Рисунок 3 - Структурная схема, вариант 3

2.2 Выбор ЛЭП 110 кВ

Мощность, вырабатываемая станцией составляет S = 2 х 60/0,8 = 150 МВА.

Нагрузка на напряжении 10,5 кВ составляет S_НН = 43 МВА.

Нагрузка на напряжении 35 кВ составляет S_СН = 17 МВА.

Нагрузка собственных нужд (С.Н.) всей станции составляет 13 % от 150 МВА:

S_С.Н.= 19,5 МВА.

Условимся, что соsц у всех потребителей, тогда расчет можно вести не в комплексных единицах, а по заданным значениям в МВА.

В систему будет выдаваться :

S_НАГР = S-S_C.H.-S_HH-S_CH;

S_НАГР=150-19,5-43-17=70,5 МВА.

Согласно руководящих указаний для связи электростанции с системой используется не менее трёх ЛЭП, при этом должно учитываться, что при выходе из строя одной линии две оставшиеся будут длительно выдавать всю мощность. В данном курсовом проекте принято, что нагрузки максимального и минимального режимов одинаковы и равны. Ток в нормальном режиме и максимальный ток в линии (при выходе из строя одной из них):

;

;

кА;

кА.

Выбираем провод по экономической плотности тока для Т_max = 6000 ч. Согласно ПУЭ принимаем экономически целесообразную плотность j = 1 А/мм². Тогда сечение провода определится:

мм².

На напряжение 110 кВ минимальным сечением по короне является F_мин=70 мм².

Выбираем провод 3 х АС-185/24.

2.3 Выбор трансформаторов

Из соображений надежности выбираем 2 трансформатора. Расчетная мощность(по наиболее загруженной обмотке - НН):

S_расч = S-S_C.H.-S_HH =150-19,5-43=87,5 МВА.

Согласно ПУЭ, перегружать трансформаторы можно не более чем на 40%. Учитываем, что каждый трансформатор должен пропускать расчетную мощность. С учетом перегрузочного коэффициента мощность трансформатора:

,

МВА.

Намечаем к установке 2 трансформатора типа ТДТН-63000/110. Каталожные данные сведем в таблицу 2.

Таблица 2 - Каталожные данные на трансформатор

2.4 Расчёт токов короткого замыкания

Для выбора электрических аппаратов, токоведущих частей, изоляторов необходимо провести расчет токов короткого замыкания. Проводим расчет короткого замыкания в точках К1, К2 (на сторонах высшего и низшего напряжений). Расчет проводим при помощи программы Energo.

Результаты расчета на стороне ВН показаны на рисунке 4.

Рисунок 4 - Ток КЗ на РУВН

Из результатов расчета КЗ видим, что I_{КЗ_ВН} = 14,916 кА.

Результаты расчета на стороне НН показаны на рисунке 5.

Рисунок 5 - Ток КЗ на стороне НН

Из результатов расчета КЗ видим, что I_{КЗ_НН} = 93,229 кА.

 2.5 Ограничение токов КЗ

На стороне ВН токи КЗ приемлемы. Для ограничения токов КЗ на шинах ГРУ используем их секционирование и установки секционного реактора РБДГ 10-2500-0,35У3, в цепях нагрузки - устанавливаем сдвоенный реактор РБСД 10-21600-0,25У3, расчет параметров которых будет приведен в п. 2.7.1. После включения реакторов определяем ток КЗ за ними.

Рисунок 6 - Ток КЗ на стороне НН при секционировании

Из результатов расчета КЗ видим на рисунке6, что I_{КЗ_НН} = 67,46 кА.

Рисунок 7 - Ток КЗ на в цепях нагрузки

Из результатов расчета КЗ видим на рисунке 7, что I_{КЗ_нагр} = 17,33 кА.

2.6 Выбор схем РУ

2.6.1 РУВН (110 кВ)

На электростанциях для РУ 110 кВ и выше возможно применение схемы с двумя рабочими и обходной системой шин /3/ (рисунок 8).

Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение увеличивает надёжность схемы, так как при КЗ на шинах отключаются только присоединения одной из шин. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения определяется длительностью переключений.

Рисунок 8 - Схема РУ ВН

Одним из важных требований к схемам является создание условий для ревизий и опробования выключателей без перерыва работы. Этим требованиям данная схема отвечает в полной мере. В нормальном режиме обходная система шин ОСШ находится без напряжения, разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин отключены. В схеме предусматривается обходной выключатель ОВ, который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей.

Схема обладает и рядом существенных недостатков:

- отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединённых к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения;

- повреждение ШСВ равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

- большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

- необходимость установки ШСВ, обходного выключателя и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

2.6.2 ГРУ (10,5 кВ)

Для генераторного распределительного устройства применяем схему с одной системой сборных шин, секционированной выключателем и реактором (рисунок 9). Схема проста и наглядна; операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства работ. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала, что относится к достоинствам рассматриваемой схемы. Авария на СШ приводит к отключению только одного источника и половины потребителей, вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе. Реактор снижает токи КЗ.

Рисунок 9 - Схема ГРУ

2.7 Выбор спомогательного оборудования

Все электрические аппараты, токоведущие части и изоляторы на станциях и подстанциях должны быть выбраны по условиям длительной работы и проверены по условиям короткого замыкания в соответствии с указаниями “Правил устройств электроустановок” (ПУЭ) и “Руководящих указаний по расчёту коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания”.

Расчётными токами продолжительного режима являются: I_норм - наибольший ток нормального режима; I_max - наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.

2.7.1 Выбор реакторов

В качестве токоограничивающего реактора можно использовать простой (одинарный или групповой) или сдвоенный реактор. Номинальный ток реактора (ветви сдвоенного реактора) должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включён.

Индуктивное сопротивление токоограничивающего реактора определяют исходя из условий ограничения тока КЗ до заданного уровня. В большинстве случаев уровень ограничения тока КЗ определяется по коммутационной способности выключателей, намечаемых к установке в данной точке сети.

Секционный реактор.

Периодическая составляющая тока КЗ на стороне НН составляет 93,23 кА. Ток через реактор определим по перетоку мощности между секциями /лекции/:

,

где S_Г - мощность одного генератора.

кА.

Выбираем реактор с наибольшим индуктивным сопротивлением: РБДГ 10-2500-0,25У3.

I_НОМ=2500 А, X_Р=0,25 Ом, U_НОМ=10 кВ, i_ДИН=49 кА, I_ТЕР=19,3 кА, t_ТЕР=8 c.

Проверка реактора:

- по напряжению: U_УСТU_НОМ.

- по номинальному току I_раб.max =I_Р I_ном; 2165 А2500 А.

- по электродинамической стойкости i_У i_ДИН, ударный ток определим так:

,

здесь I_ПО - начальное значение периодической составляющей тока КЗ через секционный реактор (I_ПО=9,208 кА - по расчету в программе «Energo»);

k_У - ударный коэффициент. Согласно /3/, k_У=1,95 на СШ НН.

кА 49 кА.

- по термической стойкости , где В_к= I_{п, 0}²(t_отк + Т_а) - тепловой импульс,

здесь t_отк = 0,3 с принимается в цепях генераторов 60 МВт и выше;

Т_а - постоянная времени, определяется по /3, табл.3,8/ (Т_а=0,185 с).

9,208² (0,3+0,185) 19,3²8;

41,1 МА²с 2979,9 МА²с.

Линейный реактор.

Намечаем к установке сдваоенный реакторы. Ток ветви реактора в нормальном режиме определится:

,

где S_НАГР=43/4=10.75 МВА - мощность нагрузки, передаваемой через одну ветвь.

кА.

В послеаварийном или ремонтном ремонтном режиме для ответственных потребителей при отключении одной линии вся нагрузка ложится на другую:

I_раб.max =2I_НОРМ.

I_раб.max =20,621=1,241 кА.

В настоящее время выпускаются сдвоенные реакторы с наибольшим током ветви 2,5 кА, следовательно по данным условиям выберем реактор.

Результирующее сопротивление цепи короткого замыкания до установки реактора:

Х_рез = U_ср/(3I_П0⁽³⁾) = 10,5/(367,46) = 0.09 Ом;

Требуемое сопротивление цепи короткого замыкания для обеспечения I_{п,0 треб}:

Х_рез^треб = Uср/(3I_{П0 треб}) = 10,5/(320) = 0.3 Ом;

Требуемое сопротивление реактора:

Х_р^треб = Х_рез^треб - Х_рез = 0.3 - 0.09 = 0.21 Ом.

По справочным материалам /2/ выбираем реактор РБСД 10-21600-0,25У3 с

I_НОМ=2*1350 А, X_Р=0,25 Ом, U_НОМ=10 кВ, i_ДИН=49 кА, I_ТЕР=19,3 кА, t_ТЕР=8 c, К_св=0,52 - коэффициент связи, .

Значение результирующего сопротивления цепи короткого замыкания с учётом реактора:

Х ^/_рез = Х_рез + Х_р = 0.09 + 0.25 = 0.34 Ом.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

I_п,0⁽³⁾ = U_ср/(3 Х ^/_рез) = 10,5/(30.34) = 17,33 кА;

Проверка реактора:

- по напряжению: U_УСТU_НОМ.

- по номинальному току I_раб.max I_ном; 1242 А1350 А.

- по электродинамической стойкости i_У i_ДИН: согласно /3/ k_У=1,956,

кА 49 кА.

- по термической стойкости

Т_а - постоянная времени, определяется по /3, табл.3,8/ (Т_а=0,23 с), принимаем t_отк = 0,3 с:

17,33² (0,3+0,23) 19,3²8;

159,2 МА²с 2979,9 МА²с.

- по уровню остаточного напряжения на шинах при коротком замыкании за реактором:

,

> 65%.

- по потере напряжения в рабочем режиме:

,

здесь .

% < 2%.

Реактор удовлетворяет предъявляемым требованиям.

2.7.2 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели в зависимости от применяемых в них дугогасительной и изолирующей сред подразделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и выключатели с магнитным гашением дуги.