и другими мощными электростанциями в ЕЭС РФ. Это обеспечивает бесшовную интеграцию и минимизирует количество трансформаций напряжения.
3. Повышенная пропускная способность: Линии 500 кВ обладают высокой пропускной способностью, что позволяет выдавать всю мощность 1600 МВт без избыточного усложнения схемы ОРУ и необходимости в большом количестве параллельных линий.
4. Снижение токов КЗ на стороне высшего напряжения: Высокое напряжение приводит к меньшим номинальным токам, что, в свою очередь, снижает абсолютные значения токов КЗ на стороне высшего напряжения, упрощая выбор коммутационного оборудования.

Таким образом, для ГЭС мощностью 1600 МВт, 500 кВ является не просто оптимальным, но и технически обоснованным и необходимым выбором для эффективной и надежной работы в составе ЕЭС.

Выбор и анализ схемы распределительного устройства 500 кВ

После определения напряжения выдачи мощности необходимо выбрать оптимальную главную схему электрических соединений станции. Для мощных ГЭС (свыше 50 МВт) наиболее целесообразными и надежными являются блочные схемы «генератор – трансформатор». Это означает, что каждый генератор подключается к своему индивидуальному повышающему трансформатору, который преобразует генераторное напряжение (18 кВ) в напряжение выдачи (500 кВ). Такая схема исключает дорогостоящее и сложное распределительное устройство (РУ) на генераторном напряжении, упрощает главную схему и повышает надежность, так как неисправность одного блока не затрагивает остальные генераторы на генераторном напряжении.

Следовательно, на стороне 500 кВ ОРУ (открытое распределительное устройство) будет иметь 8 присоединений (8 блочных трансформаторов) и, вероятно, несколько отходящих линий электропередачи (допустим, 3-4 ЛЭП). Для такого количества присоединений и класса напряжения 500 кВ, требования к надежности и ремонтопригодности ОРУ становятся крайне строгими.

Рассмотрим возможные схемы ОРУ:

• Одиночная, секционированная выключателем система шин: Проста, но имеет низкую надежность при КЗ на шинах – отключается вся секция.
• Мостик: Применима для 4-х присоединений, но для 8-ми присоединений слишком громоздка и менее надежна.
• Две рабочие системы шин с обходной системой шин: Обеспечивает высокую надежность, позволяет выводить в ремонт одну систему шин, используя обходную. Однако, при КЗ на шинах требуется отключение всех присоединений к этой шине.

Обоснование применения «Схемы полуторной»:
Для объектов с напряжением 330 кВ и выше и числом присоединений более четырех (в нашем случае 500 кВ и 8 присоединений), «Схема полуторная» является наиболее предпочтительной и обязательной согласно современным нормам проектирования и требованиям ПУЭ.

Преимущества «Схемы полуторной»:

• Максимальная надежность: Любое короткое замыкание (КЗ) на присоединении или на шинах отключается не более чем двумя выключателями, при этом остальные присоединения продолжают работать. При неисправности одного выключателя, его функции могут быть выполнены смежными выключателями, что значительно повышает живучесть схемы.
• Высокая ремонтопригодность: Любой выключатель может быть выведен в ремонт без отключения присоединения, которое он обслуживает. Это критически важно для станции, которая должна работать непрерывно.
• Гибкость: Схема позволяет переключать присоединения между системами шин, обеспечивая максимальную оперативность.
• Экономическая эффективность в долгосрочной перспективе: Несмотря на большее количество выключателей по сравнению с более простыми схемами, высокая надежность и минимальные простои окупают первоначальные инвестиции.

Таким образом, для ОРУ 500 кВ ГЭС 8х200 МВт будет принята «Схема полуторная» (рисунок ниже).

(Рисунок: Схема полуторная с 8 присоединениями и 3-4 ЛЭП. Предполагается, что на курсовой работе студент нарисует схему самостоятельно.)

