Развитие Щекинской ГРЭС и её системы собственных нужд

Наименование двигателя	Рн, кВт	Рр, кВт	cosц	Iр, А	Fэ, мм2	Fст, мм2	Iдоп. таб. А	I'доп, А	Iп/а, А	Марка и сечение кабеля	Проверка по нагреву I'доп? I'доп
ДС-1А-1ск.	800	743	0,85	80,20	66,83	50	110	111,38	86,35	ААШв 3х50	111,38?86,35
ДС-1А-2ск.	1 500	1 421	0,86	151,60	126,34	150	225	227,81	160,03	ААШв 3х150	227,81?160,3
ДС-1Б-1ск.	800	743	0,85	80,20	66,83	50	110	111,38	86,35	ААШв 3х50	111,38?86,35
ДС-1Б-2ск.	1 500	1 421	0,86	151,60	126,34	150	225	227,81	160,03	ААШв 3х150	227,81?160,3
ДВ-1А-1ск.	625	597	0,87	62,96	52,47	50	110	111,38	65,91	ААШв 3х50	111,38?65,91
ДВ-1А-2ск.	1 100	1 027	0,88	107,08	89,23	70	135	136,69	114,69	ААШв 3х70	136,69?114,6
ДВ-1Б-1ск.	625	597	0,87	62,96	52,47	50	110	111,38	65,91	ААШв 3х50	111,38?65,91
ДВ-1Б-2ск.	1 100	1 027	0,88	107,08	89,23	70	135	136,69	114,69	ААШв 3х70	136,69?114,6
ЦЭН-1А-1ск.	500	462	0,85	49,87	41,56	35	85	86,06	53,97	ААШв 3х35	86,06?53,97
ЦЭН-1А-2ск.	1 000	982	0,86	104,77	87,31	70	135	136,69	106,69	ААШв 3х70	136,69?106,6
ЦЭН-1Б-1ск.	500	462	0,85	49,87	41,56	35	85	86,06	53,97	ААШв 3х35	86,06?53,97
ЦЭН-1Б-2ск.	1 000	982	0,86	104,77	87,31	70	135	136,69	106,69	ААШв 3х70	136,69?106,6
КЭН-1А	250	180	0,87	18,98	15,82	15	50	50,63	26,37	ААШв 3х15	50,63?26,37
КЭН-1Б	250	180	0,87	18,98	15,82	15	50	50,63	26,37	ААШв 3х15	50,63?26,37
КЭН-1В	250	180	0,87	18,98	15,82	15	50	50,63	26,37	ААШв 3х15	50,63?26,37
ПЭН-1А	2 000	1 904	0,88	198,55	165,45	150	225	227,81	208,53	ААШв 3х150	227,81?208,5
ПЭН-1Б	2 000	1 904	0,88	198,52	165,43	150	225	227,81	208,53	ААШв 3х150	227,81?208,5
ПЭН-1В	2 000	1 904	0,88	198,52	165,43	150	225	227,81	208,53	ААШв 3х150	227,81?208,5
ДК-1А	4 000	3 820	0,86	407,55	339,62	2-185	500	506,25	426,75	2х ААШв 3х185	506,25?426,7
ДК-1Б	4 000	3 820	0,86	407,55	339,62	2-185	500	506,25	426,75	2х ААШв 3х185	506,25?426,7
Пуск МЭН	200	146	0,85	15,76	13,13	10	42	42,53	21,59	ААШв 3х10	42,53?21,59
СЭН города №5	200	161	0,80	18,46	15,39	16	50	50,63	22,94	ААШв 3х16	50,63?22,94
СЭН города №6	200	161	0,80	18,46	15,39	16	50	50,63	22,94	ААШв 3х16	50,63?22,94
Насос кислотной промывки	250	180	0,81	20,39	16,99	16	50	50,63	28,32	ААШв 3х16	50,63?28,32
Первомайский насос №4	800	560	0,86	59,75	49,79	50	110	111,38	85,35	ААШв 3х50	111,38?85,35
Золосмывной насос 1А	230	129	0,85	13,92	11,60	10	42	42,53	24,83	ААШв 3х10	42,53?24,83
Золосмывной насос 1Б	230	129	0,85	13,92	11,60	10	42	42,53	24,83	ААШв 3х10	42,53?24,83
Промывочный насос №4	220	77	0,85	8,31	6,93	10	42	42,53	23,75	ААШв 3х10	42,53?23,75

Примечание: данные по маркам кабелей взяты из [6.т.18.28].

Полученные сечения кабельных линий должны быть проверены на термическую стойкость к токам короткого замыкания. Проверка будет произведена ниже, после расчёта токов короткого замыкания.

2.4.3 Выбор сечения кабелей на напряжение 6 кВ, питающих блочные трансформаторы 6/0,4 кВ

Для выбора сечения кабелей, питающих трансформаторов 6/0,4 кВ, необходимо определить мощность, подведённую к высокой стороне трансформаторов. Поскольку известна лишь мощность на шинах 0,4 кВ, то возникает необходимость определения потерь мощности в этих трансформаторах, или другими словами, необходимо рассчитать потокораспределение в трансформаторах. Потокораспределение рассчитывается с помощью схемы замещения, приведённой ниже. Поскольку все блочные трансформаторы двухобмоточные, то и схемы замещения для них будут одинаковые. Расчёт потокораспределения покажем на примере трансформатора К-33, питающего шины 0,4 кВ (ТС3 630/10).

Для расчёта потокораспределения необходимы следующие данные:

S2 = 469,21 + j348,97;

Rт = 0,47628 Ом, Хт = 3,1752 Ом;

ДРх.х = 3 кВт,

ДQх.х = 12 квар,

где S2 - суммарная расчётная мощность на шинах 0,4 кВ трансформатора К-16;

Rт - активное сопротивление трансформатора, приведённое к высокой стороне, по данным т.2.1.2.;

Хт - реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к высокой стороне, по данным т.2.1.2.;

ДРх.х - потери активной мощности холостого хода (постоянные потери);

ДQх.х - потери реактивной мощности холостого хода (постоянные потери);

Расчёт ведётся по следующим выражениям:

S'2 = S”2 + ДPт + jДQт, кВ•А (2.16.)

где S”2 = S2 = P2 + jQ2, кВ•А

, кВт (2.17.)

, квар (2.18.)

где - номинальное напряжение на высокой стороне трансформатора;

- потери на активном сопротивлении трансформатора (переменные потери);

- потери на реактивном сопротивлении трансформатора (переменные потери).

Определяем потери мощности на активном сопротивлении:

=4,103 кВт

Определяем потери мощности на реактивном сопротивлении:

=27,355 квар

S'2 = 469,21 + 4,103 +j348,97 + j27,355 = 473,313 + j376,325 кВ•А

Таким образом, мощность, подведённая к высокой стороне трансформатора, с учётом потерь холостого хода, определится:

S1 = S'2 + ДSхх = Р'2 +jQ'2 + ДPxx +jQxx (2.19.)

S1 = 473,313 + j376,325 + 3,00 + j20 = 476,313+ j396,325 кВ•А

Данные по расчёту потокораспределения для блочных трансформаторов сведём в (табл. 2.11).

Таким образом, суммарная расчётная нагрузка от трансформаторов 6/0,4 кВ, после определения потерь мощности в них, на шины 6 кВ составила

на секцию 3: ?РТ.А. = 1691,52 кВт

?QТ.А. = 1049,67 квар

на секцию 4 ?РТ.Б. = 1897,45 кВт

?QТ.Б. = 1133,097 квар

Для определения сечения кабельных линий и проверке кабелей по нагреву используем выражения (2.13), (2.14), (2.15) расчёта.

Выбранные сечения кабелей должны быть проверены на термическую стойкость к токам короткого замыкания, что будет сделано после определения токов КЗ.

