где Н_о.р. - норматив отчислений на амортизацию и обслуживание, %, принимается равным:

· для силового оборудования 6 кВ - 6,9%;

· для силового оборудования 110 кВ - 5,9%;

· для силового оборудования 220 кВ - 4,9%.

Расчет издержек на ремонт и обслуживание приводится в таблице 5.

Таблица 5 - Определение издержек на ремонт и обслуживание

Потери электроэнергии могут быть оценены по среднему тарифу, тыс.руб:

где - средний тариф, принимается равным 3,5 руб./кВт·ч;

- потери электроэнергии в трансформаторах за год, кВт·ч.

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе,МВт•ч, определяются по формуле:

 (21)

где - потери мощности холостого хода, кВт;

- потери мощности короткого замыкания, кВт;

- расчетная(максимальная) нагрузка трансформатора, МВЧА;

- номинальная мощность трансформатора, МВЧА;

- продолжительность работы трансформатора, равная 8760 ч;

- число часов максимальных потерь, ч.

Потери электроэнергии в автотрансформаторе ,МВт•ч, определяются по формуле:

где - число часов максимальных потерь (ч), определяется по кривой в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки .

Для определения потерь электроэнергии в трансформаторах связи необходимо построить графики перетоков мощности через них.

Мощность i-ой ступени , МВт:

ч.

.

Продолжительность максимальных потерь находится по формуле (23):

ч,

ч,

ч.

Потери отдельных обмоток , кВт, определяются по формулам:

(27)

(28)

. (29)

Потери электроэнергии в автотрансформаторах связи:

Потери электроэнергии в трансформаторах Т1,Т2, как в предыдущих схемах:

Суммарные потери электроэнергии для схемы №3:

Стоимость потерь электроэнергии по (20) равны:

Вариант 1

тыс.руб.

Вариант 2

тыс.руб.

Вариант3

тыс.руб.

Окончательно дисконтированные издержки для различных вариантов схем определяются по (18):

Вариант 1

тыс.руб.

Вариант 2

тыс.руб.

Вариант 3

тыс.руб.

Т.к., то наиболее экономически целесообразным является вариант структурной схемы №1.

1.6 Выбор и обоснование РУ всех напряжений

Распределительное устройство 220 кВ

РУ 220 кВ имеет 4 присоединения, поэтому на нем применяется схема "четырехугольник" Эта схема экономична (четыре выключателя на четыре присоединения), обладает высокой надёжностью, позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы ее элементов. Также достоинством ее является использование разъединителей только для ремонтных работ. К недостаткам схемы следует отнести более сложный выбор трансформаторов тока, выключателей, разъединителей, установленных в кольце, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется.

Распределительное устройство 110 кВ

При числе присоединений на РУ 110 кВ равном одиннадцати принимается схема две системы сборных шин с обходной с установкой на каждом присоединении одного выключателя. В данной схеме благодаря двум совмещённым шиносоединительному с обходным выключателям отсутствуют случаи потери всех присоединений. На каждой секции шин имеется свой обходной выключатель, что позволяет уменьшить ущерб от наложения планового ремонта выключателя на одной, и аварийного отключения на другой секциях(системе) шин.

Область применения данной схемы РУ ВН и РУ СН 110-220 кВ.

К недостаткам схемы можно отнести её дороговизну засчёт большого количества выключателей и потерю двух третьих присоединений при аварийных отказах секционного и шиносоединительных выключателей.

Генераторное распределительное устройство 6 кВ

Для схемы ГРУ 6 кВ с числом присоединений 44 принимается схема две секционированных системы сборных шин. Применение данной схемы на ГРУ позволяет снизить стоимость монтажа, широко применять механизацию и уменьшить время сооружения РУ. Схема проста, наглядна, экономична и достаточно надёжна. На каждую цепь необходим один выключатель.

Схема распределительных устройств всех напряжений и связи между ними показаны ниже (рисунок 9,10).

Рисунок 9 - Схемы распределительных устройств всех напряжений

2.3 Определение ударных токов, периодических и апериодических составляющих токов КЗ, расчёт тепловых импульсов

Расчет производится для точки К1.

Ударный ток КЗ , кА:

где - ударный коэффициент, определяемый, о.е.;

- базисный ток той ступени, где находится точка К1.

Генератор G1,2: ;

Генератор G3: ; .

Система: ;

Суммарный ударный ток к.з.:

.

Определение периодических и апериодических составляющих токов КЗ

Определяется значение периодической составляющей от тока КЗ в момент , с:

, (45)

где собственное время отключения выключателя, с,

время действия релейной защиты, с.

Принимается , 0,04 с, тогда:

0,04+0,01=0,05 c.

Периодическая составляющая тока КЗ определяется двумя составляющими: от системы - и от генераторов , кА:

Для системы:

кА.

Для генераторов, не удаленных от места к.з.:

где - коэффициент затухания периодической составляющей.

Номинальный ток генераторов:

.

Определяется удаленность точки к.з. от генераторов по условию:

,

условие выполняется, и к.з. в точке К1 для генератора G1 считается удаленным.

Периодическая составляющая тока КЗ для G1:

.

От остальных генераторов короткое замыкание в точке К1 считается также удаленным, так как точка к.з. находится за двумя трансформаторами, поэтому:

Для генератора G3:

;

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени , кА:

где - момент времени, когда ток КЗ достигает своего наибольшего значения, с.

Постоянные времени приняты согласно /6, таблица 3.8/.

с,

Система: T_ас =0,06с;

Генератор G1,2: T_аг =0,4с;

Генератор G3: T_аг =0,4с;

.

Расчет тепловых импульсов

Время отключения выключателя равно:

;

.

Расчет тепловых импульсов при удаленных КЗ (шины повышенного напряжения) производится по следующей формуле, кА²•с :

кА²•с.

При неудалённых КЗ расчёт тепловых импульсов производится по следующим формуле:

, (49)

где - интеграл Джоуля от периодической составляющей тока к.з., ;

- интеграл Джоуля от апериодической составляющей тока к.з., .

Тепловой импульс от периодической составляющей тока к.з., :

(50)

где - относительный интеграл Джоуля, о.е.;

- относительный интеграл от действующего значения периодической составляющей тока в месте к.з., обусловленной действием генератора, о.е.

Тепловой импульс от апериодической составляющей тока к.з., :

(51)

Если при определении интеграла Джоуля при неудалённых от генератора КЗ выполняется соотношение , то можно найти по следующей формуле:

. (52)

Таблица 7 - Расчет токов КЗ

3. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

3.1 Предварительный выбор конструкции РУ

Для РУ 220 кВ принята схема "две четырёхугольник", для РУ 100 кВ - "две системы сборных шин с обходной", (обоснование - в пункте 1.6).

Расстояния от токоведущих частей до элементов РУ и между ними выбираются исходя из класса напряжения РУ для обеспечения безопасности обслуживания. Ошиновка ОРУ выполняется гибкими неизолированными сталеалюминевыми проводами марки АС. Для крепления гибких шин предусматриваются порталы.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных к конструкциям ОРУ. Под силовыми трансформаторами предусмотрены маслоприемники, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см. Все ОРУ ограждается. Воздушные выключатели определяют необходимость наличия компрессорной установки. Для защиты ОРУ от прямых ударов молнии на опорах установлены молниеотводы.

3.2 Определение расчетных условий для выбора аппаратов и проводников по продолжительным режимам работы

Продолжительный режим работы электротехнического оборудования - это режим, продолжающийся не менее чем необходимо для достижения установившейся температуры частей электроустановки при неизменной температуре окружающей среды [2;212].

Расчетными токами продолжительного режима являются наибольший ток нормального режима I_норм, А, и наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима I_мах, А.

Определяются нормальные токи и токи наиболее тяжелых режимов для всех присоединений, в которых выбираются проводники и аппараты.

Ток в нормальном режиме в цепи генератора:

Наибольший ток нормального режима , кА:

, (35)

, (36)

кА,

кА.

Ток в цепи трансформаторов.

Токи Т1, Т2 нормального и максимального режимов на стороне ВН и НН определяются, по формуле:

(37)

кА.

кА.

Токи утяжелённого режима для блочных трансформаторов определяются их номинальными токами, а для трансформаторов связи допустимой перегрузкой в послеаварийном режиме при выходе из строя одного из трансформаторов связи , кА, по формуле

(38)

Максимальный ток блочного трансформатора, так как он не может перегружаться равен номинальному:

(39)

кА,

Цепь линии. Для параллельно работающих линий ток нормального режима , кА,

(40)

Для линии 110 кВ,

Токи утяжелённого режима для ЛЭП , кА,

(41)

Для n параллельных линий 6 кВ, присоединенных к ветви сдвоенного реактора, ток нормального режима , кА,

(42)

Ток аварийного или ремонтного режима , кА,

(43)

Для сборных шин за расчетный ток принимается ток наиболее мощного присоединения. Для РУ 220кВ и 6кВ наиболее мощными являются присоединения трансформаторов связи. Для РУ 110кВ наиболее мощными являются присоединения блочных трансформаторов. Для шин собственных нужд это пускорезервный реактор.

Ток нормального режима пускорезервного реактора , кА, на стороне 6 кВ по формуле (37)

Пускорезервный реактор не может быть нагружен мощностью больше номинальной, поэтому ток наиболее тяжелого режима не будет превышать тока нормального режима, то есть .

Ток нормального режима пускорезервного реактора , кА, на стороне НН по формуле (37)

Результаты расчёта токов по продолжительным режимам работы представлены в таблице 8.

Таблица 8 - Значения токов для продолжительных режимов.

3.3 Выбор выключателей и разъединителей

При выборе зависимость параметров, то допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

По напряжению установки:

. (44)

По длительному току:

; . (45)

По отключающей способности на симметричный ток отключения:

. (46)

где - номинальный отключаемый ток выключателя, кА, по[1].

На возможность отключения апериодической составляющей тока к.з.:

, (47)

где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф, кА;

- номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, по [1].

Если условие соблюдается, а , то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току к.з.:

. (48)

На электродинамическую стойкость:

, (49)

, (50)

где - действующее значение предельного сквозного тока к.з., кА, по [1];

- амплитудное значение предельного сквозного тока к.з., кА, по [1].

На термическую стойкость:

, (51)

где - предельный ток термической стойкости, кА, по [1];

- длительность протекания тока термической стойкости, с, по [1].

Выбор разъединителей производится:

По напряжению установки:

. (52)

По длительному току:

; .

По электродинамической стойкости:

,

,

где - действующее значение предельного сквозного тока к.з., кА, по [1];

- амплитудное значение предельного сквозного тока к.з., кА, по [1].

По термической стойкости:

,

где - предельный ток термической стойкости, кА, по [1];

- длительность протекания тока термической стойкости, с, по [1].

В современной практике принято использовать при напряжении ниже 330 кВ использовать масляные и маломасляные выключатели РУ-220 кВ

На напряжение 220 кВ выбирается выключатель ВЭК-220-40/2000У1 и разъединитель РНДЗ-1-220/630 Т1 по [1] и проверяются по приведенной выше методике. Результаты проверки приведены в таблице 9.

Таблица 9 - Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 220 кВ

РУ-110 кВ

На напряжение 110 кВ выбирается выключатель ВЭК-110-40/2000У1 и разъединитель РНДЗ-1-110/630У1 по [1] и проверяются по приведенной выше методике. Результаты проверки приведены в таблице 10.

Таблица 10 - Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 35 кВ

РУ-6 кВ

На напряжение 6 кВ выбирается выключатель ВВГ-20-160/12300У3 и разъединитель РВП-20/12500У3 по [1] и проверяются по приведенной выше методике. Результаты проверки приведены в таблице 11.

Таблица 11 - Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 6 кВ

Система собственных нужд.

Выключатели в системе СН ВЭ-6-40-1600УЗ выбирается по [1] и проверяются по приведенной выше методике. Результаты проверки приведены в таблице 16.

Таблица 12 - Выбор выключателей и разъединителей для системы собственных нужд

Таким образом, выбранные выключатели удовлетворяют всем необходимым условиям, поэтому они могут быть приняты к установке на проектируемой электростанции.

3.4 Выбор реакторов

Реакторы выбираются по номинальным напряжению, току и индуктивному сопротивлению.

К установке на линиях принимаются выключатели ВЭ-6-40/1600У3 с

Намечается на секцию ГРУ сдвоенный реактор серии РБСГ на номинальное напряжение 10 кВ с номинальным током ветви 1600 А. Линии распределены по 10 на каждую ветвь реактора. Таким образом, максимальный ток в одной ветви , кА,

Результирующее сопротивление цепи КЗ , Ом, при отсутствии реактора

(53)

Требуемое сопротивление цепи КЗ , Ом, из условия обеспечения номинальной отключающей способности выключателя

(54)

Требуемое сопротивление реактора , Ом, для ограничения тока КЗ

 (55)

Выбирается окончательно реактор РБСГ-10-21600-0,14У3 с параметрами: кВ, А, Ом, кА.

Результирующее сопротивление цепи КЗ , Ом, с учетом реактора

(56)

Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ , кА, за реактором

(57)

Проверка стойкости реактора в режиме КЗ.

Электродинамическая стойкость. Ударный ток КЗ , кА,

(58)

Условие электродинамической стойкости , кА,

кА> кА

выполняется.

Термическая стойкость. Условие термической стойкости , кА²·с,

кА²·с

выполняется.

Остаточное напряжение на шинах ГРУ при КЗ за реактором , %,

(59)

Потеря напряжения , %, при протекании максимального тока в нормальном режиме работы

(60)

Выбранный реактор удовлетворяет всем предъявляемым требованиям.

Проверка секционного реактора.

Необходимо проверить принятый секционный реактор РБДГ 10-4000-0,18У3.

Проверка стойкости реактора в режиме КЗ

Выбранный реактор обладает необходимой стойкостью в режиме КЗ.

Проверка пускорезервного реактора собственных нужд.

Необходимо проверить принятый реактор РБ 10-630-0,25У3.

Проверка стойкости реактора в режиме КЗ

Выбранный реактор обладает необходимой стойкостью в режиме КЗ.

Проверка реакторов собственных нужд.

Необходимо проверить принятый реактор РБ 10-400-0,35У.

Проверка стойкости реактора в режиме КЗ

Выбранный реактор обладает необходимой стойкостью в режиме КЗ.

3.5 Выбор шин, токопроводов, изоляторов

Выбор сборных шин 220 кВ

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимается сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае автотрансформатора связи:

Imax = Iном = 598 А.

Принимается провода АС -400/51, Iдоп = 825 А.

Проверка по максимальному току производится по условию:

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, намечают типы и количество измерительных и регистрирующих приборов. Определяется нагрузка по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока (таблица 13).

Таблица 13 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока (ТЛП-10-1)

Наибольшая нагрузка приходится на трансформатор фазы А.

Сопротивление приборов , Ом: