Проектирование электрической части КЭС-1580 МВт

440/1, 220/1

440/1, 220/1

440/1, 220/1

440/1, 220/1

440/1, 220/1

440/1, 220/1

440/1, 220/1

-

В большинстве случаев отказы выключателей сопровождаются потерей одного генератора мощностью 220 МВт на время 1 час, необходимое для совершения оперативных переключений. Если в период ремонта одного из выключателей блока возникает отказ второго (например, в период ремонта Q1 отказывает Q2, при этом мы теряем генератор G6), то время простоя блока составит:

ч [1];

где - среднее время восстановления отказавшего i - ого выключателя, - средняя длительность планового ремонта j - ого выключателя.

Если, например, происходит отказ выключателя QA при ремонте выключателя Q1, то теряется суммарная мощность , через час восстанавливается работоспособность генератора 220 МВт, а еще через час - генератора 220 МВт, примем именно такой порядок восстановления, как наиболее рациональный.

5. Суммарная длительность расчетных аварийных ситуаций за год:

РУ 110 кВ:

При отказах ВГ на блоке 220 МВт:



6. Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему:

От отказов РУ:

От отказов ВГ:

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему:

Не учитываем среднегодовой недоотпуск энергии вследствие нарушения работы линий и АТС, так как предполагаем, что при отключении одной (двух) линии оставшиеся могут взять на себя полную нагрузку потребителя.

Следовательно, ущерб от недоотпуска энергии будет состоять лишь из ущерба для системы.

Расчет затрат на ОРУ-110кВ:



Стоимость ячейки выключателей взята из п.6

Не будем учитывать капиталовложения для генераторных выключателей, так как они имеются в обеих схемах.

Расчет годовых издержек.

Годовые издержки:

,

где

- амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт);

- норма амортизационных отчислений за 1 год;

- издержки на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала);

При , .

.

Примем удельный ущерб системе согласно [2], стр.97.

Вариант 2. Одинарная секционированная система сборных шин с обходной с одним секционным выключателем. Нормально обе секции шин находятся под напряжением, и шиносоединительный выключатель включен. Установим, что за 1СШ закреплены T7, АТС1, W1, W3, W5 а за 2СШ закреплены T6, W2, W4, W6, АТС2.

Рис. 8 Одинарная секционированная система сборных шин с обходной с одним секционным выключателем

Частота отказов выключателей 110 кВ:

Определим частоту отказов выключателей 110 кВ. Согласно [1], воздушный выключатель на 110 кВ обладает следующими параметрами:

Таблица 7

Элемент	, 1/год	TВ, ч/1	, 1/год	TР, ч/1
Выключатель воздушный 110 кВ	0,02	20	0,2	45

2. Составим горизонтальный ряд ремонтных режимов выключателей и определим вероятность ремонтного режима по формуле:

;

3. Вероятность нормального состояния схемы есть величина обратная:

; где N - количество выключателей в схеме;

В рассматриваемой схеме установлены генераторные выключатели, этот факт необходимо учитывать, так как генераторные выключатели (ВГ) снижают число операций выключателями РУ 110, что приводит к уменьшению вероятности , однако, ВГ сами подвержены отказам.

Вероятность ремонтного состояния блока :

.

Вероятность нормального состояния блока :

Заполняем таблицу расчетных связей:

Обозна чения

Частота отказов

Теряемая генерирующая мощность и средняя продолжительность аварии в режиме

Нормальном qo=0,99

ремонтном q=0,001

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

Q10

Q0

QA

Q1

0,02

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

Q2

0,02

220/1

220/42,6

-

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/1

Q3

0,02

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

Q4

0,02

220/1

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

Q5

0,02

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

Q6

0,02

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

Q7

0,02

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

Q8

0,02

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

220/1

220/1

Q9

0,02

220/1

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

220/42,6

-

220/42,6

220/42,6

220/1

Q10

0,02

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

-

220/1

220/1

Q0

0,02

-

220/1

220/42,6

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/1

220/42,6

220/1

-

-

QA

0,02

440/1, 2220/1

440/1, 2220/1

440/1, 2220/1

440/1, 2220/1

440/1, 2220/1

440/1, 2220/1

440/1, 2220/1

440/1, 2220/1

440/1, 2220/1

440/1, 2220/1

440/1, 2220/1

440/1, 2220/1

-

В большинстве случаев отказы выключателей сопровождаются потерей одного генератора мощностью 220 МВт на время 1 час, необходимое для совершения оперативных переключений. Если в период ремонта одного из выключателей блока возникает отказ второго (например, в период ремонта Q5 отказывает Q2, при этом мы теряем генератор G7), то время простоя блока составит:

ч [1];

где - среднее время восстановления отказавшего i - ого выключателя, - средняя длительность планового ремонта j - ого выключателя.

где - среднее время восстановления отказавшего i - ого выключателя, - средняя длительность планового ремонта j - ого выключателя.

Если, например, происходит отказ выключателя QА при ремонте выключателя Q1, то теряется суммарная мощность , через час восстанавливается работоспособность генератора 220 МВт, а еще через час - генератора 220 МВт, примем именно такой порядок восстановления, как наиболее рациональный.

5. Суммарная длительность расчетных аварийных ситуаций за год:

РУ 110 кВ:

При отказах ВГ на блоке 220 МВт:

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему:

От отказов РУ:

От отказов ВГ:

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему:

Не учитываем среднегодовой недоотпуск энергии вследствие нарушения работы линий и АТБ, так как предполагаем, что при отключении одной (двух) линии оставшиеся могут взять на себя полную нагрузку потребителя.

Следовательно, ущерб от недоотпуска энергии будет состоять лишь из ущерба для системы.

Расчет затрат на ОРУ-110кВ:

Стоимость ячейки выключателей взята из п.6

Не будем учитывать капиталовложения для генераторных выключателей, так как они имеются в обеих схемах.

Расчет годовых издержек.

Годовые издержки:

,

где

- амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт);

- норма амортизационных отчислений за 1 год;

- издержки на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала);

При , .

.

Примем удельный ущерб системе согласно [2], стр.97.

Сравним затраты по первому и второму вариантам:

.

Таким образом, оба варианта по приведенным затратам равноценны.

Следовательно, оценка и выбор оптимального варианта должны приводиться на основании нестоимостных показателей.

Несомненное достоинство схемы первого варианта в том, что она является более надежной типовой, проверенной в эксплуатации схемой, более удобной, чем схема второго варианта. Все присоединения в ней распределены равномерно между системами шин. Поэтому в качестве схемы РУ 110 кВ принимаем схему с двумя несекционированными системами шин с одним шиносоединительным выключателем и с обходной системой шин.

6. РАСЧЁТ ТОКОВ К.З.

Для проверки проводников и аппаратов данного присоединения по аварийному режиму необходимо прежде всего рассчитать токи к.з. Данный процесс, следуя [5, стр.48] состоит из следующих этапов:

Составление расчетной схемы проектируемой электростанции;

Составление схемы замещения и расчет параметров ее элементов;

Определение расчетных точек к.з., расчетного времени к.з. и расчетного вида к.з.

Ручной расчет одной точки к.з.

Преобразование исходной схемы замещения;

Определение периодической составляющей тока к.з. в начальный момент времени;

Определение ударного тока к.з.;

Расчет составляющих тока к.з. в заданный момент времени (при необходимости);

Расчет остальных намеченных точек к.з. на ПЭВМ;

Формирование итоговой таблицы токов к.з. проектируемой электростанции;

«Ручной» расчет токов к.з. производят по следующей схеме:

Для принятой расчетной схемы составляют электрическую схему замещения;

С помощью эквивалентных преобразований поэтапно приводят схему замещения к простейшему виду таким образом, чтобы каждый источник питания или группа источников с результирующей ЭДС были связанны с точкой к.з. одним сопротивлением (XРЕЗ);

Определяют начальное значение периодической составляющей тока к.з. (iПО);

Определяют периодическую и апериодическую составляющие тока к.з. для заданного момента времени (t); при - время расхождения контактов выключателя;

Расчет токов короткого замыкания производится в целях определения параметров, необходимых для выбора коммутационного оборудования, токопроводов, кабелей, шин и других проводников, опорных и несущих конструкций, токоограничивающих средств и др.

В качестве расчётного вида КЗ будем принимать трехфазное КЗ. При создании реального проекта проверку на термическую и динамическую стойкость проводников и аппаратов производят не только по току трехфазного замыкания. Например, термическое действие тока двухфазного КЗ в некоторых случаях может быть выше термического действия тока трехфазного замыкания. Но в курсовом проектировании у нас нет возможности проверять все варианты, поэтому выбор оборудования на термическую и динамическую стойкость мы будем производить по току трехфазного КЗ, поэтому последующие расчеты будут производиться лишь для этого вида замыканий.

Расчетная схема и схема замещения:

На рисунке обозначена точка, для которой производится «ручной» расчет, и точки для которых проведен расчет на ЭВМ.

6.1 Расчет токов КЗ вручную

Точка К1

№	Тип ТГ													Сх. сое-ния обмоток статора
							о.е.	с	с
1	ТЗВ-320-2У3	3000	320	20	0,85	10,9	0,173	0,3	1,698	0,211	0,0963	0,388	0,297
2	ТЗВ-220-2У3	3000	220	15,75	0,85	8,625	0,19	0,275	1,88	0,232	0,086	0,307	0,243
3	ТВВ-500-2Е У3	3000	500	20	0,85	17	0,242	0,355	2,56	0,295	0,141	0,34		2

Рис. 9 Исходная расчетная схема

Составление схемы замещения:

Технические характеристики элементов схемы:

Таблица 8

№	Тип Т или АТ			Потери
			ВН	СН	НН
							ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
Т1,Т2	ТДЦ-400000/500	400	525	-	20	315	-	790	-	-	13	-
Т3	ТЦ-630000/500	630	525	-	20	410	-	1210	-	-	14	-
Т6,Т7	ТДЦ-250000/110	250	121	-	15,75	200	-	640	-	-	10,5	-
АТС1, АТС2	АТДЦТН-250000/500/110	250	500	121	38,5	220	1050	-	-	13	33	18,5

№	Генераторы	SНОМ, МВА	PНОМ, МВт	UНОМ, кВ	cos Н	X//Н, отн. ед.
G1, 2	ТЗВ-320-2У3	376	320	20	0,85	0,173
G6, 7	ТЗВ-220-2У3	258,8	220	15,75	0,85	0,1906
G3	ТВВ-500-2Е У3	588	500	20	0,85	0,242
№	Линии	r, Ом/км	X, Ом/км
Система SС=2300 МВА	500 кВ	-	0,14

Схема замещения:

Рис. 10 Схема замещения

Расчет будем вести в относительных единицах при базисных условиях, используя точное приведение.

За основную ступень напряжения выбираем I:

.

.

.

Определим базисные величины для остальных ступеней напряжения:

;

;

;

;

;

;

.

;

.

;

Сопротивления генераторов ТЗВ-320-2У3:

Сопротивления генераторов ТЗВ-220-2У3:

Сопротивления генераторов ТВВ-500-2Е У3:

Сопротивление трансформаторов блочных ТЦ-630000/525/20:

.

Сопротивление трансформаторов блочных ТДЦ-400000/500:

.

Сопротивление трансформаторов блочных ТДЦ-250000/110:



Сопротивление автотрансформаторов связи АТДЦТН-250000/500/110:

.

Сопротивление ЛЭП:

ВЛ-500 кВ длиной 110 км

Сопротивление системы:

;

( - определено по [4], стр.105.).

ЭДС генераторов ТВВ-500-2Е У3 на 500 кВ:

;

;

ЭДС генераторов ТЗВ-320-2У3:

;

;

ЭДС генераторов ТЗВ-220-2У3 на 220 кВ:

;

;

ЭДС системы:

.

Для проведения «ручного» расчета схему замещения была упрощена, исключены из нее все нагрузки, непосредственно не соединенные с точкой к.з. (С напряжения 110 кВ подразумеваются ещё как минимум 3 ступени трансформации, когда по ГОСТу уже через две ступени трансформации подпитку от нагрузки можно не учитывать, с подпиткой от двигателей СН ситуация аналогична.)

Составим схему замещения, обозначив сопротивления в относительных единицах при заданных базисных условиях.

Рис. 11 Схема замещения с нанесенными параметрами

Преобразуем схему замещения.

Далее символы , , , опускаются для упрощения записи (кроме тех мест, где они специально указаны).

;

;

;

;

.

Тогда схема примет вид трехлучевой звезды, изображенный на Рис. 8.4.

Рис. 12 . Трехлучевая схема замещения

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-320-2У3 и ТВВ-500-2У3 на напряжении 500 кВ для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-220-2У3 для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. от системы для :

.