Таблица 2.10. Расчёт потокораспределения в блочных трансформаторах

Трансформатор	Тип	Р2, кВт	Q2, квар	Uн ВН, кВ	Uн НН, кВ	Rт, ВН Ом	Хт, ВН Ом	ДРх, кВт	ДQх, квар	ДРт, кВт	ДQт, квар	Р1, кВт	Q1, квар
К-33	ТСЗС-1000/10	469,21	348,97	6,3	0,4	0,47628	3,1752	3	20	4,10	27,36	476,31	396,32
системы возбуждения	ТСЗС-1600/10	1 200,00	581,04	6	0,69	0,23906	1,2375	3,4	11,2	11,80	61,11	1 215,20	653,35
Суммарная нагрузка на секцию 3 6 кВ от трансформаторов 6/0,4 ;0,69кВ	1 691,52	1 049,67
К-34	ТС-750/10	523,00	347,00	6,3	0,4	0,73	3,47	2	9,45	7,25	34,44	532,25	390,89
пускового устройства	ТСЗС-1600/10	1350	653,67	6	0,69	0,23906	1,2375	3,4	11,2	11,80	77,34	1 365,20	742,21
Суммарная нагрузка на секцию 4 6 кВ от трансформаторов 6/0,4; 0,69 кВ	1897,45	1133,097
Т-30Г	ТСЗС-1600/10	992,21	695,97	6	0,69	0,23906	1,2375	3,4	11,2	9,75	50,49	1 005,36	757,66

Таблица 2.11.Расчёт сечений кабельных линий 6 кВ, питающих блочные трансформаторы 6/0,4; 0,69 кВ

Трансформатор	Р1, кВт	Q1, квар	S1, кВ*А	Iр, А	Fэ, мм2	Fст, мм2	Iдоп. таб. А	I'доп, А	Iп/а, А	Марка и сечение кабеля	Проверка кабеля I'доп,?Iп/а
К-33	476,31	396,32	619,64	43,65	36,38	35,00	85,00	86,06	43,70	ААШв (3х35)	86,06> 43,70
системы возбуждения	1 215,20	653,35	1 379,70	111,36	92,80	95,00	165,00	167,06	111,50	ААШв (3х95)	167,06> 111,5
К-34	532,25	390,89	660,36	48,78	40,65	35,00	85,00	86,06	48,83	ААШв (3х35)	86,06> 48,83
пускового устройства	1 365,20	742,21	1 553,92	125,11	104,26	95,00	165,00	167,06	125,26	ААШв (3х95)	167,06> 125,86
Т-30Г	1 005,36	757,66	1 258,89	92,13	76,78	50,00	110,00	111,38	92,24	ААШв (3х50)	111,38> 92,13

2.4.4 Определение суммарных расчётных нагрузок на шины КРУ 3, 4 трансформатора ТРДН - 32000/15

После проведения расчётов по определению потерь мощностей в трансформаторах 6/0,4 кВ необходимо определить фактические нагрузки на шины рабочего трансформатора собственных нужд. Согласно данным расчёта, суммарная расчётная нагрузка от трансформаторов 6/0,4; 0,69 кВ на шины 6 кВ А и Б составляет

на секцию 3: ?РТ.А. = 1691,52 кВт ?QТ.А. = 1049,67 квар

на секцию 4 ?РТ.Б. = 1897,45 кВт ?QТ.Б. = 1133,097 квар

Определим суммарную расчётную нагрузку от двигателей 6 кВ на шины КРУ 3 и 4. Известны расчётные активные мощности и cosц двигателей, определим расчётные реактивные мощности двигателей по следующему выражению:

QP = PP•tgц (2.20.)

Данные по расчёту сведём в табл 2.12.

Суммарная нагрузка от двигателей 6 кВ на шины секций 6 кВ составляет

на КРУ3: ?РД.А. = 13587 кВт; ?QД.А. = 7825 квар;

на КРУ 4: ?РД.Б. = 12312 кВт; ?QД.Б. = 7199 квар.

Таблица 2.12. Нагрузки на шины рабочего трансформатора собственных нужд от двигательной нагрузки 6 кВ

Наименование двигателя	Тип двигателя	Кол-во	Рр, кВт	cosц	tgц	Qр, квар	Суммарная мощность, кВт
							КРУ 3	КРУ 4
							?Р, кВт	?Q, квар	?Р, кВт	?Q, квар
ДС-1А-1ск.	ДАЗО-1914-10/12	1	743	0,85	0,62	460,66	743	461
ДС-1А-2ск.	ДАЗО-1914-10/12	1	1 421	0,86	0,59	838,39	1 421	838
ДС-1Б-1ск.	ДАЗО-1914-10/12	1	743	0,85	0,622	462,15			743	462
ДС-1Б-2ск.	ДАЗО-1914-10/12	1	1 421	0,86	0,59	838,39			1 421	838
ДВ-1А-1ск.	ДАЗО-1916-8/10	1	597	0,87	0,57	340,29	597	340
ДВ-1А-2ск.	ДАЗО-1916-8/10	1	1 027	0,88	0,54	554,58	1 027	555
ДВ-1Б-1ск.	ДАЗО-1916-8/10	1	597	0,87	0,57	340,29			597	340
ДВ-1Б-2ск.	ДАЗО-1916-8/10	1	1 027	0,88	0,54	554,58			1 027	555
ЦЭН-1А-1ск.	ДВДД-215/39-12/16	1	462	0,85	0,622	287,36	462	287
ЦЭН-1А-2ск.	ДВДД-215/39-12/16	1	982	0,86	0,59	579,38	982	579
ЦЭН-1Б-1ск.	ДВДД-215/39-12/16	1	462	0,85	0,622	287,36			462	287
ЦЭН-1Б-2ск.	ДВДД-215/39-12/16	1	982	0,86	0,59	579,38			982	579
КЭН-1А	АВ-113-4	1	180	0,87	0,57	102,60	180	103
КЭН-1Б	АВ-113-4	1	180	0,87	0,57	102,60	180	103
КЭН-1В	АВ-113-4	1	180	0,87	0,57	102,60			180	103
ПЭН-1А	4АЗМ-2000/6000	1	1 904	0,88	0,54	1 028,16	1 904	1 028
ПЭН-1Б	4АЗМ-2000/6000	1	1 904	0,88	0,54	1 028,16	1 904	1 028
ПЭН-1В	4АЗМ-2000/6000	1	1 904	0,88	0,54	1 028,16			1 904	1 028
ДК-1А	2АЗМ-4000/6000	1	3 820	0,86	0,59	2 253,80	3 820	2 254
ДК-1Б	2АЗМ-4000/6000	1	3 820	0,86	0,59	2 253,80			3 820	2 254
Пуск МЭН	А-114-6	1	146	0,85	0,622	90,81			146	91
СЭН города №5	А-114-4	1	161	0,80	0,75	120,75	161	121
СЭН города №6	А-114-4	1	161	0,80	0,75	120,75			161	121
Насос кислотной промывки	АВ-113-4	1	180	0,81	0,72	129,60			180	130
Первомайский насос №4	А-13-59-6	1	560	0,86	0,59	330,40			560	330
Золосмывной насос 1А	MQUe18	1	129	0,85	0,622	80,24	129	80
Золосмывной насос 1Б	MQUe18	1	129	0,85	0,622	80,24			129	80
Промывочный насос №4	ДАМТ 137-4	1	77	0,85	0,622	47,89	77	48
Суммарная мощность:	13 587	7 825	12 312	7 199

Определим суммарную нагрузку на шины 6 кВ от двигателей и трансформаторов 6/0,4; 0,69 кВ по выражению:

На шины КРУ 3: РА=?РД.А.+ ?РТ.А. (2.21.)

QА=?QД.А.+ ?QТ.А. (2.22.)

На шины КРУ 4: РБ=?РД.Б.+ ?РТ.Б. (2.23.)

QБ=?QД.Б.+ ?QТ.Б. (2.24.)

РА=?РД.А.+ ?РТ.А.= 13587 +1691,52 = 15278,52кВт;

QА=?QД.А.+ ?QТ.А.= 7825+ 1049,67 = 8874,67 квар;

РБ=?РД.Б.+ ?РТ.Б. = 12312 +1897,45 = 14209,45 кВт;

QБ=?QД.Б.+ ?QТ.Б. = 7199 + 1133,097= 8332,097 квар;

S3 = = 17668,98 кВ•А;

S4= = 16472,168 кВ•А.