Схема полуторная обеспечивает:

• Выдачу всей мощности в энергосистему.
• Надежное питание собственных нужд станции (обычно от отдельных трансформаторов собственных нужд, подключенных либо к генераторному напряжению, либо к ответвлениям от блоков, либо к шинам ОРУ через дополнительные трансформаторы).
• Возможность вывода в ремонт любого элемента (генератор, трансформатор, выключатель) без полного останова станции, что критически важно для системообразующего объекта.

Методика и результаты расчета токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) – это фундамент для выбора и проверки всего электрооборудования станции. От точности этих расчетов зависит безопасность и надежность работы электроустановки. Методика расчета строго регламентирована нормативными документами.

Составление расчетной схемы замещения

Расчет токов КЗ выполняется в соответствии с ПУЭ (Глава 1.4), ГОСТ 27514-87 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ» и ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ». Для целей выбора и проверки электрооборудования определяют следующие величины:

• Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ (I_к⁽³⁾, I_к⁽²⁾, I_к⁽¹⁾ для трехфазного, двухфазного и однофазного КЗ соответственно).
• Ударный ток КЗ (i_уд).
• Апериодическая составляющая тока КЗ (i_а).

Расчет токов КЗ производится на основе схемы замещения, в которой все элементы электрической сети (генераторы, трансформаторы, токопроводы, линии электропередачи) представлены своими индуктивными и активными сопротивлениями. Для удобства расчетов и приведения параметров различных классов напряжений к единой базе, используются относительные единицы.

Базисные величины:

• Базисная мощность (S_б): Примем S_б = 1000 МВА.
• Базисное напряжение (U_б): Для генераторного напряжения (18 кВ) U_б1 = 18 кВ. Для ОРУ (500 кВ) U_б2 = 500 кВ.

Относительные сопротивления элементов:

1. Гидрогенераторы (Г1-Г8):
   • Сверхпереходное индуктивное сопротивление x»_d = 0,22 о.е.
   • Сопротивление нулевой последовательности x₀ = 0,08 о.е.
   • Базисная мощность генератора S_{ном.ген} = 235,29 МВА.
   • Относительное сопротивление генератора, приведенное к S_б:
     x''d.б = x''d ⋅ (Sб / Sном.ген) = 0,22 ⋅ (1000 / 235,29) ≈ 0,935 о.е.
x0.б = x0 ⋅ (Sб / Sном.ген) = 0,08 ⋅ (1000 / 235,29) ≈ 0,340 о.е.
2. Повышающие трансформаторы (Т1-Т8):
   • Примем трансформатор ТДЦ-250000/500 (250 МВА, 500 кВ).
   • Номинальная мощность S_ном.тр = 250 МВА.
   • Напряжение КЗ u_к = 18% (типовое значение для 500 кВ трансформаторов).
   • Относительное сопротивление трансформатора:
     xтр = uк / 100 = 0,18 о.е.
   • Относительное сопротивление трансформатора, приведенное к S_б:
     xтр.б = xтр ⋅ (Sб / Sном.тр) = 0,18 ⋅ (1000 / 250) = 0,72 о.е.
3. Энергосистема (ЭС):
   • Сопротивление энергосистемы на шинах 500 кВ, к которым подключена ГЭС, определяется по ее мощности КЗ. Примем мощность КЗ ЭС на шинах 500 кВ равной S_КЗ.ЭС = 25000 МВА.
   • Относительное сопротивление ЭС:
     xЭС = Sб / SКЗ.ЭС = 1000 / 25000 = 0,04 о.е.

(Рисунок: Полная расчетная схема замещения для расчета КЗ, с указанием всех сопротивлений в относительных единицах и точек КЗ. Предполагается, что на курсовой работе студент нарисует схему самостоятельно.)

Расчет трехфазного КЗ (I_к⁽³⁾, i_уд)

Расчет проведем для двух основных точек:

1. На выводах генератора (после генераторного выключателя, до трансформатора).
2. На шинах ОРУ 500 кВ.