Стоит уточнить, что токи как от одной группы генераторов, так и от другой являются величинами, приведенными к основной ступени напряжения (но с целью упрощения символ опущен).

Результирующая периодическая составляющая тока в точке короткого замыкания для :

.

Ударный ток от группы генераторов ТЗВ-320-2У3 и ТВВ-500-2У3:

Часть вклада в общий ток от каждой группы генераторов обратно пропорциональна их сопротивлениям:

.

Ударный ток от группы генераторов ТЗВ-220-2У3 на 110 кВ:

.

Ударный ток от системы:

.

Ударные коэффициенты определены по [2].

Результирующий ударный ток в точке короткого замыкания:

.

Для установки на напряжение могут быть рассмотрены выключатели элегазовые 500, собственное время отключения которых . Минимальное время действия релейной защиты принимается равным [2].

Тогда расчетное время отключения к.з.:

.

Апериодическая составляющая тока к.з. для произвольного момента времени может быть определена аналитически.

Апериодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-320-2У3 на 500 кВ для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТВВ-500-2Е У3 на напряжении 500 кВ для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-220-2У3 для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от системы для :

.

Постоянные времени затухания апериодической составляющей тока к.з. определены по [2].

Результирующая апериодическая составляющая тока в точке короткого замыкания для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. имеет достаточно сложный закон изменения во времени и для её определения существует ряд практических методов. Воспользуемся методом типовых кривых [3]. Данный метод позволяет определить значение периодической составляющей тока к.з. для интервала времени 0-0,5с. Кривые построены для турбогенераторов мощностью от до .

.

Поскольку , то принимаем согласно [5].

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТВВ-500-2Е У3 на 500 кВ для :

.

.

Поскольку , то принимаем согласно [2].

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-320-2У3 для :

Поскольку , то принимаем согласно [2].

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-220-2У3 на 110 кВ для :

.

.

Периодическая составляющая тока к.з. от системы, непосредственно связанной с точкой КЗ для , согласно [2]:

.

Результирующий ток к.з. от группы генераторов ТЗВ-320-2У3 для :

.

Результирующий ток к.з. от группы генераторов ТВВ-500-2Е У3 для :

.

Результирующий ток к.з. от группы генераторов ТЗВ-220-2У3 для :

.

Результирующий ток к.з. от системы для :

.

Суммарный ток короткого замыкания для :

.

Таблица 9

Точка к.з.	Источник	,	,	,	,
Шины 500	Система	12,31	33,1	4,78	12,42
	G1+G2	2,95	8,22	2,07	3,83
	G3	1,67	4,66	1,25	2,19
	G6+G7	1,44	4,0	1,22	1,84
		18,37	49,98	9,32	20,28

Дальнейший расчет будем производить в программе, предназначенной для расчета токов к.з. KZ3F. Ниже приведены результаты расчета программы, снятые непосредственно с экрана монитора и обработанные в программе Microsoft Office Picture Manager. Сравним результаты, полученные при ручном счете с результатами, полученными при использовании программы KZ3F:

Разница ручного и компьютерного расчета начального действующего значения тока к.з. составила:

Разница ручного и компьютерного расчета значения ударного тока к.з. составила:

Разница находится в допустимых пределах, поэтому можно проводить дальнейшие расчёты с помощью ЭВМ.

Результаты остальных расчетов с использованием программы KZ3F приведены ниже

6.2 Расчет токов КЗ с помощью программы

Точка К2

Точка К3

Точка К4



Точка К5

Точка К6

7. РАСЧЕТ ТОКОВ К.З. И ИНТЕГРАЛА ДЖОУЛЯ ДЛЯ НЕОБХОДИМЫХ ТОЧЕК

Для выбора электрооборудования необходимо знать токи к.з не только в начальный момент короткого замыкания, но и по прошествии некоторого времени (в момент отключения к.з.). Также необходимо определить интеграл Джоуля. С помощью компьютера (программы KZ 3F) были получены следующие результаты.

Таблица 10

Точка к.з.	Источник	,	,
Точка №1, Шины 500	G1	1,57	4,37
	G2	1,57	4,37
	G3	2,03	5,64
	Система	12,2	33,3
	АТС1	0,744	2,03
	АТС2	0,744	2,03
		19,2	52,9
Точка №2, Шины 110	G6	4,83	13,3
	G7	4,83	13,3
	АТС1	7,93	21,4
	АТС2	7,93	21,4
		25,5	69,5
Точка №3, У генератора G1 (G2)	G1 (G2)	69,2	193
	G2(G1) ,G3,АТС1, АТС2, Система	76,1	210
		145	403
Точка №4, У генератора G3	G3	80,4	224
	G1 ,G2, АТС1, АТС2, Система	102	282
		182	506
Точка №5, У генератора G6 (G7)	G6 (G7)	55,4	154
	G7 (G6), АТС1, АТС2	57	155
		112	309
Точка №6, РТСН	АТС1	14,7	39,6
	АТС2	14,7	39,6
		29,3	79,3

Для определения значения периодической составляющей тока короткого замыкания для расчетного времени отключения переведем токи в относительные единицы при номинальных условиях и воспользуемся типовыми кривыми по [3]. Определение апериодической составляющей тока короткого замыкания для будем производить, считая её изменение экспоненциальным. Постоянные времени затухания апериодической составляющей тока к.з. определены по [2]. Надо отметить, что данное расчетное время отключения () берется предварительно для выключателей на 500кВ, но может применяться в качестве расчетного для других ступеней напряжения, т.к. время отключения других выключателей (с учетом времени действия РЗ) не превышает данную величину, и как следствие, расчет будет вестись с некоторым запасом. В реальном проектировании следовало бы задаваться конкретными временами отключения для каждого из отдельных выключателей. В учебном проектировании это допустимо не выполнять.

Также заранее стоит оговориться, что для выбора электрооборудования представляют интерес именно максимальные токи короткого замыкания для каждой из ветвей (т.е. полное токораспределение определять не надо). Так, к примеру, при к.з. у генератора выключатель должен суметь отключить как ток от генератора, так и ток от системы. Поэтому и определяться должен именно наибольший из этих двух токов. Также в ряде ситуаций по указанию преподавателя с целью уменьшения трудозатрат допустимо систему считать источником бесконечной мощности (то есть периодическая составляющая тока к.з. с течением времени не меняется). Данное допущение при расчете токов идет в запас и не сказывается на правильности выбора электрооборудования (если выключатель отключит ток с запасом (наибольший ток), то реальный ток отключит точно). В тех ситуациях, где сказать сразу сложно, какое для данной ветви к.з. является более опасным (к примеру, ветвь с АТС, опаснее к.з. на шинах 110 или на шинах 500?) просчитываются все самые опасные ситуации, а затем выбирается наибольший ток короткого замыкания для данной ветви.