Номинальная мощность обмотки НН трансформатора ТРДН - 32000/15 с учётом расщепления: SНН = 16000 кВ*А. Так как ПЭН 1Б в нормальном режиме находится в резерве и запускается в случае работы АВР, аналогично КЭН 1Б и Сетевые города работает только в случае отказа основного, , дымососы, дутьевые вентиляторы, цирк насосы работают на разных скоростях, , то нагрузка на шины КРУ 3 S = 10996,9 кВ•А, КРУ 4 S = 11411,9 кВ•А. Расчётная полная мощность которого равна Sр.в.= 22408,8 кВ•А. Трансформатор ТРДН загружен на 0,7 допускается.

2.4.5 Выбор сечения кабелей на напряжение 0,4 кВ

Сечение проводников электрических сетей напряжением до 1000 В выбираются по расчётному току таким образом, чтобы проводники при токах нагрузки, соответствующих работе в длительном режиме и в условиях нормированной для них температуры окружающей среды, на перегревались бы сверх допустимых пределов. Для выбранного сечения проводника должно выполнятся условие:

Ip? К1•К2•Iдоп (2.25.)

где Ip - расчётный ток нагрузки;

К1 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;

К2 - поправочный коэффициент на число совместно проложенных проводов и кабелей;

Iдоп - длительно допустимый ток, соответствующий данному сечению.

В дальнейших расчётах произведение К1•К2•Iдоп обозначим I'доп.

Выбор сечения кабеля покажем на примере для электродвигателя НГО-11А, подключённого к шинам секции 16-Ю.

Электродвигатель, применяемый для привода НГО, имеет следующие параметры:

Рном=130 кВт, Iном=234,1 А, cosц=0,8

Определение расчётного тока, протекающего по кабелю, выполняем по выражению

А

Согласно рекомендации [5], принимаем к прокладке в кабельном туннеле кабель ААШв.

Руководствуюсь рекомендациями, изложенными в [11], принимаем поправочный коэффициент на температуру окружающей среды (К1) равный единицы, поправочный коэффициент на количество совместно проложенных кабелей (К2) равный 0,75.

По [5.т.1.3.18] выбираем кабель ААШв-120 (3х), Iдоп.таб= 320 А.

Проводим проверку:

234,5 ? 320•0,75•1

234,5 ? 240 - условие выполнено.

Проводим проверку выбранного кабеля по допустимой потере напряжения:

(2.26.)

где L - длина кабеля;

R0, Х0 - удельные активное и реактивное сопротивления кабеля;

cosц - коэффициент мощности и соответствующий ему sinц.

При этом должно выполнятся условие:

ДU?ДUдоп. (2.27.)

где ДUдоп. - допустимое снижение напряжения в электрической сети.

Согласно [11], принимаем ДUдоп.=5%.

Длина кабеля L= 60м, согласно [11], R0= 0,258 мОм/м,Х0=0,076 мОм/м.

= 1,605 %

Полученное значение ДU= 1,605 % менее допустимого Uдоп=5%. Окончательно принимаем к установке ААШв (3х120).

Данные по расчёту остальных кабелей на напряжение 0,4 кВ представлены в таблице П.1.4. приложения 1.

Поскольку необходимо запитать сборки освещения от шин 0,4 кВ, а для питания ламп понадобится напряжение 220В, то нужно применить четырёх проводную систему электропитания с нулевым проводником. Согласно [5], сечение нулевого провода при четырёх проводной схеме системе должно быть не менее половины сечения фазного провода. Учтём это требование при составлении (табл. П.1.4).

3. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Выбор мощности блочного трансформатора Т1

На основании требований, предъявляемых к выбору числа и мощности трансформаторов.

При выборе мощности трансформаторов используем расчетную нагрузку с учетом режима работы энергоснабжающей. Так как нагрузка на блочный трансформатор может манятся в зависимости от режима работы генератора и нагрузки на трансформатор собственных нужд. Собственный нужды в свою очередь могут быть запитаны от резервного трансформатора при работе генератора. Вследствии чего блочный трансформатор преобразует генераторную мощность.

Мощность одного трансформатора определяется по условию:

>,(кВ•А) (3.1.)

>200000 (кВ•А); 200000-22408,8=177591,2 (кВ•А).

Выбираем трансформатор типа ТДЦГ-250000/220. Паспортные данные трансформатора приведены в табл. 3.1 (по [7])

Таблица 3.1. Данные трансформатора Т1

ТИП	Мощно-сть, кВА	Uном, кВ	Пределы регулиро-вания	Uк, %	кВт	кВт	Iх,%	Rт,Ом	Хт,Ом	Qх, квар
		ВН	НН
ТДЦГ-250000/220	250000	242	15,75	±9х1,78%	10,5	600	207	0,65	0,56221	24,5969	1625

Потери в трансформаторах:

,(кВт) (3.2.)

,(квар) (3.3.)

Полная мощность на стороне ВН без учета на собственный нужды :

На стороне ВН выбираем открытое распределительное устройство - с выключателями в цепях системы шин, по 1 выключателю на каждую систему шин.

3.2 Выбор сечений проводов питающей линии 220кВ и определение ее параметров

Выбор проводов ВЛЭП произведен по экономической плотности тока[3]:

Расчетный ток:

(3.4.)

где n=1 - число цепей ВЛЭП.

,

, по [5, табл. 1.3.36].

Выбираем провод марки АС-240/32 сечением 240 (т.к. для сетей напряжением 220кВ минимальное сечение ВЛ составляет 240).

По [3, табл. 1.3.29] .

По [7, табл. 7.5] (Ом/км), (Ом/км), (см/км).

Расстояние от трансформатора до системы шин 220 кВ 0,8км.

Зарядная мощность линии:

(квар) (3.5.)

Определим потери мощности, считая генерацию реактивной мощности воздушной линией равной в начале и в конце линии.

,(кВт) (3.6.)

,(квар) (3.7.)

Мощность в конце линии:

3.3 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 6 кВ рабочего и резервного источников питания

При коротких замыканиях в системе собственных нужд существенное влияние на характер процесса и значение тока оказывают группы электродвигателей, включённых в близи места повреждения.

Для привода механизмов собственных нужд применяют в основном асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. При близком КЗ напряжение на выводах двигателей оказывается меньше их ЭДС. Электродвигатели переходят в режим генератора, посылающего ток к месту повреждения.

Составляющую тока КЗ от электродвигателей необходимо учитывать при проверке аппаратов и проводников распределительных устройств собственных нужд, а также при расчёте уставок релейной защиты оборудования 6 кВ. Для указанных цепей достаточно знать начальное значение периодической составляющей, ударный ток, значения периодической и апериодической составляющих тока КЗ в момент ф размыкания контактов выключателей.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ от электродвигателя определится по аналогии с синхронным генератором по выражению:

(3.8.)

где - сверхпереходная ЭДС;

- сверхпереходное индуктивное сопротивление электродвигателя.

Величины и не задаются в каталогах, однако в них указываются кратность пускового тока электродвигателя Кпуск., равная отношению пускового тока электродвигателя Iпуск к его номинальному току Iном. Прямое включение в сеть рассматривается в теории электрических машин как КЗ за сопротивлением . На этом основании в практических расчётах принимают:

Iп,о,д=Iпуск= Кпуск• Iном (3.9)

В отличии от генераторов, запас электромагнитной и кинетической энергии электродвигателей мал и периодическая составляющая тока КЗ быстро затухает

Iп,t,д= Iп,о,д• l-t/Т'д (3.10)

где Т'д - постоянная времени затухания тока КЗ (периодическая составляющая) от электродвигателей.

Апериодическая составляющая тока КЗ от электродвигателя описывается выражением:

Iа,t,д= Iп,о,д• l-t/Та,д (3.11)

где Та,д - постоянная времени затухания апериодического тока для цепи электродвигателей.