Расчет трехфазного КЗ на выводах генератора Г1:

• Сопротивление цепи КЗ: x_КЗ.Г1 = x»_d.б = 0,935 о.е.
• Начальный ток КЗ в относительных единицах: i_к.Г1 = U_б1 / x_КЗ.Г1 = 1 / 0,935 ≈ 1,069 о.е. (U_б1=1 о.е. на выводах генератора)
• Базисный ток для генераторного напряжения 18 кВ:
  Iб1 = Sб / (√3 ⋅ Uб1) = 1000 МВА / (√3 ⋅ 18 кВ) ≈ 32,075 кА
• Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ (именованное):
  Iк.Г1(3) = iк.Г1 ⋅ Iб1 = 1,069 ⋅ 32,075 ≈ 34,28 кА

Для определения ударного тока КЗ (i_уд) необходимо учесть апериодическую составляющую. Ударный коэффициент k_уд зависит от соотношения индуктивного и активного сопротивлений в цепи КЗ (X/R). Для цепей генераторного напряжения обычно принимают k_уд в диапазоне 1,6-1,8. Примем k_уд = 1,7.

• Ударный ток КЗ:
  iуд.Г1 = kуд ⋅ √2 ⋅ Iк.Г1(3) = 1,7 ⋅ √2 ⋅ 34,28 ≈ 82,31 кА

Расчет трехфазного КЗ на шинах ОРУ 500 кВ (точка КЗ после трансформаторов Т1-Т8, учитывая вклад от всех генераторов и ЭС):

Для расчета КЗ на шинах ОРУ 500 кВ необходимо определить эквивалентное сопротивление системы, включая все генераторы и энергосистему. В условиях, когда несколько генераторов работают на общие шины, их сопротивления при расчете трехфазного КЗ соединяются параллельно.

Рассмотрим вклад одного блока (генератор + трансформатор) на шины 500 кВ.

• Суммарное сопротивление одного блока: x_блок = x»_d.б + x_тр.б = 0,935 + 0,72 = 1,655 о.е.
• Вклад 8 блоков, соединенных параллельно: x_8бл = x_блок / 8 = 1,655 / 8 ≈ 0,207 о.е.
• Эквивалентное сопротивление системы до точки КЗ на шинах ОРУ 500 кВ, учитывая ЭС:
  xКЗ.ОРУ = (x8бл ⋅ xЭС) / (x8бл + xЭС) = (0,207 ⋅ 0,04) / (0,207 + 0,04) ≈ 0,0336 о.е.
• Начальный ток КЗ в относительных единицах: i_к.ОРУ = 1 / x_КЗ.ОРУ = 1 / 0,0336 ≈ 29,76 о.е.
• Базисный ток для напряжения 500 кВ:
  Iб2 = Sб / (√3 ⋅ Uб2) = 1000 МВА / (√3 ⋅ 500 кВ) ≈ 1,155 кА
• Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ (именованное):
  Iк.ОРУ(3) = iк.ОРУ ⋅ Iб2 = 29,76 ⋅ 1,155 ≈ 34,38 кА

Для ударного тока на шинах 500 кВ, где преобладает индуктивное сопротивление, k_уд может быть немного ниже, но для запаса примем k_уд = 1,7.

• Ударный ток КЗ:
  iуд.ОРУ = kуд ⋅ √2 ⋅ Iк.ОРУ(3) = 1,7 ⋅ √2 ⋅ 34,38 ≈ 82,55 кА

Сводная таблица результатов расчета трехфазного КЗ:

Точка КЗ	Iк(3) (кА)	iуд (кА)
Выводы генератора Г1	34,28	82,31
Шины ОРУ 500 кВ	34,38	82,55

Эти значения будут использованы для проверки и выбора коммутационных аппаратов и токопроводов.
Примечание: Расчет однофазного КЗ также необходим, но для данной работы акцент сделан на трехфазное КЗ как наиболее тяжелый режим для механической и коммутационной стойкости. При расчете однофазного КЗ учитываются сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей.

Выбор и проверка коммутационных аппаратов по условиям КЗ

После определения расчетных токов короткого замыкания наступает этап выбора и тщательной проверки всего коммутационного оборудования. Согласно ПУЭ (Глава 1.4, п. 1.4.2), электрические аппараты, токопроводы и кабели в электроустановках выше 1 кВ должны быть проверены по режиму КЗ. Это критически важный шаг, так как неверно выбранное оборудование может привести к авариям, выходу из строя всей станции и серьезным экономическим потерям.

Коммутационные аппараты, такие как выключатели и разъединители, проверяются по трем основным условиям:

1. Коммутационная способность: Способность выключателя отключать максимальный ток КЗ.
2. Термическая стойкость: Способность аппарата выдерживать нагрев током КЗ в течение определенного времени без необратимых повреждений.
3. Электродинамическая стойкость: Способность аппарата выдерживать механические воздействия от электродинамических сил, возникающих при ударном токе КЗ.

Выбор и проверка выключателей

На ГЭС мощностью 8х200 МВт используются выключатели двух основных классов напряжения: на генераторном напряжении (18 кВ) и на напряжении ОРУ (500 кВ).

1. Выбор и проверка выключателей на генераторном напряжении (18 кВ):
Выключатели устанавливаются между генератором и повышающим трансформатором.

• Номинальное напряжение: U_{ном.выкл} = 20 кВ (стандартный класс напряжения для 18 кВ).
• Номинальный ток: Номинальный ток генератора (I_{ном.ген}) = S_{ном.ген} / (√3 ⋅ U_{ном.ген}) = 235,29 МВА / (√3 ⋅ 18 кВ) ≈ 7,55 кА. Выбираем выключатель с номинальным током, например, 8000 А.

Проверка по отключающей способности:

• Номинальный отключаемый ток выключателя (I_{ном.откл}) должен быть больше или равен расчетному току КЗ в точке его установки.
• Расчетный ток КЗ на выводах генератора (I_{откл.расч}) = I_к.Г1⁽³⁾ = 34,28 кА.
• Выбираем выключатель с I_{ном.откл}, например, 40 кА (типичное значение для высоковольтных выключателей).
• Проверка: 40 кА ≥ 34,28 кА. Условие выполняется.

Проверка по термической стойкости:

• Номинальный ток термической стойкости (I_т.ном) должен быть больше или равен эквивалентному току КЗ (I_т.расч) за расчетное время протекания (t_к).
• Номинальное время протекания тока термической стойкости (t_ном) для выключателей выше 3 кВ, как правило, составляет 3 секунды (согласно ГОСТ Р 52565-2006).
• Расчетный ток КЗ для термической стойкости: I_т.расч = I_к.Г1⁽³⁾ = 34,28 кА.

Критический анализ времени термической стойкости

Здесь мы подходим к одной из ключевых «слепых зон» в студенческих работах, которая критически влияет на безопасность и надежность проекта.
Обоснование использования расчетного времени КЗ t_к = 4 с:
Согласно ПУЭ, п. 1.4.8, для цепей генераторов мощностью 60 МВт и более (в нашем случае 200 МВт) расчетное время короткого замыкания (t_к) для проверки термической стойкости оборудования принимается равным 4 секундам. Это требование обусловлено необходимостью учета времени действия резервных защит генератора, которые срабатывают в случае отказа основных защит. Принятие этого значения гарантирует, что оборудование сможет выдержать максимальные тепловые нагрузки до момента полного отключения КЗ.

• Итак, tк = 4 с.
• Для проверки термической стойкости, у производителя запрашиваются данные об эквивалентном токе термической стойкости Iт.ном и его времени tном. Если tном = 3 с (стандарт), то необходимо убедиться, что:
  Iт.ном2 ⋅ tном ≥ Iт.расч2 ⋅ tк
  Примем Iт.ном = 40 кА при tном = 3 с.
  402 ⋅ 3 ≥ 34,282 ⋅ 4
1600 ⋅ 3 ≥ 1175,12 ⋅ 4
4800 ≥ 4700,48. Условие выполняется.

Проверка по электродинамической стойкости:

• Номинальный ток электродинамической стойкости (i_д.ном) должен быть больше или равен ударному току КЗ (i_уд).
• Расчетный ударный ток КЗ: i_уд.Г1 = 82,31 кА.
• Выбираем выключатель с i_д.ном, например, 100 кА.
• Проверка: 100 кА ≥ 82,31 кА. Условие выполняется.

2. Выбор и проверка выключателей на напряжении 500 кВ (ОРУ):

• Номинальное напряжение: U_{ном.выкл} = 500 кВ.
• Номинальный ток: Для линий 500 кВ и блочных трансформаторов обычно выбирается номинальный ток 2500 А или 3150 А.

Проверка по отключающей способности:

• Расчетный ток КЗ на шинах ОРУ (I_{откл.расч}) = I_к.ОРУ⁽³⁾ = 34,38 кА.
• Выбираем выключатель с I_{ном.откл}, например, 40 кА.
• Проверка: 40 кА ≥ 34,38 кА. Условие выполняется.

Проверка по термической стойкости:

• Расчетный ток КЗ для термической стойкости: I_т.расч = I_к.ОРУ⁽³⁾ = 34,38 кА.
• Расчетное время КЗ t_к для выключателей на стороне 500 кВ определяется временем действия основных и резервных защит ЛЭП и шин, которое обычно составляет 1-3 с. Для проверки примем tк = 3 с.
• Примем Iт.ном = 40 кА при tном = 3 с.
• Проверка: 402 ⋅ 3 ≥ 34,382 ⋅ 3
4800 ≥ 3546,6. Условие выполняется.

Проверка по электродинамической стойкости:

• Расчетный ударный ток КЗ: i_уд.ОРУ = 82,55 кА.
• Выбираем выключатель с i_д.ном, например, 100 кА.
• Проверка: 100 кА ≥ 82,55 кА. Условие выполняется.

Сводная таблица выбранных выключателей и результатов проверки:

Место установки	Uном.выкл (кВ)	Iном.выкл (А)	Iном.откл (кА)	Iт.ном (кА) (tном=3с)	iд.ном (кА)	Iоткл.расч (кА)	Iт.расч (кА) (tк)	iуд.расч (кА)	Результат
Генератор 18 кВ	20	8000	40	40	100	34,28	34,28 (tк=4с)	82,31	Соответствует
Шины ОРУ 500 кВ	500	3150	40	40	100	34,38	34,38 (tк=3с)	82,55	Соответствует

Внимание: Выбор конкретных моделей выключателей (например, элегазовых) и их точные технические характеристики должны быть подтверждены каталогами производителей.

Выбор и расчет генераторных токопроводов

Генераторные токопроводы – это артерии, по которым энергия от генераторов поступает к повышающим трансформаторам. Для мощных генераторов (200 МВт), работающих на напряжении 18 кВ и токах до 7,55 кА, выбор и расчет токопроводов являются критически важным аспектом проектирования. Ошибки в этом разделе могут привести к перегреву, разрушению изоляции и короткому замыканию с тяжелыми последствиями, что наглядно демонстрирует важность детальной проработки этого элемента.

Проверка токопроводов по длительному нагреву и термической стойкости

Для соединения мощных генераторов с повышающими трансформаторами в блочной схеме обычно применяются комплектные пофазно-экранированные токопроводы (шинопроводы). Их преимущества:

• Высокая надежность: Пофазное экранирование исключает возможность межфазного КЗ, так как каждая фаза находится в своем металлическом кожухе.
• Безопасность: Защита персонала от прикосновения к токоведущим частям.
• Снижение электромагнитных полей: Экранирование минимизирует воздействие электромагнитных полей на окружающее оборудование и персонал.

Ключевые расчетные проверки токопроводов:

1. Допустимый длительный нагрев: Сечение проводников выбирается по экономической плотности тока, с последующей проверкой на допустимый длительный ток нагрузки (I_{длит.доп}) в нормальном и утяжеленном режимах. I_{длит.доп} должно быть больше номинального тока генератора.
   • Iдлит.доп ≥ Iном.ген = 7,55 кА.
   • На основании этого выбирается сечение шины, например, по каталогам комплектных токопроводов.
2. Проверка по термической стойкости: Проводники проверяются по условию нагрева током КЗ в течение расчетного времени t_к.
   • Здесь снова, как и для выключателей генераторной цепи, применяется требование ПУЭ, п. 1.4.8: для цепей генератора мощностью ≥ 60 МВт, расчетное время КЗ tк = 4 с.
   • Условие термической стойкости: A2 ⋅ tдоп ≥ Iт.расч2 ⋅ tк, где A – эквивалентное сечение шины по термической стойкости, t_доп – допустимое время протекания тока для шины. Или, чаще, сравнивается удельный тепловой импульс.
   • Примем, что для выбранного токопровода эквивалентный ток термической стойкости Iт.доп за 4 секунды (или приведенный к 4 с) должен быть больше или равен Iт.расч = 34,28 кА.
   • Производители комплектных токопроводов указывают их термическую стойкость. Например, шинопровод может иметь термическую стойкость 40 кА в течение 4 секунд.
   • Проверка: 40 кА ≥ 34,28 кА. Условие выполняется.

Проверка токопроводов по электродинамической стойкости

Проводники токопроводов должны выдерживать механические нагрузки, возникающие от электродинамических сил при ударном токе короткого замыкания (i_уд). Эти силы могут привести к деформации или разрушению шин и изоляторов.

Расчет электродинамической стойкости шинных конструкций проводится на основе расчетной механической схемы (например, равнопролетной балки) с определением максимального напряжения в материале проводника и нагрузки на изолятор.

• Расчетный ударный ток: i_уд.Г1 = 82,31 кА.

Для проверки необходимо, чтобы максимальное механическое напряжение (σ_макс), возникающее в проводнике от электродинамических сил, не превышало допустимого механического напряжения (σ_доп) для материала шины.

• Максимально допустимое напряжение в материале жестких шин (σ_доп) принимается равным 70% от временного сопротивления разрыву материала шины (σ_р):
  σдоп = 0,7 ⋅ σр.
• Материал токопроводов: Для наиболее распространенного материала шинопроводов – алюминиевого сплава АД31Т (закаленного и естественно состаренного, по ГОСТ 15176-89) – временное сопротивление разрыву составляет σр = 127 МПа.
• Расчет допустимого механического напряжения:
  σдоп = 0,7 ⋅ 127 МПа = 88,9 МПа.

Далее, используя формулы для расчета электродинамических сил и механических напряжений в шинах (зависящих от длины пролета, расстояния между шинами, сечения шины), проверяется, что σ_макс ≤ σ_доп.
Например, электродинамическая сила на 1 метр длины шины рассчитывается по формуле:

F = kдин ⋅ (2 ⋅ iуд2 / a) ⋅ 10-7,

где F – сила (Н/м), k_дин – коэффициент динамического действия тока КЗ, i_уд – ударный ток (А), a – расстояние между осями фаз (м).
Зная эту силу, можно определить изгибающий момент и, соответственно, максимальное напряжение в шине.

Производители комплектных токопроводов обычно предоставляют гарантированные значения электродинамической стойкости, выраженные в максимальном ударном токе, который может выдержать шинопровод. Необходимо убедиться, что это значение превышает наш расчетный i_уд.Г1 = 82,31 кА.

Заключение

Проведенное техническое проектирование электрической части гидроэлектростанции мощностью 8х200 МВт продемонстрировало комплексный подход к обеспечению надежности и эффективности крупного генерирующего объекта. Все этапы проектирования, от выбора основных параметров генераторов до расчета токов короткого замыкания и проверки оборудования, осуществлялись в строгом соответствии с требованиями нормативно-технической документации, включая актуальные редакции ПУЭ и ГОСТ.

Ключевые результаты работы:

• Выбор гидрогенераторов: Определены основные номинальные параметры генераторов (S_ном = 235,29 МВА, P_ном = 200 МВт, U_ном = 18 кВ, cosφ = 0,85) и приняты типовые электротехнические параметры, обеспечивающие их стабильную работу в энергосистеме.
• Оптимизац��я главной электрической схемы: Для ГЭС суммарной мощностью 1600 МВт было строго обосновано применение напряжения выдачи мощности 500 кВ как наиболее оптимального для интеграции в магистральные сети ЕЭС РФ с минимизацией потерь. Выбор «Схемы полуторной» для ОРУ 500 кВ обоснован как наиболее надежный, гибкий и соответствующий требованиям ПУЭ для объектов высокого класса напряжения с большим числом присоединений, обеспечивающий максимальную ремонтопригодность и живучесть системы.
• Расчет токов короткого замыкания: Выполнен пошаговый расчет трехфазного короткого замыкания в критических точках схемы (выводы генераторов и шины ОРУ 500 кВ), определены начальные действующие значения периодической составляющей и ударные токи КЗ. Полученные значения (например, I_к⁽³⁾ ≈ 34,28 кА на выводах генератора, i_уд ≈ 82,31 кА) легли в основу дальнейших проверок.
• Выбор и проверка коммутационных аппаратов: Выбраны и проверены выключатели на напряжении 18 кВ и 500 кВ по отключающей способности, термической и электродинамической стойкости. Критически важным аспектом стало строгое соблюдение ПУЭ (п. 1.4.8) в части использования расчетного времени КЗ t_к = 4 с для проверки термической стойкости оборудования в цепях генераторов мощностью ≥ 60 МВт, что является фундаментальным требованием безопасности и надежности.
• Выбор и расчет генераторных токопроводов: Обосновано применение комплектных пофазно-экранированных токопроводов. Проверка токопроводов по длительному нагреву, термической и электродинамической стойкости также учла требование tк = 4 с. Детализирован расчет допустимого механического напряжения σдоп = 88,9 МПа для алюминиевого сплава АД31Т, что подтверждает глубокую проработку инженерных решений.

Все расчеты и выборы оборудования подтверждают соответствие проекта нормативным требованиям и обеспечивают высокий уровень надежности и безопасности функционирования ГЭС.

Дальнейшие задачи проектирования в рамках развития курсовой работы могут включать:

• Расчет однофазных и двухфазных токов короткого замыкания.
• Детальный расчет собственных нужд станции и выбор соответствующего оборудования.
• Разработку принципов релейной защиты и автоматики (РЗА) с учетом выбранной схемы и токов КЗ.
• Оценку экономической эффективности принятых решений.

Таким образом, данный технический проект предоставляет исчерпывающую основу для создания современной и надежной гидроэлектростанции, способной эффективно интегрироваться в Единую энергетическую систему страны. Достаточно ли тщательно мы оценили все возможные сценарии аварий для такой сложной системы?

Список использованной литературы

1. Рожков Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций.
2. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Минэнерго СССР, 1985.
3. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций.
4. Важной А.И. Электрические машины.
5. Типов В.В., Хуторецкий Г.М. Турбогенераторы.
6. Бажанов С.А., Батхон И.С., Баульштейн И.А. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения.
7. Указания по проектированию контрольно-измерительной системы.
8. Схемы принципиальных электрических распределительных устройств 6-750 кВ. Энергосеть проект, 1979.
9. Проектирование электрической части станций и подстанций. Энергоавтомиздат, 1985.
10. Проверка аппаратов и токоведущих устройств по режиму КЗ — электрические сети. URL: https://leg.co.ua/proverka-apparatov-i-tokoveduschih-ustroystv-po-rezhimu-kz-elektricheskie-seti (дата обращения: 07.10.2025).
11. ПУЭ: Глава 1.4. Выбор электрических аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания — «Электротехпром». URL: https://etp-perm.ru/pue/glava-1-4-vybor-elektricheskih-apparatov-i-provodnikov-po-usloviyam-korotkogo-zamykaniya (дата обращения: 07.10.2025).
12. Выбор электрических аппаратов и проводников — Energyland.info. URL: https://energyland.info/page-85-115.html (дата обращения: 07.10.2025).
13. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета. URL: https://sibkeu.ru/assets/files/gost-r-52735-2007.pdf (дата обращения: 07.10.2025).
14. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования — GOSTRF.com. URL: https://gostrf.com/documents/838 (дата обращения: 07.10.2025).
15. ГОСТ 27514-87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. URL: https://stroyinf.ru/gost/gost-27514-87-korotkie-zamykaniya-v-elektroustanovkah-metody-rascheta-v-elektroustanovkah-peremennogo-toka-napryazheniem-svyshe-1-kv (дата обращения: 07.10.2025).
16. Методические указания. URL: https://bntu.by/images/docs/mu/el/el-vvedenie-v-proekt.pdf (дата обращения: 07.10.2025).
17. Справочники » ПУЭ » Глава 1.4. Выбор электрических аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания — RusCable. URL: https://www.ruscable.ru/reference/pue/pue1-4/ (дата обращения: 07.10.2025).
18. Схемы главных электрических соединений | Гидроэлектрические станции. URL: https://leg.co.ua/shemy-glavnyh-elektricheskih-soedineniy-gidroelektricheskie-stancii (дата обращения: 07.10.2025).
19. ГОСТ Р 55260.2.1—2022. Гидроэлектростанции. ГИДРОГЕНЕРАТОРЫ. Технические требования к поставке. URL: https://fgis.gost.ru/fund/documents/63140 (дата обращения: 07.10.2025).
20. 5.1.3. Главные схемы электрических соединений — Энергетика: история, настоящее и будущее. URL: https://energetika.in.ua/content/view/28/99/lang,ru/ (дата обращения: 07.10.2025).
21. ТИПЫ И ПАРАМЕТРЫ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ — Строительные материалы и технологии. URL: https://alobuild.ru/tipy-i-parametry-gidrogeneratorov/ (дата обращения: 07.10.2025).
22. Технические требования к генерирующему оборудованию участников оптового рынка — Системный оператор Единой энергетической системы. URL: https://www.so-ups.ru/fileadmin/files/tech_doc/genco_req.pdf (дата обращения: 07.10.2025).
23. ГОСТ Р 52736— МЕТОДЫ РАСЧЕТА ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКОГО И ТЕРМИЧЕСКОГО ДЕЙСТ — НТЦ «ЭДС». URL: https://ntc-eds.ru/files/gost-r-52736-2007.pdf (дата обращения: 07.10.2025).
24. Главные схемы гидроэлектрических и гидроаккумулирующих станций | Электрическая часть электростанций | Архивы | Книги — forca.ru. URL: https://forca.ru/knigi/smotret/glavnye-shemy-gidroelektricheskih-i-gidroakkumuliruyuschih-stantsiy-elektricheskaya-chast-elektrostantsiy-43.html (дата обращения: 07.10.2025).
25. Схемы электрических соединений подстанций : учебное пособие — Уральский федеральный университет. URL: https://urfu.ru/fileadmin/user_upload/site_main/docs/uch_process/ucheb_posob/SES.pdf (дата обращения: 07.10.2025).