Точка №1, к.з. на шинах 500кВ.

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-320-2У3 и ТВВ-500-2У3 на напряжении 500 кВ для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-220-2У3 для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. от системы для :

.

Стоит уточнить, что токи как от одной группы генераторов, так и от другой являются величинами, приведенными к основной ступени напряжения (но с целью упрощения символ опущен).

Результирующая периодическая составляющая тока в точке короткого замыкания для :

.

Ударный ток от группы генераторов ТЗВ-320-2У3 и ТВВ-500-2У3:

Часть вклада в общий ток от каждой группы генераторов обратно пропорциональна их сопротивлениям:

.

Ударный ток от группы генераторов ТЗВ-220-2У3 на 110 кВ:

.

Ударный ток от системы:

.

Ударные коэффициенты определены по [2].

Результирующий ударный ток в точке короткого замыкания:

.

Для установки на напряжение могут быть рассмотрены выключатели элегазовые 500, собственное время отключения которых . Минимальное время действия релейной защиты принимается равным [2].

Тогда расчетное время отключения к.з.:

.

Апериодическая составляющая тока к.з. для произвольного момента времени может быть определена аналитически.

Апериодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-320-2У3 на 500 кВ для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТВВ-500-2Е У3 на напряжении 500 кВ для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-220-2У3 для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от системы для :

.

Постоянные времени затухания апериодической составляющей тока к.з. определены по [2].

Результирующая апериодическая составляющая тока в точке короткого замыкания для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. имеет достаточно сложный закон изменения во времени и для её определения существует ряд практических методов. Воспользуемся методом типовых кривых [3]. Данный метод позволяет определить значение периодической составляющей тока к.з. для интервала времени 0-0,5с. Кривые построены для турбогенераторов мощностью от до .

.

Поскольку , то принимаем согласно [5].

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТВВ-500-2Е У3 на 500 кВ для :

.

.

Поскольку , то принимаем согласно [2].

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-320-2У3 для :

Поскольку , то принимаем согласно [2].

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-220-2У3 на 110 кВ для :

.

.

Периодическая составляющая тока к.з. от системы, непосредственно связанной с точкой КЗ для , согласно [2]:

.

Результирующий ток к.з. от группы генераторов ТЗВ-320-2У3 для :

.

Результирующий ток к.з. от группы генераторов ТВВ-500-2Е У3 для :

.

Результирующий ток к.з. от группы генераторов ТЗВ-220-2У3 для :

.

Результирующий ток к.з. от системы для :

.

Суммарный ток короткого замыкания для :

.

Точка №2, к.з. на шинах 110кВ.

.

Поскольку , то принимаем по [4].

Периодическая составляющая тока к.з. от каждого из генераторов группы ТЗВ-220-2У3 на 220 кВ для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от каждого из группы генераторов ТЗВ-220-2У3 для :

.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. определена по [2].

.

Поскольку , то принимаем по [4] .

Периодическая составляющая тока к.з. от каждого из АТС для :

.

В данном случае мы можем принять, что за автотрансформатором находятся шины бесконечной мощности

Можно выразить из программы

,

Апериодическая составляющая тока к.з. от каждого из АТС для

.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. определена по [2].

Точка №3, к.з. у генератора G1 (G2)

В данном случае точка к.з. будет в основном подпитываться от генератора и через блочный трансформатор. В данной ситуации можно считать, что за блочным трансформатором находятся шины бесконечной мощности, а следовательно, периодическая составляющая тока остается неизменной и равной

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от блочного трансформатора для

 :

Можно выразить из программы

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. определена по [2].

Поскольку , то принимаем по [4].

Периодическая составляющая тока к.з. от генератора ТЗВ-320-2У3 на 500 кВ для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от каждого из группы генераторов ТЗВ-320-2У3 для :

.

Поскольку на данном присоединении (цепь ввода генератора, работающего по схеме генератор-трансформатор) выбор аппаратов производится по наибольшему току КЗ или от самого поврежденного генератора, или от всех остальных источников питания вместе взятых, то необходимо проверить какой из токов КЗ будет наибольшим, т.е. сравним , , либо полный ток в месте КЗ: .

Видим, что , следовательно, выбирать аппараты будем по току от системы

Точка №4, к.з. у генератора G3.

Аналогично Точке №3.

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от блочного трансформатора для

:

Можно выразить из программы

.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. определена по [2].

.

Поскольку , то принимаем по [4].

Периодическая составляющая тока к.з. от генератора ТВВ-500-2У3 на 220 кВ для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от генератора ТВВ-500-2У3 для :

Поскольку на данном присоединении (цепь ввода генератора, работающего по схеме генератор-трансформатор) выбор аппаратов производится по наибольшему току КЗ или от самого поврежденного генератора, или от всех остальных источников питания вместе взятых, то необходимо проверить какой из токов КЗ будет наибольшим, т.е. сравним , , либо полный ток в месте КЗ: .

Видим, что , следовательно, выбирать аппараты будем по току от системы.

Точка №5, к.з. у генератора G6 (G7).

Аналогично Точке №4.

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от блочного трансформатора для

: .

Можно выразить из программы

,

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. определена по [2].

.

Поскольку , то принимаем по [4].

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов ТЗВ-220-2У3 на 220 кВ для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от генератора ТЗВ-220-2У3 для :э

Поскольку на данном присоединении (цепь ввода генератора, работающего по схеме генератор-трансформатор) выбор аппаратов производится по наибольшему току КЗ или от самого поврежденного генератора, или от всех остальных источников питания вместе взятых, то необходимо проверить какой из токов КЗ будет наибольшим, т.е. сравним , , либо полный ток в месте КЗ: .

Видим, что , а полный ток:

Результирующий ток к.з. от генератора ТЗВ-220-2У3 для :

.

Результирующий ток к.з. от системы для :

.

следовательно, выбирать аппараты будем по току от системы.

Точка №6, к.з. на РТСН.

.

Поскольку , то принимаем по [4] .

Периодическая составляющая тока к.з. от каждого из АТС для :

.

В данном случае мы можем принять, что за автотрансформатором находятся шины бесконечной мощности

Можно выразить из программы

,

Апериодическая составляющая тока к.з. от каждого из АТС для

.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. определена по [2].