Ударный ток от электродвигателя определяется

п,о,д • kу,д (3.12.)

где: kу,д - ударный коэффициент, определяемый по известному Та,д.

К секциям собственных нужд электростанции подключается большое количество электродвигателей разных типов и мощностей. При оценке результирующего влияния всех электродвигателей на ток КЗ в месте повреждения целесообразно все электродвигатели заменить одним эквивалентным. Параметры эквивалентного электродвигателя следующие:

Таблица 3.2. Параметры эквивалентного электродвигателя

Коэффициент полезного действия зд Коэффициент мощности Постоянная времени периодической составляющей тока Т,д Постоянная времени апериодической составляющей Та,д Ударный коэффициент kу,д Кратность пускового тока, Кпуск	0,94 0,87 0,07 0,04 1,65 5,6

Согласно рекомендаций [19], уровни токов КЗ в системе собственных нужд электростанции должны быть рассчитаны с учетом режимов работы рабочих и резервных источников питания:

а) КЗ на шинах РУ собственных нужд рабочего источника питания с учетом токов КЗ от электродвигателей одной наиболее загруженной секции;

б) КЗ на шинах РУ собственных нужд резервного источника питания с учетом КЗ от электродвигателей рабочей секции одного блока и токов КЗ от электродвигателей секции другого блока, находящегося в режиме пуска или останова.

1. Расчет токов короткого замыкания на шинах 6 кВ рабочего источника питания

Определяем наиболее загруженную от двигательной нагрузки секцию рабочих шин 6 кВ. Согласно данным табл. 2.12. наиболее загруженной секцией является КРУ-3.

13587 кВт

Составляем расчетную схему (рис. 3.1.):

Составляем расчетную схему (рис. 3.2) замещения для определения тока КЗ от внешних источников (энергосистемы) и рассчитываем начальное значение периодической составляющей Iп,о,с. Считаем Iп,о,с незатухающим (удаленная точка).

Рис. 3.1. Расчетная схема

Рис. 3.2. Схема замещения трансформатора с расщепленной обмоткой НН

Рис. 3.3. Схема замещения

Принимаем базисную мощность Sб = 32 МВ*А (мощность рабочего трансформатора собственных нужд) и приводим сопротивления схемы замещения (рис. 3.2) к базовым условиям. Для упрощения записей звездочки при обозначениях сопротивлений опускаем. Определяем сопротивление системы (на схеме замещения обозначено 1) по выражению:

(3.13)

= 0,0018

Для определения сопротивления повышающего трансформатора ТДЦГ-250000/220 (на схеме замещения обозначен 2) воспользуемся рекомендациями [19].

Хт% = Uк в-н% (3.14)

Хт% = 11%

(3.15)

где Sн - номинальная мощность трансформатора ТДЦГ-250000/220, МВ*А.

Генератор блока 1 имеет следующие параметры:

- тип: SGen5-110B

- номинальная мощность: Sном. = 200 МВ•А

- сверхпереходное значение сопротивления по продольной оси: Х''d = 0,185о.е.

Сопротивление генератора (на схеме замещения Х3) определяется по выражению:

(3.16)

где где Sн - номинальная мощность генератора

= 0,0296

Для определения сопротивления рабочего трансформатора собственных нужд (на схеме замещения обозначен Х4) воспользуемся рекомендациями [19]. Составляем схему замещения трансформатора и определяем сопротивления обмоток.

Хтв% = 0,125•Uк в-н% (3.17)

Хтн1% = Хтн2%= 1,75•Uк в-н% (3.18)

Таким образом, сопротивление трансформатора (Х4), приведенное к базовым условиям, определяется:

Так как сопротивление Х2<<Х3, то можно утверждать, что генератор находится на большой электрической удаленности от места КЗ и его целесообразно для упрощения расчетов включить в состав энергосистемы. Составляем схему замещения для определения результирующего сопротивления.

Рис. 3.4. Схема замещения 2

Результирующее сопротивление от энергосистемы до места КЗ определяется:

(3.19)

При начальное значение периодической составляющей тока внешней сети будет равно

Значения ударного коэффициента kу,с и постоянной времени Та,с для заданной мощности трансформатора (32 МВ*А) определим из кривых, представленных в [19.рис.3.39]: kу,с = 1,82; Та,с = 0,05с.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ от эквивалентного электродвигателя КРУ 3определится

(3.20)

где - суммарная мощность электродвигателей, присоединенных к КРУ-3, МВт;

Uн - номинальное напряжение электродвигателей.

Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ

Iп,о = Iп,о,с + Iп,о,д (3.21)

Iп,о = 14,72 +5,288 = 20,008 кА

Ударный ток КЗ

(3.22)

кА

Результаты расчета токов трехфазного короткого замыкания на шинах 6 кВ рабочего и резервного источников питания представим в виде табл. 3.3.

Таблица 3.3 Результаты расчета токов короткого замыкания на шинах 6 кВ

Место КЗ	I(3)п,о, кА	(3)п,о, кА
Шины рабочего источника питания	20,008	49,23

Максимальный уровень КЗ ограничивается параметрами электрических аппаратов и токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки. Наиболее распространенным и действенным способом является использование трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения, что позволяет увеличить сопротивление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в два раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки. По этой причине в данном проекте применены трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Как будет показано ниже, этой меры оказалось достаточно для ограничения токов КЗ. Применение других мер, позволяющих регулировать уровни токов КЗ, оправдано только после специального технико-экономического обоснования, поэтому в данном проекте ограничимся применением трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

3.4 Расчёт тока короткого замыкания на шинах 15,75 кВ

Составляем расчётную схему

Рис. 3.5. Расчётная схема

Составляем расчётную схему замещения

Рис.3.6. Расчётная схема замещения

Расчёт выполним в относительных единицах. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 МВ*А, определим параметры схемы замещения.

Сопротивление генератора (Х3), приведённое к базовым условиям

Х3 = Х”dном = 0,185 = 0,925

Определяем ЭДС генератора по выражению:

Е” = (3.22.)

где I0 = 1;U0 = 1; = 0,85; = 0,53.

Значения параметров в относительных единицах взяты в предложении, что генератор до КЗ имел номинальную нагрузку.

Е” = = 1,1

Сопротивление повышающего трансформатора (Х2), приведённое к базовым условиям

Х2 =

Сопротивление системы (Х1), приведённое к базовым условиям

Х1 =

Сворачиваем схему замещения к точке КЗ и определяем результирующие сопротивления

Рис. 3.7. Результирующая схема замещения

Х4 = Х1 + Х2 = 0,085 + 0,55 = 0,635

Определяем базисный ток

Iб = кА

Токи по ветвям схемы при КЗ в точке К3 определятся

- от генератора

Iп,о,г = кА

- от системы

Iп,о,с = кА

Суммарный ток при трёхфазном коротком замыкании в точке К3

Iп,о = Iп,о,г + Iп,о,с = 43,59 + 57,73 = 101,32 кА

Определяем ударный ток короткого замыкания в точке К3

Ударный коэффициент для цепи генератора kу=1,973 [19.т.3.7.]. Ударный коэффициент для энергосистемы определим с учётом того, что ток к месту К3 поступает через блочный трансформатор 250 МВ*А. По [19.т.3.8.] имеем kу=1,8.

Ударные токи по ветвям схемы замещения:

- генератора

iу,г=• kу,г• Iп,о,г=• 1,973• 43,59=121,63 кА

- системы

iу,с=• kу,с• Iп,о,с=• 1,8• 57,73=146,96 кА

Суммарный ударный ток

iу = iу,г + iу,с = 121,63 + 146,96 = 268,59 кА

Результаты расчёта представим в виде табл. 3.4.

Таблица 3.4. Результаты расчёта токов КЗ на шинах генераторного напряжения 15,75 кВ

Место КЗ	I(3)п,о, кА	(3)п,о, кА
Шины генераторного напряжения	101,32	268,59

3.5 Расчёт токов короткого замыкания на шинах 0,4 кВ

В электроустановках напряжением до 1000 В расчётным видом является трёхфазное КЗ, так как при этом ток, его динамическое и тепловое воздействие достигают своего наибольшего значения. Расчёт тока КЗ покажем на примере для шин секции 3 , данные по расчёту токов КЗ на шинах НН других трансформаторов сведём в таблицу 4.7.1.

Шины 0,4 кВ секции К-33 питает трансформатор ТСЗС-1000, подключённый обмоткой НН непосредственно к шинам секции, поэтому при расчётах сопротивление шин учитываться не будет. В цепи обмотки НН трансформатора установлен автоматический выключатель. Рассчитываем ток трёхфазного КЗ за автоматом.

Составляем расчётную схему.

Uн =const. Zт Zкв Rк К(3)4

На схеме: Zт - полное сопротивление трансформатора ТСЗС-1000;

Zкв - полное сопротивление токовых катушек автоматического выключателя ВА 5735;

Rк - суммарное сопротивление различных контактных соединений.

Для трансформаторов ТСЗС-1000: ДРк=12 кВт; ДUк=5,5%.Определяем сопротивление трансформатора.

Rт = (3.23.)

Rт = = 1,92мОм

Zт = (3.24.)

Zт = = 12,8 мОм

Хт = = 12,65 мОм

Для автомата ВА 5735 имеем: Rкв=0,12 мОм; Хкв=0,09 мОм.

Суммарное сопротивление контактов при КЗ на шинах РУ следует принять: Rк = 15 мОм.

Ток трёхфазного КЗ а точке К4 определится:

(3.25.)

где R1 = Rт + Rкв + Rк = 1,92 + 0,12 +15 = 17,04 мОм;

Х1 = Хт + Хкв = 12,65, + 0,09 = 12,74 мОм.

= 11,85 кА

Коммутационная способность автомата ВА 5735 составляет 40 кА.

Iотк ? (3.26.)

40 >10,85 - условие выполнено.

Таблица 3.5.Расчёт токов короткого замыкания на шинах НН трансформаторов 6/0,4 кВ

Трансфор-матор	Тип трансфор-матора	Sнт кВ*А	ДРк кВт	ДUк %	Rт мОм	Zт мОм	Хт мОм	Автомат тип	Rкв мОм	Хкв мОм	Rк мОм	I(3) кА
К-33	ТСЗС-1000	1000	12	8	1,92	12,8	12,65	Э16В	0,12	0,09	15	10,85
системы возбуждения	ТСЗС-1000	1000	12	8	1,92	12,8	12,65	Э16В	0,12	0,09	15	10,85
К-34	ТСЗУ	1600	17	5,5	3,16	16,37	16,06	Э16В	0,12	0,09	15	9,47
пускового устройст-ва	ТСЗУ	1600	17	5,5	3,16	16,37	16,06	Э16В	0,12	0,09	15	9,47
Т-30Г	ТСЗС	1600	17	5,5	1,06	5,5	5,4	Э16В	0,12	0,09	15	13,51

Выполним проверку выключателей по коммутационной способности по условию (3.26.):

- ВА 5735: 40 > 10,85 - условие выполнено;

- ВА 5735: 40 > 10,85 - условие выполнено;

- ВА 5735: 40 >9,47- условие выполнено.

- ВА 5735: 40 > 9,47 - условие выполнено;

- ВА 5735: 40 > 13,51 - условие выполнено;

На отходящих линиях установлены автоматы серии ВА.

3.6 Проверка токов короткого замыкания в программе «Энергия»

Расчет выполнен с помощью программного комплекса “Энергия”. В программном комплексе воздушные линии представлены маркой провода, его сечением Fп (кв.мм), удельным активным сопротивлением R0 (Ом/км) и допустимым током Iдоп (А). Трансформаторы представляются: типом трансформатора, мощностью Sном (кВ•А), напряжением обмотки ВН U1НОМ и обмотки НН U2НОМ (кВ), потерями активной мощности Рхх и Ркз (кВт), Iхх (%), Uкз (%), активным R0 и реактивным X 0 сопротивлениями (Ом), числом ответвлений РПН и ПБВ n, а так же ступенью регулирования первичных обмоток ?К %. Генераторы представляются: типом генератора, его полной и активной мощностью Sном (кВ•А) и Рном (кВт), числом оборотов n (об/мин), cos ц; продольным переходным реактивным сопротивлением X' d (о.е.), продольным синхронным реактивным сопротивлением X d (о.е.), продольным сверхпереходным реактивным сопротивлением X'' d (о.е.).

Таблица 3.6.Результаты расчета периодической составляющей и ударных токов КЗ.

Место КЗ	Начальное значение периодической составляющей токов - ф. КЗ , кА	Ударный ток - ф. КЗ , кА
На линии к ОРУ-220 кВ с генератором	11,9	27,8
На ОРУ-220 кВ	14,7	33,3
На линии к ОРУ-220 кВ без генератора	10,7	27,2
Шины генератора 15,75 кВ	102	272
Шины 15,75 кВ без генератора	55	140
Шины СН 6 кВ	19,6	48,3
Шины СН 0,4 кВ	12,5	28,4
На Дк-1А	17,9	33,9

Принимаем в качестве расчётного наибольшее значение тока КЗ, берём трехфазное короткое замыкание. Следовательно, все оборудование в дальнейшем будет приниматься по току трехфазного КЗ.

3.7 Проверка сечений кабельных линий на напряжение 6 кВ по условию термической стойкости

Поскольку определены токи короткого замыкания на шинах 6 кВ, необходимо выполнить проверку сечений кабелей отходящих линий на термическую стойкость к токам КЗ. Минимальное сечение по термической стойкости определится:

qmin = (3.26)

где Вк - тепловой импульс КЗ;

Вычисляем тепловой импульс:

, (3.27)

где -время срабатывания защиты и выключателя,

сек - время затухания апериодической составляющей ударного тока КЗ

с - коэффициент для расчета сечений шин и кабелей, минимальных по условию термической стойкости к токам КЗ (С = 98.

,

qmin = мм

Ближайшее стандартное значение qcт = 95

Некоторые из выбранных ране сечений кабелей на напряжение 6 кВ не проходят проверку по условию термической стойкости, поэтому сечения их жил увеличиваем до значения мм2. Окончательно принятые к установке сечения кабелей приводим в табл. 3.7.

Таблица 3.7. Принятые к установке сечения кабельных линий, питающих высоковольтные двигатели и трансформаторы 6/0,4 кВ

Наименование	Марка и сечение кабеля	Наименование	Марка и сечение кабеля
ДС-1А-1ск.	ААШв 3х95	ДК-1А	2х ААШв 3х185
ДС-1А-2ск.	ААШв 3х150	ДК-1Б	2х ААШв 3х185
ДС-1Б-1ск.	ААШв 3х95	Пуск МЭН	ААШв 3х95
ДС-1Б-2ск.	ААШв 3х150	СЭН города №5	ААШв 3х95
ДВ-1А-1ск.	ААШв 3х95	СЭН города №6	ААШв 3х95
ДВ-1А-2ск.	ААШв 3х95	Насос кислотной промывки	ААШв 3х95
ДВ-1Б-1ск.	ААШв 3х95	Первомайский насос №4	ААШв 3х95
ДВ-1Б-2ск.	ААШв 3х95	Золосмывной насос 1А	ААШв 3х95
ЦЭН-1А-1ск.	ААШв 3х95	Золосмывной насос 1Б	ААШв 3х95
ЦЭН-1А-2ск.	ААШв 3х95	Промывочный насос №4	ААШв 3х95
ЦЭН-1Б-1ск.	ААШв 3х95	К-33	ААШв 3х95
ЦЭН-1Б-2ск.	ААШв 3х95	системы возбуждения	ААШв 3х95
КЭН-1А	ААШв 3х95	К-34	ААШв 3х95
КЭН-1Б	ААШв 3х95	пускового устройства	ААШв 3х95
КЭН-1В	ААШв 3х95	Т-30Г	ААШв 3х95
ПЭН-1А	ААШв 3х150	ПЭН-1В	ААШв 3х150
ПЭН-1Б	ААШв 3х150

3.8 Проверка кабельных линий на напряжение 0,4 кВ по условию термической стойкости

Для защиты от КЗ и перегрузок потребителей 0,4 кВ принимаем автоматические выключатели марки ВА 5735 производства ООО «Иркутский завод электромонтажных изделий». Технические параметры автоматических выключателей ВА5735 - трехполюсный автоматический выключатель для защиты электрических цепей с напряжением 400/690 В переменного тока частотой 50 Гц. Он предназначен для нечастых оперативных включений и отключений с частотой до 30 циклов включения/отключения в сутки. При напряжении 400 В номинальная предельная наибольшая отключающая способность выключателей серии ВА 5735 - 40 кА, при напряжении 690 В отключающая способность - 18 кА.

Кабели должны обладать необходимой термической стойкостью к действию токов КЗ на шинах 0,4 кВ, поэтому необходимо проверить выбранные сечения КЛ. В данных расчетах принимаем, что в качестве защиты линий используется токовая отсечка со временем срабатывания 0,1 с.

Вычисляем тепловой импульс:

(3.28.)

где - время срабатывания защиты и выключателя,

сек - время затухания апериодической составляющей ударного тока КЗ

Минимально допустимое сечение кабеля определим по формуле:

(3.29)

где с - коэффициент для расчета сечений медных шин и кабелей, минимальных по условию термической стойкости к токам КЗ (С = 100 , по [9]).

,

Принимаем минимальное значение FСТ = 25 мм2 Согласно расчёту, КЛ питающие потребителей 0,4 кВ сечения которых меньше 25 мм2 необходимо увеличить до 25 мм2.

4. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

На рис. 4.1. представлена структурная схема блока 1.

Рис . 4.1. Структурная схема блока 1

4.1 Выбор выключателей ОРУ - 220 кВ

Выбран [32] элегазовый выключатель 242 PMR 40 трехполюсный баковый, наружной установки, со встроенными трансформаторами тока , Uном = 220 кВ, Iном = 2000 А, номинальный ток отключения 40 кА производство ООО «АББ Электроинжиринг» г.Москва.

Максимальный ток продолжительного режима:

(4.1.)

Таблица 4.1. Результаты проверки элегазового выключателей Q1, Q2.

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети = 220 кВ I прод.расч. = 590 А	Uном = 220 кВ I ном = 2000 А	По условию длительного режима
кА	i дин= 100 кА	По динамической стойкости
= = 8,8 кА	= =71,6 кА	По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения
Вк = 45,38	=4800	По термической стойкости
кА кА	кА кА	По току включения
Тип привода		Пружинно-гидравлический

, (4.2.)

где с, с. (4.3.)

ф = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,04 = 0,05 с ;

кА ; (4.4.)

кА. (4.5.)

где: Uном и Iном - номинальное напряжение и номинальный ток выключателя;

Uсети - номинальное напряжение сети, где установлен выключатель;

Iпрод.расч - максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима;

Вк -интеграл Джоуля для заданной цепи;

tотк-полное время отключения ткз.

tрз - время действия резервной защиты цепи, где установлен выключатель;

tо.в. - полное время отключения выключателя с приводом; Iо.ном - номинальный ток отключения выключателя; - апериодическая составляющая ткз в момент времени t,

tзащ.мин - минимальное время срабатывания релейной защиты (tзащ.мин=0.01с);

tо.с - собственной время отключения выключателя с приводом;

iв.ном - амплитудное значение номинального тока включения;

Iв.ном - действующие значение номинального тока включения выключателя;

Iтер, tтер - ток и время релейной защиты по условию термической стойкости.

4.2 Выбор генераторного выключателя

В цепи генератора принят элигазовый выключатель HECS - 80[32]. Проверим генераторный выключатель по условиям выбора , данные проверки сведём в табл 4.2.

Таблица 4.2. Данные проверки генераторного выключателя Q3, Q8.

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 15,75 кВ I прод.расч. = 7330 А	Uном = 23 кВ I ном = 8500 А	По условию длительного режима
кА	i дин= 220 кА	По динамической стойкости
= =109,4 кА	= =154,8 кА	По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения
Вк =	=25600	По термической стойкости
кА кА	кА кА	По току включения
Тип привода		Электромагнитный

, (4.6.)

где с, с, по [6,табл.3.2]

ф = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,035 = 0,045 с ;

кА ; (4.7.)

кА. (4.8.)

4.3 Выбор выключателей на напряжение 6 Кв

Выключатели являются основным коммутационным аппаратом и служат для отключения и включения в различных режимах работы. Наиболее ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее КЗ.

При выборе выключателей необходимо учитывать основные требования, предъявляемые к ним. Выключатели должны надежно отключать любые токи: нормального режима и КЗ, а также малые индуктивные и емкостные токи без появления при этом опасных коммутационных перенапряжений. Для сохранения устойчивости работы, системы отключения КЗ должно производиться как можно быстрее. Конструкция выключателя должна быть простой, удобной для эксплуатации и транспортировки. Выключатель должен обладать высокой ремонтопригодностью, взрыво и пожаробезопасностью.

Выбор выключателя покажем на примере для выключателя рабочего ввода секции А 6 кВ. Данные по выбору других выключателей оформим в виде таблицы.

Определим расчетный ток продолжительного режима для выключателя рабочего ввода секции А 6 кВ и, соответственно, для ошиновки обмотки низшего напряжения рабочего трансформатора собственных нужд ТРДН-32000/15 с учетом расщепления.

(4.9.)

где Sн = Sн.т./2 - номинальная мощность обмотки низшего напряжения трансформатора с учетом расщепления.

Предварительно выбираем вакуумный выключатель BB/TEL-10-31.5/2000-УХЛ2, [25] рассчитанный на номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 2000А.

Проверим выключатели Q4, Q5 по условиям выбора, данные проверки сведём в табл 4.3.

Таблица.4.3. Данные проверки вакуумного выключателя BB/TEL-10-31.5/2000-УХЛ2.

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети = 6 кВ I прод.расч. = 1146.26 А	Uном = 10 кВ I ном = 2000 А	По условию длительного режима
кА	i дин= 81кА	По динамической стойкости
= 38,99кА	=61,6 кА	По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения
Вк = 97,9		По термической стойкости
кА кА	кА кА	По току включения
Тип привода		Электромагнитный

, (4.10.)

где с, (4.11.)

с, по [6] (табл. 3.4.1).

ф = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,035 = 0,045 с ; (4.12.)

кА ; (4.13.)

кА. (4.14.)

Самый крупный потребитель ДК-1 Q6, Q7 имеет Iпрод.расч. =529,81 А. Для потребителей КРУ-6 кВ выбираю вакуумный выключатель [28] BB/TEL-10-20/1000-У2-51-F из [2, таблицы 5.1]. Проверим выключатель потребителей по условиям выбора , данные проверки сведём в табл. 4.4.

, (4.15.)

где с, с, по [6] (табл. 3.4.2).

ф = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,035 = 0,045 с ; (4.16.)

кА ; (4.17.)

кА. (4.18.)

Таблица.4.4.Данные проверки вакуумного выключателя BB/TEL-10-20/1000-У2-51-F

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети = 6 кВ I прод.расч. = 529.81 А	Uном = 10 кВ I ном = 1000 А	По условию длительного режима
кА	i дин= 51 кА	По динамической стойкости
=38,99кА	=41,5 кА	По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения
Вк = 311,65		По термической стойкости
48,3кА кА	кА кА	По току включения
Тип привода		Электромагнитный

Для формирования КРУ 6 кВ принимаем к установке тип комплектного распределительного устройства внутренней установки D-12P из [27]. Данные сведём в табл. 4.5.

Табл. 4.5. Основные технические данные КРУ-6 кВ D-12P

Параметры	Шкафы выкатного исполнения
Номинальное напряжение, кВ	6
Номинальный ток, А	1600
Шкафов	49
сборных шин	1600
Тип выключателя	BB/TEL-10-31.5/2000 BB/TEL-10-20/1000
Тип привода	электромагнитный
Номинальный ток отключения, кА	31,5
Электродинамическая стойкость ,кА	80

4.4 Выбор разъединителей 220 кВ

Выбираем разъединители РПД-2-220/1600 УХЛ1 производства ОАО «Уралэлектротяжмаш» г.Екатеринбург ,трехполюсные с двумя комплектами заземляющих ножей, Uном = 220 кВ, Iном =1600 А с электродвигательным приводом типа ПМН-1000; разъединитель РПД-1п-220/1600 УХЛ1, трехполюсный с одним комплектом заземляющих ножей со стороны пальцевого контакта, и разъединитель РПД-1к-220/1600 УХЛ1, трехполюсный с одним комплектом заземляющих ножей со стороны кулачкового контакта.

Таблица 4.6. Результаты проверки разъединителей.

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 220 кВ Iпрод.расч.= 590 А	Uном =220 кВ Iном = 1600 А	По условию длительного режима
кА	iдин = 102 кА	По динамической стойкости
Вк = 45,38	=4800	По термической стойкости

4.5 Выбор ограничителей перенапряжения ОРУ-220 кВ

Для защиты оборудования напряжением 220кВ от недопустимых перенапряжений выбран ограничитель перенапряжения. Тип [30] EXLIM Q216 XV 245 ,нелинейный для сети 220 кВ, Uном ОПН = 228 кВ, длительно допустимое рабочее напряжение 245 кВ, Номинальный разрядный ток 8/20мкс, 10 кА . Производитель ООО «АББ Электроинжиринг» г.Москва.

4.6 Выбор токопровода КРУ 6 кВ

Выбор ошиновки в цепи НН рабочего и резервного ТСН до вводов в распределительное устройство 6 кВ.

Согласно рекомендаций [4], для участка со стороны НН ТСН до вводов в РУ 6 кВ применяем комплектный токопровод без разделения фаз типа ТЗКР-6-1600-51 [31], параметры которого приведены в табл. 4.7.

Таблица 4.7. Технические данные комплектного токопровода ТЗКР-6-1600-51

Номинальное напряжение	6 кВ
Номинальный ток	1600 А
Электродинамическая стойкость	51 кА
Сечение токоведущих шин	Двутавр, площадь сечения 14600 мм2
Расположение шин	По треугольнику
Характеристика кожуха:
Форма	Цилиндрическая
материал	Сталь

Проведём проверку выбранного токопровода по следующим условиям:

- по номинальному току

Iном ? Iрасч (4.19.)

1600 А> 1466,3 А - условие выполнено;

- по электродинамической стойкости

iдин ? iу (4.20)

51 кА>48,3 кА- условие выполнено.

Принимаем к установке комплектный токопровод ТЗКР-6-1600-51.

4.7 Выбор токопровода на генераторное напряжение 15,75 кВ

Согласно рекомендаций, в блоке генератор повышающий трансформатор, а также отпайка к рабочему ТСН выполняются комплектным пофазно- экранированным токопроводом. Предварительно по [31], выбираем комплектный токопровод ТЭКНЕ-ЭП-20-8000-300 УХЛ1,Т1. В таком токопроводе секции кожухов каждой фазы соединены сваркой. По концам токопровода кожухи трёх фаз соединены между собой. В такой системе образуются токи, циркулирующие вдоль кожухов и создающий магнитный поток, который почти полностью компенсирует внешний магнитный поток токопровода. В окружающих металлических конструкциях нагрева от вихревых токов на возникает.

Параметры токопровода приведены в табл. 4.8.

Таблица 4.8. Технические данные комплектного пофазно - экранированного токопровода ТЭКНЕ-ЭП-20-8000-300 УХЛ1,Т1

Тип турбогенератора	Siemens SGen5-100B
Номинальное напряжение, кВ Турбогенератора токопровода	15,75 20
Номинальный ток, А Генератора токопровода	7330 8000
Электродинамическая стойкость, кА	300
Токоведущая шина dxs, мм	420х10
Кожух (экран) Dxд, мм	890х5
Междуфазное расстояние, мм	1280
Тип опорного изолятора	ОФР-20-750
Шаг между изоляторами, мм	5000 - 8000
Тип применяемого трансформатора напряжения	ЗНОМ - 15
Тип встраиваемого трансформатора тока	ТШВ-15-0,2-8000\5 У3 ТВГ-15-4000/5 У3

Проверку токопровода выполняем по следующим условиям:

- по номинальному току

Iном ? Iпрод.расч

8000 А> 7330 А- условие выполняется

- по электродинамической стойкости

iдин ? iу

300 кА > 281 кА - условие выполнено.

Принимаем к установке в цепи генератор - повышающий трансформатор с отпайкой к обмотке высшего напряжения рабочего ТСН комплектный токопровод ТЭКНЕ-ЭП-20-8000-300 УХЛ1,Т1

4.8 Выбор трансформаторов тока на стороне 6кВ

На выводе 6 кВ трансформатора ТРДН 32000/15 15,75/6,3 кВ устанавливаем [29] ТТ ТШЛК-6 производства ОАО «Свердловский завод трансформаторов» . Трансформаторы тока ставим в каждой фазе.

Таблица.4.9. Проверка трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети=6 кВ Iпрод.расч=1146.26 кА	Uном=6 кВ Iном=1500 А (при нагрузке 0.8 Ом)	По условию длительного режима
Z2расч=0,412	Z2ном=0.8 , Класс точн.= 0,5	По нагрузочной способности
Вк = 97,9	Вк=182 ·3 = 972	По термической стойкости tр.з.мах і tр.з.

Проверка по нагрузочной способности:

Вычислим сопротивление приборов:

Zамп.=Sпотр. обм / I2=0.1/52=0.004 Ом; (4.28.)

Zватт.=Sпотр. обм / I2=0.1/52=0.004 Ом;

Zвар.= Sпотр. обм / I2 = 0,1/52 = 0,004 Ом;

Zсч.акт./реакт.= Sпотр. обм / I2=0,1/52=0.004 Ом;

где Sпотр. обм - мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора;

I - ток во вторичной обмотке трансформатора тока

Рис.4.2.а. Схема включения измерительных приборов в полную звезду

Рис.4.2.б. Схема включения измерительных приборов в полную звезду

Таблица 4.10. Расчёт нагрузки вторичной обмотки ТТ

Прибор	Тип	Нагрузка создаваемая прибором, Ом
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-350	-	0,004	-
Ваттметр	Д-365	0,004	-	0,004
Варметр	Д-365	0,004	0,004	0,004
Счетчик активной/реактивной энергии	СЭТ - 4ТМ0.3М	0,004	0,004	0,004

Все фазы являются одинаково нагружены, рис.4.2 (а).

Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А:

Z2расч = Zприб + rпров + rконт = Zсч.акт./реакт. + ZВАР. + ZВАТ + rпров + rконт= = 0,004 + 0,004 + 0,004 + 0,05 + rпров =0,062 + rпров (4.29.)

находим допустимое сопротивление провода:

rпров. доп.=Z2 ном - Zприб - rконт= 0,8-0,062=0,738 Ом (4.30.)

находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

, где (4.31.)

r - удельное сопротивление для медного провода (r=0,018 Ом•мм2 /м );

l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 150м по [1] (стр.44));

rконт - сопротивление контактов, принимается по [1] (стр.44);

rпров. доп. -допустимое сопротивление провода.

Вычислим минимальное сечение медного провода:

q = 0,018 Ч 150 / 0,738 = 3,68 мм2

из условий механической прочности по [5] (табл.7.10) принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм2

q=4 мм2 Ю rпров.= 0,018Ч150/4=0,678 Ом

Z2расч = 0,678+0,062 = 0,737 < 0,8 следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

На отходящих кабельных линиях ставим ТТ ТПЛК-6 производства ОАО «Свердловский завод трансформаторов».

Таблица 4.12. Проверка трансформатора тока ТПЛК-6

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети=6 кВ Iпрод.расч=529,81 А	Uном=6 кВ Iном=600 А класс точности=0.5	По условию длительного режима
I у=48,3 кА	Iдин=74,5 кА	По динамической стойкости
Z2расч = 0,291 Ом	Z2ном = 0,4 Ом	По нагрузочной способности
Вк = 311,65	Вк=14,52 . 3=630,8	По термической стойкости tр.з.мах і tр.з.

Таблица 4.13. Расчёт нагрузки вторичной обмотки ТТ

Прибор	Тип	Нагрузка создаваемая прибором, Ом
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-350	-	0,004	-
Счетчик активной/реактивной энергии	СЭТ - 4ТМ0.3М	0,004	0,004	0,004

Самой нагруженной фазой является фаза В, рис. 6.1 (б).

Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы В:

Z2расч = Zприб + rпров + rконт = Zсч.акт./реакт. + ZАМП. + Zсч.акт./реакт. + rпров + rконт = 0,004 + 0,004 + 0,05 + rпров =0,058 + rпров (4.32.)

щекинский трансформатор электрический нагрузка

находим допустимое сопротивление провода:

rпров. доп.=Z2 ном - Zприб - rконт= 0,4-0,058=0,342 Ом (4.33.)

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

, где (4.34.)

r - удельное сопротивление для медного провода (r=0,018 Ом•мм2 /м );

l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 150м);

rпров. доп. - допустимое сопротивление провода.

В результате получаем минимальное сечение медного провода:

q = 0,018 Ч 150 / 0,342 = 7,89 мм2;

Принимаем по [5] (табл.7.10) сечение контрольного два кабеля 4 мм2.

q=8 мм2 Ю rпров.= 0,018Ч150/8=0,338 Ом;

Z2расч= 0,058 + 0,338 = 0,396 < 0,4 (Z2ном) следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

4.9 Выбор трансформаторов напряжения

На секции 6 кВ ставим ТН типа НАМИТ -6-66У3 производства ОАО "Свердловский завод трансформаторов "

первичное напряжение 6000 В;

вторичное напряжение 100 В;

допустимая мощность 200 ВЧА при (классе точности 0.5);

группа соединений обмоток Y0/Y0/D-0.

Проверка по нагрузочной способности:

Рассчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжений выполним согласно [3] (табл. 4.15) и сведём его в табл 4.14.

Таблица 4.14. Рассчёт нагрузки вторичной обмотки ТН

Наименование прибора	Тип	Число катушек	Потребляемая мощность одной катушки В·А	Число приборов	P, Вт	Q, В·А
Вольтметр	Э-350	1	2	1	2	0
Ваттметр	Д-365	2	1,5	1	3	0
Варметр	Д 365	3	2	1	6	0
Счетчик активной энергии	СЭТ-4ТМ 0.3М	3	1(1,5)	7	3·7·1= 21	3·7·1,5= 31,5

(4.32.)

для класса точности 0.5, по [4] (табл. 5.19).

Так как условие выполняется, то не требуется устанавливать дополнительные трансформаторы напряжения.

Таблица 4.15. Параметры ТН типа НАМИТ -6-66У3

Вторичное напряжение	100 В
Первичное напряжение	6000 В
Допустимая мощность	200 В·А при классе точности 0.5

5. РАСЧЕТ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ В ПРОГРАММЕ «MUSTANG.WIN»

В данном разделе рассмотрим устойчивость энергосистемы Тульской области и возникающие явления на шинах собственных нужд, на примере короткого замыкания на участке между трансформатором генератора Т-1 и системой шин 220кВ.

Рассмотрим первый случай КЗ длительностью 0,16 с что соответствует «методическим указаниям по устойчивости энергосистемы». На шинах собственных нужд установлены асинхронные двигатели имеющие характеристики (рис. 5.1.). Автоматика работы программы показана на рис. 5.2.

Рис. 5.1. Характеристики асинхронного двигателя дожимного компрессора

Рис. 5.2. Автоматика работы программы

Переходным процессом относятся режим от начального возмущения до окончания вызванным электромеханическим процессом.

На рис. 5.3. изображен график изменения частот генераторов тульской области при КЗ, на участке указанном выше. При этом Блок 1 Щекинской ГРЭС отключается и выключатель генератора и на шинах 220 кВ отключается через 0,16 с после начало возмущения.

Рис.5.3.Изменение частоты на генераторах Тульской области при КЗ 0,16с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

На графике показывается увеличение частоты в первоначальный момент времени при возникновении КЗ, после отключения КЗ происходит постепенное снижение частоты. В результате происходит изменение частоты с затуханием. На графике можно выделить две группы генераторов. 1 группа Это генераторы расположенные на достаточном удалении от места КЗ узлы 128,129 и т.д. На них возникает плавное изменение. 2 группа это два генератора находящиеся на Щекинской ГРЭС и подключенные к линиям 220 кВ. Данные генераторы имеют более быстрый рост изменения частоты чем первая но после КЗ стремятся вернутся в общий диапазон частот, под действием возбуждения генератора и регулятора скорости. Что приводит к общему изменению частот.

На рис. 5.4 показывается изменение напряжения на шинах 220кВ и напряжение на шинах возбудителей двух генераторов Щекинской ГРЭС. Как видно из графика на шинах 220 кВ происходит провал напряжения при кз до 7 кВ и резкий рост после отключения кз, с качанием напряжения и постепенное выравнивание до нормального напряжения. Напряжение на шинах возбудителей двух генераторов Щекинской ГРЭС происходит увеличение напряжения во время кз. Данная ситуация происходит при включении форсировки на генераторах стремящаяся к поднятию напряжения на линиях 220 кВ. Изменения напряжения на шинах возбудителей выравнивается, до нормальных после стабилизации напряжения на линиях 220кВ.

График изменения напряжения на шинах 6 кВ собственных нужд показан на рис. 5.5. При возникновение кз блок №1 отключается, а питание собственных нужд переходит от резервного трансформатора Т-120В. В первый момент кз напряжение на шинах 6кВ понижается до 1,9кВ. После отключения кз и перехода на резервный трансформатор происходит восстановление напряжения на КРУ не резко, а плавно так как происходит разворот двигателей собственных нужд с качанием напряжения. Во время посадки

Рис.5.4.Изменение напряжения шинах 220кВ и шинах возбудителей двух генераторов Щекинской ГРЭС при КЗ 0,16с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

Рис.5.5.Изменение напряжения шинах 6кВ собственных нужд Щекинской ГРЭС при КЗ 0,16с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

напряжения возникает торможение двигателя связанное с увеличением скольжения двигателей собственных нужд и продолжается до нормализации напряжения на шинах КРУ 6кВ рис. 5.6.

Рис.5.6.Изменение скольжения на двигателях собственных нужд при КЗ 0,16с на линии от блочного трансформатора Т1 к шинам 220 кВ

Второй случай КЗ длительностью 0,5 с что не соответствует «методическим указаниям по устойчивости энергосистемы». На шинах собственных нужд установлены асинхронные двигатели имеющие характеристики рис. 5.1. Автоматика работы программы показана на рис. 5.7.

Рис. 5.7. Автоматика работы программы

На рис. 5.8. изображен график изменения частот генераторов тульской области при КЗ, на участке указанном выше.

На графике показывается увеличение частоты в первоначальный момент времени при возникновении кз, после отключения кз происходит постепенное снижение частоты. В результате происходит изменение частоты с затуханием. На графике можно выделить две группы генераторов. 1группа это генераторы расположенные на достаточном удалении от места кз узлы 128,129 и тд. На них возникает плавное изменение. 2 группа это два генератора находящиеся на Щекинской ГРЭС и подключенные к линиям 220 кВ. Данные генераторы имеют более кривую характеристику чем первая но стремятся вернутся в общий диапазон частот, под действием регулятора скорости, возбуждения генератора. Так как продолжительность кз больше нормативных и у возбудителей не хватает мощности чтобы вернуть генераторы к остольной энергосистеме. Но качания постепенно увеличивается что приводит к срыву генератора в асинхронный ход.