Для выбора электрооборудования необходимо определить тепловой импульс (интеграл Джоуля) , который характеризует термическое действие тока к.з. за время отключения . Время отключения складывается из времени действия релейной защиты данной цепи () с учетом действия АПВ и полного времени отключения (примем 0,2с для расчета с запасом - это одно из самых больших времен отключения, в реальности быстрее), которое указывается в каталожных данных.

Тогда . Для цепей генераторов с ПУЭ рекомендует принимать , т.е. по времени действия резервной релейной защиты.

Методика аналитических расчетов интеграла Джоуля зависит от расчетной схемы электроустановки, положения расчетной точки КЗ и ее удаленности от генераторов, синхронных компенсаторов и электродвигателей по [4].При этом возможны следующие случаи:

а) исходная расчетная схема электроустановки имеет произвольный вид, но для всех генераторов и синхронных компенсаторов КЗ является удаленным, т.е. отношение действующего значения периодической составляющей тока любого генератора или синхронного компенсатора в начальный момент КЗ к его номинальному току менее двух. В этом случае все источники электрической энергии путем преобразования схемы замещения должны быть заменены одним эквивалентным источником, ЭДС которого принимают неизменной по амплитуде, а индуктивное сопротивление равным результирующему эквивалентному сопротивлению элементов расчетной схемы;

б) исходная расчетная схема содержит один или несколько однотипных и одинаково удаленных от расчетной точки КЗ генераторов (синхронных компенсаторов), причем расчетное КЗ является близким: действующее значение периодической составляющей тока генератора (синхронного компенсатора) превышает его номинальный ток в 2 и более раза;

в) исходная расчетная схема содержит произвольное число источников энергии, для которых расчетное КЗ является удаленным, а также генератор (синхронный компенсатор), который связан с точкой КЗ по радиальной схеме и это КЗ для него является близким. При этом все удаленные источники энергии и связывающие их с точкой КЗ элементы расчетной схемы следует объединить в отдельную ветвь и эквивалентную ЭДС в этой ветви считать неизменной по амплитуде;

г) исходная расчетная схема содержит различные источники энергии, для которых расчетное КЗ является удаленным, и группу электродвигателей, причем расчетная точка КЗ находится на шинах, к которым подключены электродвигатели. При этом на схеме замещения все удаленные источники энергии и связывающие их с точкой КЗ элементы расчетной схемы следует объединить в отдельную ветвь и эквивалентную ЭДС в этой ветви считать неизменной по амплитуде.

Точка №1, к.з. на шинах 500кВ.

Интеграл Джоуля является сложной функцией, зависящей от параметров источников энергии, конфигурации исходной расчетной схемы, электрической удаленности места КЗ от источников и других факторов. Наиболее сложным является случай определения интеграла Джоуля вблизи генераторов или СК. В формуле в качестве можно принять наибольшее из значений тех источников, которые подпитывают место КЗ, если таковых несколько, так как это ведет к увеличению расчетного интеграла Джоуля и не дает погрешности при проверке аппаратов на термическую стойкость. по [4]

При к.з. в данной точке для выбора шин мы должны вычислить суммарный интеграл от всех источников, для системы бесконечной мощности и для генераторов с учетом их тиристорной системы возбуждения.

Определим интеграл Джоуля от системы:

.

- периодическая составляющая тока к.з.

- постоянная времени цепи к.з по [2].

Определим интеграл Джоуля от генераторов ТЗВ-320 МВт:

где - относительный интеграл Джоуля, определяемый по [4].

Определим интеграл Джоуля от генератора ТВВ-500 МВт на шинах 500 кВ:



Определим интеграл Джоуля от генераторов ТЗВ-220 МВт на шинах 110 кВ:

Точка №2, к.з. на шинах 110кВ.

Ситуация аналогична Точке №1.

Поскольку программа не выдает отдельно токи от системы бесконечной мощности и от генераторов на 500 кВ, то считаем эти суммарные токи токами от системы бесконечной мощности.

Определим интеграл Джоуля от системы:

Определим интеграл Джоуля от генераторов ТЗВ-220 МВт на шинах 110 кВ:

Точка №3, к.з. у генератора G1 (G2)

В данной точке мы должны найти импульс квадратичного тока от суммарного тока системы и генераторов, т.е. рассчитать отдельно периодическую составляющую импульса и апериодическую. Но поскольку особенности данной программы таковы, что невозможно дифференцировать ток от системы и ток от генераторов, то мы вынуждены считать интеграл по упрощенной формуле. Для выбора выключателя мы должны рассчитать интеграл Джоуля от большего тока, который ему придется отключать, т.е. в данном случае от системы. При выборе же проводников мы согласно по [4] должны ориентироваться на суммарный интеграл Джоуля, т.е. просуммируем интегралы от генератора и от системы. Поскольку проводники и аппараты, выбранные в мощных присоединениях по условиям длительного режима и электродинамической стойкости, имеют значительные запасы по термической стойкости, расчет интегралов по упрощенной формуле не приведет к значительным погрешностям и не отразится на нашем выборе оборудования.

Определим импульс квадратичного тока от системы, находящейся за трансформатором блока:

Определим интеграл Джоуля от генератора ТЗВ-320 МВт:

Суммарный импульс для выбора проводников:

Точка №4, к.з. у генератора G3

Ситуация аналогична точке № 3

Определим импульс квадратичного тока от системы, находящейся за трансформатором блока:

Определим интеграл Джоуля от генератора ТВВ-500 МВт:

Суммарный импульс для выбора проводников:

Точка №5, к.з. у генератора G6 (G7).

Ситуация аналогична точке № 4

Определим импульс квадратичного тока от системы, находящейся за трансформатором блока:

Определим интеграл Джоуля от генератора ТЗВ-220 МВт:

Суммарный импульс для выбора проводников:

Точка №6, к.з. на РТСН.

Необходимо считать интеграл Джоуля от суммарного тока

Определим интеграл Джоуля от системы:

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ

Первостепенные требования при выборе выключателя включают в себя следующие задачи.

Выключатели выбирают по номинальному напряжению:

по продолжительному току:

отключающей способности, электродинамической и термической стойкости.

В первую очередь производиться проверка на симметричный ток отключения по условию (проверка на коммутационную способность):

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока к.з.:

где - номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе в момент времени ; норм - нормированное значение содержания апериодической составляющей в токе отключения, %; - апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов , -наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов

Если условие соблюдается, а - нет, то допускается проверка по полному току к.з. (ассимметричного):

По включающей способности проверка производится по условию:

; ,

где - ударный ток к.з. в цепи выключателя; - начальное значение периодической составляющей тока к.з. в цепи выключателя; - номинальный ток включения; - наибольший пик тока включения.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам к.з.:

,

где iдин - ток электродинамической стойкости(или, другое обозначение - в справочниках - предельный сквозной ток ); - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з()

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока к.з.:, где - тепловой импульс тока к.з.; - ток термической стойкости выключателя и длительность протекания тока термической стойкости.

Импульс квадратичного тока к.з. для мощных современных генераторов при удаленном КЗ определяется следующим образом: , где , tз - время действия защиты, tв - полное время отключения выключателя, Та - постоянная времени цепи к.з.

При к.з. вблизи генераторов отдельно определяются импульс периодической и апериодической составляющей квадратичного тока к.з.

Однако проводники и аппараты, выбранные в мощных присоединениях по условиям длительного режима и динамической стойкости, имеют значительные запасы по термической стойкости. Поэтому можно и в данном случае воспользоваться формулой . Значение импульса при этом будет несколько завышенное.

Приблизительный алгоритм выбора и проверки выключателя (в учебном проектировании) выглядит следующим образом:

1. ;

2. ;

3. ;

при :

(проверка отключающей способности по полному току)

4. ;

5.

Разъединители предназначены для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи. Отделители и разъединители не требуется проверять по коммутационной способности при КЗ. При использовании отделителей и разъединителей для отключения -- включения ненагруженных линий, ненагруженных трансформаторов или уравнительных токов параллельных цепей отделители и разъединители следует проверять по режиму такого отключения -- включения [ПУЭ, 1.4.22].

К надежности разъединителей предъявляют высокие требования. Это объясняется большим числом разъединителей в электрических установках и важностью их для схем электрических соединений. Надежность работы всей установки зависит в большой степени от надежности разъединителей.

Условия выбора разъединителя:

1. ;

2. ;

3. ;

4.

8.1 Выбор выключателей и разъединителей на 500 кВ

Определим максимальный рабочий ток от наиболее мощного присоединения.

В цепи блока G1-Т1(G1:) на высокой стороне:

, где

-номинальная мощность генератора без учета отбора на СН (т.к. возможно питание СН через РТСН);

В цепи АТС на стороне ВН:

,

где 1,4 - коэффициент, учитывающий перегрузку трансформатора (при отказе одного АТС). Реальные перетоки мощности при такой аварии были определены при выборе АТС, и токи при них получаться:

Для выбора выключателей выбираем максимальный из токов 714,7 А.

Составим сводную таблицу результатов расчетов токов трехфазного КЗ для выбора электрооборудования на 500 кВ

Составим сводную таблицу результатов расчетов токов трехфазного КЗ для выбора электрооборудования на 500 кВ

Таблица 11.

Точка КЗ		Источник	Токи трехфазного КЗ, кА	Интеграл Джоуля,кА2*
К-1	515
		Система	12,31	33,1	4,78	12,4		57,58
		G1+G2	2,95	8,22	2,07	3,83		4,72
		G3	1,67	4,66	1,25	2,19		1,61
		G6+ G7	1,44	4,0	1,22	1,84		1,1
		Расчетные значения для выбора выключателя в цепи ввода 500 кВ АТ и	18,37	49,98	9,32	20,3	33,49	65,01

Выберем к установке элегазовый выключатель, так как он обладает рядом преимуществ, по сравнению с другими типами (воздушные, вакуумные, маломасляные т.д.):

· высокий механический ресурс;

· малые габаритные размеры выключателя и масса;

· высокий коммутационный ресурс (количество операций у современных элегазовых выключателей достигает 40-50 тыс.);

· возможность отключения токов нагрузки при потере избыточного давления газа в выключателе;

· минимальное технические обслуживание в межремонтный период;

· высокие пожаро- и взрывобезопасность;

· низкий уровень шума при срабатывании (соответствует высоким природоохранным требованиям);

· поставка выключателя в полностью собранном виде;

· обычно полная заводская готовность, быстрые монтаж и наладка (под руководством персонала завода-изготовителя).

Выбираем выключатель элегазовый бакового типа 3AT2DT-550

На класс напряжения 500 кВ компания "Евроконтракт" предлагает элегазовый баковый выключатели 3AT2/3DT - 550, производства концерна "Siemens AG" г. Берлин. Производимые выключатели полностью соответствуют российским и мировым стандартам и имеют ряд особенностей:

· минимальные требования по обслуживанию, сводящиеся только к внешним осмотрам (гарантийный срок 3 года, первое техническое обслуживание через 12 лет, средний ремонт через 25 лет, срок службы до 40 лет);

· исключительная надёжность гидравлического привода (ресурс десять тысяч операций включение-отключение с произвольной паузой);

· герметичность выключателя, обеспеченная строгим соблюдением технологии сборки и применением системы персонифицированного контроля на предприятии;

· долговечная конструкция главных контактов, обеспечивающая большой коммутационный ресурс за счёт применения буферного принципа гашения дуги и использования современных материалов;

· низкие перенапряжения при отключении индуктивных токов (достигается за счет оптимального гашения дуги при переходе тока через нуль;

· высокая электрическая прочность изоляции обеспеченная максимальной плотностью элегаза для данной температуры, а также безопасность за счёт расположения главных контактов в заземлённом баке;

· встроенные трансформаторы тока позволяющие избежать проблем с безопасностью и обслуживанием, а также прокладки дополнительных кабельных каналов.

· гарантированное качество, эстетичность, продуманность и максимальное соответствие особенностям и условиям эксплуатации холодных климатических зон Российской Федерации.

Основные технические данные

Тип выключателя………………………………………….…………..….3AT2DT-550

Номинальное напряжение, кВ…………….………………..………500

Наибольшее рабочее напряжение, кВ ……………...……………..525

Номинальный ток, А ……..……….……………………………до 3150

Номинальный ток отключения, кА ….……………………………………. до 63

Механическая стойкость циклов В - пауза - О..……………....10 000

Ток термической стойкости, 3с, кА……………………...…до 63

Грозовой импульс, кВ………………………………………..…1550

Испытательное напряжение на частоте 50 Гц, кВ………………...…760

Собственное время отключения не более, с …………………0,018

Собственное время включения не более, с …...…………..…0,08

Верхнее и нижнее значения температуры окружающего воздуха …max +40 min -55

Тип привода.…………… ……….……….гидравлический

Срок службы до среднего ремонта, лет…………………….……..25

Срок службы, лет (не менее) ..………… ……………………...….40

Гарантии изготовителя (с момента ввода в эксплуатацию) …….…..5

Масса выключателя, кг……………………………....………….....30 000

Выбираем разъединитель компании ABB горизонтально-поворотного типа серии SSBII, которые обладают следующими преимуществами:

· надежная и проверенная конструкция;

· отсутствие дополнительных пружин в контактных узлах, что повышает их надежность;

· сварные алюминиевые токопроводы с минимумом контактных точек, подверженных коррозии;

· прочные поворотные основания, что обеспечивает отсутствие деформаций при высоких статических и механических нагрузках;

· низкие эксплуатационные затраты, обеспечиваются применением спец. материалов;

· отсутствие лакокрасочных покрытий, защита от коррозии выполнена методом горячего цинкования;

Поставщиком и производителем является представитель ABB в г. Екатеринбург, что позволит в любое время обратиться за квалифицированной помощью.

Горизонтально-поворотный разъединитель состоит из трех полюсов. Каждый полюс состоит из рамы, двух поворотных оснований и главных ножей, двигающихся в горизонтальной плоскости.

Таблица 12

Класс напряжения сети	500кВ
Обозначение типа	SSBII-AM-550
Номинальное напряжение, кВ	500
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	550
Номинальный ток, А	2000
Номинальная частота, Гц	50
Ток термической стойкости, кА	40
Допустимое время его действия, с	3
Ток электродинамической стойкости, кА	100
Конструкция изолятора: Минимальная разрушающая нагрузка, кН Минимальная длина пути утечки, мм	8-10 13125
Привод: Тип электродвигательного привода Тип ручного привода Напряжение питания	ЕАС НАС ?110, 220

Таблица проверки выбранных выключателя и разъединителя:

Таблица 13

Условия проверки	Расчетные данные	Данные по выключателю	Данные по разъединителю
		проверка	проверка
*
*
			-
при			-
*

* - данное условие относится и к проверке разъединителя

Выключатели и разъединители удовлетворяют всем условиям и принимаются к установке.

8.2 Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ

Определяем максимальный рабочий ток по току наиболее мощного присоединения

В цепи блока (G6 -T6)- ОРУ 110 кВ (генератор выдает SНОМ):

(где 0,95 - коэффициент, учитывающий максимально допустимое 5-%-ное снижение напряжения)

В цепи АТC - ВН-СН (500 кВ-110 кВ):

(при отказе одного АТС с условием кратковременной перегрузки второго АТС на 40%)



Реальные перетоки мощности при такой аварии были определены при выборе АТС, и токи при них получаться меньше:

Для выбора выключателей выбираем максимальный из токов 1430 А.

Составим сводную таблицу результатов расчетов токов трехфазного КЗ для выбора электрооборудовании

Выбор оборудования при КЗ на РУ 110 кВ Таблица 14.

Точка КЗ		Источник	Токи трехфазного КЗ, кА	Интеграл Джоуля, кА2*с
К-2	125
		АТС 1, АТС 2	15,86	42,8	15,86	16,24		101,62
		G6+ G7	9,66	26,6	6,76	8,62		44,98
		Расчетные значения для выбора выключателя в цепи ввода 110 кВ АТ и Т	20,69	56,1	19,24	20,55	47,77	124,11

Элегазовый баковый выключатель типа ВЭБ-110II- 40/2000 (2500) УХЛ1.

Выключатель имеет пружинный привод типа ППрК-1800С и встроенные трансформаторы тока (по 4 защитных и одному измерительному на каждый полюс).

Выключатель предназначен для эксплуатации в сетях переменного тока частотой 50 Гц с номинальным напряжением 110 кВ в районах с умеренным и холодным климатом (до минус 550 С).

Выключатели успешно прошли полный комплекс испытаний на соответствие требованиям российских стандартов. Технические условия согласованы с РАО "ЕЭС России".

Для работы при низких температурах выключатель оснащен системой электроподогрева элегаза, автоматически включающейся при температуре окружающего воздуха минус 250 С и отключающейся при температуре выше минус 250 С.

Контроль утечки элегаза из полюсов выключателя, объединенных в единую газовую систему, осуществляется при помощи сигнализатора плотности. Выключатель снабжен аварийной разрывной мембраной.

Выключатель поставляется заказчику в полностью собранном виде, что обеспечивает сохранение заводской регулировки и предельно упрощает монтаж и наладку. Транспортировка к месту монтажа возможна как железнодорожным, так и автомобильным транспортом (автотрейлером).

Основные технические характеристики выключателя приведены в таблице.

Таблица 15.

Наименование параметров	Нормы
1 Номинальное напряжение, кВ	110
2 Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
3 Номинальный ток, А	2500
4 Номинальный ток отключения, кА	40
5 Номинальное относительное содержание апериодической составляющей, %, не более	40
6 Сквозной ток короткого замыкания, кА: - наибольший пик; - начальное действующее значение периодической составляющей	102 40
7 Ток термической стойкости, кА	40
8 Время протекания тока термической стойкости, с	3
9 Мощность электродвигателя завода включающих пружин, кВт	0,75
10 Номинальное напряжение переменного тока электродвигателя завода включающих пружин, В	220 или 380

Преимущества данного выключателя.

Выключатели ВЭБ-110 II* являются практически не обслуживаемыми.

У выключателей ВЭБ-110 II* трансформаторы тока для приборов измерения имеют класс точности 0,2 на отпайке 2000/5 при вторичной нагрузке 50 ВА, трансформаторы тока для защиты имеют класс точности 5Р на отпайке 2000/5 при вторичной нагрузке 30 ВА (у масляных выключателей, при тех же условиях, трансформаторы тока имеют класс точности 0,5). По согласованию с Заказчиком могут быть изготовлены трансформаторы тока с другими номинальными вторичными нагрузками и классами точности. Переключение отводов для изменения коэффициента трансформации производится в шкафу выключателя, расположенного в удобной зоне обслуживания.

Поставка выключателя в полностью собранном виде;

Полная заводская готовность, быстрый монтаж. Возможность быстрой установки на старые фундаменты;

Межремонтный период 20 лет. (у масляных выключателей - 6 лет)

Срок эксплуатации 40 лет; гарантийный срок 5 лет.

Выбираем разъединитель производства ОАО «Энергомаш» горизонтально-поворотного типа РПД-110 с номинальными данными:

Таблица 16

Класс напряжения сети	110кВ
Обозначение типа	РПД-110
Номинальное напряжение, кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
Номинальный ток, А	2500
Номинальная частота, Гц	50
Ток термической стойкости, кА	40
Допустимое время его действия, с	3
Ток электродинамической стойкости, кА	102
Конструкция изолятора: Минимальная длина пути утечки, мм	35000
Привод: моторный привод ручной привод Напряжение питания	?380/220

Таблица проверки выбранных выключателя и разъединителя:

Таблица 17

Условия проверки	Расчетные данные	Данные по выключателю	Данные по разъединителю
		проверка	проверка
*
*
			-
при			-
*

* - данное условие относится и к проверке разъединителя

Выключатели и разъединители удовлетворяют всем условиям и принимаются к установке.

8.3 Выбор выключателей и разъединителей на генераторном напряжении

Генераторные выключатели (ГВ) позволяют избежать серьезных повреждений трансформаторов в случае КЗ внутри бака. Это объясняется тем, что при КЗ внутри трансформатора ток дуги поддерживается как энергосистемой со стороны ВН, так и генератором. При этом ток от системы будет отключен выключателем со стороны ВН, но генератор будет поддерживать ток дуги до снятия возбуждения (обычно это время составляет несколько секунд время действия АГП). Именно это может привести к повреждению бака трансформатора, так как давление газов в трансформаторе продолжает нарастать. И даже если ток подпитки от генератора мал по сравнению с током, поступавшим со стороны системы, развозбуждение генератора наступает слишком поздно, чтобы избежать серьезных повреждений трансформатора.

Еще одним режимом, влияющим на работоспособность электростанции, является случай ошибочной синхронизации или режим рассогласования фаз по углу. Возникающие в результате токи КЗ могут сопровождаться задержкой перехода тока через ноль. Это создает определенные проблемы для обычных выключателей, установленных на стороне ВН, и в ряде случаев срабатывание выключателей замедляется или даже блокируется. В этой связи при операциях по синхронизации предпочтительно использовать ГВ, так как они специально спроектированы для работы в таких режимах. В любом случае ГВ обеспечивает резервирование выключателя, установленного со стороны ВН, в случае его отказа, что повышает надежность работы энергоблока. Кроме того, применение ГВ позволяет повысить такие показатели, как безопасность и удобство эксплуатации.

На станции имеются генераторы 500 МВт напряжением 20 кВ.

- Максимальный ток от генераторов при снижении напряжения на 5% (в осеннее -зимний период) :

а) от генераторов 500 МВт (G3):

Если учесть расход на собственные нужды:

Примем

Таблица 18

Точка КЗ		Источник	Токи трехфазного КЗ, кА	Интеграл Джоуля, кА2*с
К-4	19,62
		G1	80,4	224	36,18	105,26
		ТБ1	102	282	102	127,59
		Расчетные значения для выбора выключателей в цепи генератора 500 МВт	102	282	102	127,59	271,85

Примем к установке генераторное распределительное устройство типа HECS-130 концерна ABB.

Поскольку для генераторов 500, 320 и 220 МВт к установке выбираем одинаковый выключатель, следует проверять его по наихудших условиях, в данном случае в цепи генератора ТВВ-500 МВТ, что видно из приведенных выше таблиц.

Таблица проверки выбранных выключателя и разъединителя:

Таблица 19

Условия проверки	Расчетные данные	Данные по выключателю	Данные по разъединителю
		проверка	проверка
*
*
			-
при		проверка по второму условию:	-

Далее необходимо проверить выбранный выключатель по току включения:

Условие проверки: Iвкл выкл > Iнс

где Iнс - ток несинхронного включения генератора, при наихудшем варианте генератор окажется под двойным напряжением.

где - сверхпереходное сопротивление генератора (по каталогу).

- для генератора 500 МВт (G3)

Для генераторного распределительного устройства типа HECS-130:

IВКЛ = 360 кА > 83,1 кА; Принимаем ЭГРУ HECS-130 к установке.



Рис. 13 Внешний вид генераторного распредустройства HECS-130

8.4 Выбор выключателя в цепи РТСН

Выбираем выключатель элегазовый баковый ВГТ-35II* -50/ 3150 У1производства «Интехгаз».

Таблица 20

Наименование параметров	Нормы
1 Номинальное напряжение, кВ	35
2 Наибольшее рабочее напряжение, кВ	40,5
3 Номинальный ток, А	3150
4 Номинальный ток отключения, кА	50
5 Номинальное относительное содержание апериодической составляющей, %, не более	40
6 Сквозной ток короткого замыкания, кА: - наибольший пик; - начальное действующее значение периодической составляющей	127,5 50
7 Ток термической стойкости, кА	50
8 Время протекания тока термической стойкости, с	3

Таблица 21

Условия проверки	Расчетные данные	Данные по выключателю
		проверка
*
*
при

9. ВЫБОР СБОРНЫХ ШИН И СВЯЗЕЙ МЕЖДУ ЭЛЕМЕНТАМИ

Согласно [2] ошиновку РУ 35кВ и выше выполняют гибкими проводами, закрепляемыми на опорах с помощью натяжных гирлянд изоляторов. Для этих целей обычно используют сталеалюминевые провода тех же марок, что и для линий электропередачи.

Для соединения выводов мощных генераторов с повышающими силовыми трансформаторами в настоящее время применяются комплектные пофазно экранированные токопроводы (КЭТ), каждая фаза которых заключена в защитный металлический (алюминиевый) кожух. Согласно НТП применение экранированных токопроводов обязательно для всех генераторов мощностью 160 МВт и выше. Рекомендуется применять КЭТ в пределах машинного зала и для генераторов 60-100 МВт, а на открытом пространстве - в том случае, если повышающий трансформатор удален от машинного зала не более чем на 15 м. При больших расстояниях на открытом пространстве рекомендуется применять гибкие шинопроводы.

9.1 Выбор шин 500 кВ:

Площадь сечения шин должна быть достаточной для передачи рабочего тока наиболее мощного агрегата. Выбор площади сечения сборных шин по экономической плотности тока не производится в связи с неопределенностью в распределении рабочего тока и невозможностью оценить получаемый при этом экономический эффект.

Согласно [2] ошиновку РУ 35кВ и выше выполняют гибкими проводами, закрепляемыми на опорах с помощью натяжных гирлянд изоляторов. Для этих целей обычно используют сталеалюминевые провода тех же марок, что и для линий электропередачи.

Принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае трансформатора: