Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский национальный технический университет

Факультет: Энергетический

Кафедра: Электрические станции

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Производство электроэнергии»

Тема: «ТЭЦ-240 МВт»

Исполнитель: студент энергетического факультета V кура гр 306328

Наркевич Алексей Леонидович

Содержание

• Введение
• 1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
• 1.1 Составление структурных схем выдачи мощности
• 1.2 Выбор основного оборудования для первого варианта схемы
• 1.2.1 Выбор генераторы для первого варианта схемы
• 1.2.2 Выбор трансформаторов
• 1.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд
• 1.3 Выбор основного оборудования для второго варианта схемы
• 1.3.1 Выбор генераторы для второго варианта схемы
• 1.3.2 Выбор блочных трансформаторов
• 1.3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд
• 1.4 Выбор схем распределительных устройств
• 2. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений
• 3. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
• 3.1 Расчетная схема замещения
• 3.2 Расчет токов короткого замыкания в точке К1
• 3.3 Расчет токов короткого замыкания в точке К5
• 3.4 сводная таблица расчетных токов короткого замыкания
• 4. Выбор электрических аппаратов
• 4.1 Выбор электрических аппаратов на напряжение 220кВ
• 4.2 Выбор электрических аппаратов на напряжение 10кВ
• 4.3 Выбор электрических аппаратов на напряжение 6,3кВ в цепи собственных нужд электростанции
• 4.4 Выбор ограничителей перенапряжений
• 5. Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов, шины распределительных устройств всех напряжений)
• 5.1 Выбор проводников на напряжение 10кВ
• 5.2 Выбор проводников на напряжение 6кВ ТСН - РУ СН
• 5.3 Выбор проводников на напряжение 220кВ
• 6. Выбор типов релейной защиты (генераторов, трансформаторов, шин, отходящих ЛЭП и т.д.)
• 7. Выбор измерительных приборов (в цепях генераторов, трансформаторов, ЛЭП) и измерительных трансформаторов (тока и напряжения)
• 8. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств имеющихся в проекте
• Заключение
• Литература
• Введение
• Рост и развитие городов, промышленных производств вызывает рост потребляемых мощностей и требует развитие энергосистемы. Это ставит перед инженерами-электриками ответственные задачи, одна и з которых- проектирование электрических систем и сетей - требует применения теоретических знаний для решения сложных комплексных вопросов. Решению данных вопросов в учебных целях рассматривается в курсовом проектировании. Целью курсового проектирования является закрепление теоретических знаний по данной и смежным дисциплинам; приобретения навыков пользования справочной литературой, ГОСТами, едиными нормами и расценками, расчета технико-экономических показателей.
• В данном курсовом проекте рассматривается порядок расчета теплоэлектроцентрали (далее ТЭЦ) 240МВт.
• Электроэнергетической системой называют совокупность электрической части электрических станций и электрических сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии (далее ЭЭ) при общем управлении этим режимом. ТЭЦ - это тепловая электрическая станция, осуществляющая выработку и отпуск электрической и тепловой энергии. Отпуск электроэнергии на повышенном напряжении осуществляется в электрическую сеть. Электрической сетью, в свою очередь, называется совокупность подстанций (далее ПС) и соединяющих их линий электропередачи (далее ЛЭП): предназначенная для передачи и распределения ЭЭ. Выдача электроэнергии на низком напряжении осуществляется по кабельным линиям (далее КЛ).
• Проектируемая ТЭЦ должна удовлетворят определённым техническим и технико-экономическим требованиям. На первом этапе с учётом некоторых из этих требований составляются варианты конфигурации схемы. Выбираются типы основного оборудования для данных вариантов. Далее проводится технико-экономический сравнительный анализ и выбор оптимального варианта схемы, для которого проводятся дальнейшие расчеты. Оптимальным вариантом является тот, который имеет наименьшее значение приведенных затрат.
• Для выбранного варианта составляется расчетная схема замещения с указанием предполагаемых точек КЗ и для каждой из них производится расчет токов короткого замыкания. По результатам расчетов производится выбор электрических аппаратов и проверка их на термическую и динамическую стойкость. Так же выбираем токоведущие части на разные номинальные напряжения. Производят выбор измерительных приборов и типов устройств релейной защиты. Также приводится описание распределительных устройств (далее РУ) высшего (далее ВН) и низшего (далее НН) напряжения.
• 1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
• 1.1 Составление структурных схем выдачи мощности
• При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляем структурные схема выдачи электроэнергии (мощности) на которых показываем основные функциональные части электроустановки (РУ, трансформаторы (Т), генераторы (Г)) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разработки более подробных и полных принципиальных схем, а также для общего ознакомления с работой электроустановки.
• Выдача мощности в энергосистему, согласно заданию на курсовое проектирование, осуществляется на повышенном напряжении 220кВ. Следовательно, в качестве РУ ВН принимаем РУ 220кВ.
• Отпуск электроэнергии близлежащим потребителям осуществляется на пониженном напряжении 10кВ. Следовательно в качестве РУ НН принимаем РУ 10кВ. В качестве РУ НН на ТЭЦ могут применяться генераторные распределительные устройство (далее ГРУ), с непосредственным подключением генераторов малой мощности (до 80МВт), а связь с РУ ВН осуществляется посредствам трансформаторов связи; либо комплектные распределительные устройство (далее КРУ), получающие питание отпайкой от блока генератор-трансформатор через токоограничивающие реактора(для ограничения токов короткого замыкания)
• Для первого варианта примем выдачу мощности близлежащим потребителям на генераторном напряжении от шин ГРУ 10кВ. Для рассматриваемого варианта примем подключение к шинам ГРУ двух генераторов мощностью 60МВт (число подключаемых генераторов не менее двух и не более четырех). Также принимаем подключение одного генератора мощностью 120МВт к РУ ВН по схеме блок генератор трансформатор. Подключение рабочих трансформаторов собственных нужд (далее с.н.) ТN1 и ТN2 осуществляется к ГРУ 10кВ,ТN3 - отпайкой от блока генератор -трансформатор. Резервный трансформатор с.н. подключается отпайкой к трансформатору связи Т2. Структурная схема первого варианта приведена на рисунке 1.1 .
• Для второго варианта принимаем выдачу мощности близлежащим потребителям от шин КРУ 10кВ. питание КРУ 10кВ получает отпайкой от двух блоков генератор-трансформатор мощностью 120МВт каждый, через токоограничивающие реактора. Рабочие трансформаторы с.н. (далее ТСН)ТN1 и ТN2 подключаются отпайкой от блока, до трансформатора. Резервный ТСН подключается к шинам РУ ВН. Структурная схема второго варианта приведена на рисунке 1.2 .
• Рисунок 1.1 Структурная схема первого варианта

• Рисунок 1.2 Структурная схема второго варианта

1.2 Выбор основного оборудования для первого варианта схемы

К основному оборудованию электрической части электростанции относятся генераторы и силовые трансформаторы.

1.2.1 Выбор генераторы для первого варианта схемы

Принимаемый к установке генератор должен соответствовать следующему условию:

 (1.2)

В качестве турбогенераторов Г1 и Г2 принимаем по [8] табл. 2.1. генераторы типа ТВФ-63-2У3, Г3 - ТВФ-120-2У3. Это турбогенераторы с водородным косвенным охлаждением обмоток статора и непосредственным (фарсированным)охлаждением обмотки ротора; номинальной активной мощностью 63 и 120 МВ?А соответственно; исполнением для умеренного климата внутренней установки.

Номинальные параметры выбранных турбогенераторов сводим в таблицу 1.1

Таблица 1.1 Параметры турбогенераторов для первого варианта структурной схемы

Обозначение	Марка	Активная мощность, МВт	Полная мощность, МВ*А	Номинальное напряжение, кВ	Схема соединения обмоток	xd'', о.е.	xd', о.е.	xd, о.е.	Расчетная ориентировочная цена, у.е.
Г1,Г2	ТВФ-63-2У3	63	78,75	10,5	Д/Y	0,14	-(0,233)	-0,253	2820
Г3	ТВФ-120-2У3	120	125	10,5	Y Y	0,205	-	-	5040

1.2.2 Выбор трансформаторов

Трансформаторами связи называются трансформаторы связывающие РУ разного напряжения и которые могут в данных условиях работать и как повышающие и как понижающие. В данном случае трансформаторы связи связывают шины ГРУ 10кВ с энергосистемой. Для выбора трансформаторов Т1 и Т2 рассмотрим следующие случаи:

- Минимум нагрузки на шинах ГРУ с параллельной выдачей избыточной мощности в энергосистему:

; (1.2)

где Р_г и cos_г- номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;

P_г.н.мин - минимальная нагрузка шин генераторного напряжения;

cos_ср - средний коэффициент мощности нагрузки, принимается 0,8 - 0,9;

P_сн - мощность, потребляемая собственными нуждами;

cos_сн - коэффициент мощности собственных нужд, принимается равным 0,8[7](c.11).

Мощность, потребляемая собственными нуждами:

; (1.3)

где k_с - коэффициент учитывающий расход на собственные нужды, соответственно равный 7,8% (из задания по курсовому проекту).

- Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов определяется:

, (1.4)

где P_с._макс, cos_с - максимальная нагрузка и коэффициент мощности потребителей на среднем напряжении (для U_c=35 кВ cos_c принимается равным 0,9, а для 110-220 кВ - 0,93). В нашем случае P_с._макс, принимаем равным нулю, так как на проектируемой ТЭЦ выдачи мощнасти на среднем напряжении не осуществляется.

В первом случае получим (1.2):

МВ•А;

Во втором случае из (1.4):

.

В качестве расчетного принимаем результат первого случая.

При аварийном отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора (наложение аварий) перегрузка оставшегося в работе трансформатора не должна превышать 1,4. Следовательно:

(1.5)

Принимаем к установке трансформаторы связи мощностью 80 МВ?А типа ТД-80000/220-УХЛ1 - трансформатор двухобмоточный с системой охлаждения Д (дутьем и естественной циркуляцией масла), устройством регулирования напряжения без нагрузки(ПБВ) в обмотке низкого напряжения, номинальной мощностью 80000кВ?А, номинальным напряжением обмотки ВН 220кВ, в исполнении для умеренного и холодного климота открытой установки. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.2

Таблица 1.2 Параметры трансформаторов Т1,Т2 и Т3 для первого варианта схемы

Обозначение на схеме	Тип Трансформатора	Номинальная мощность Sном, МВ?А	Номинальное напряжение обмоток, кВ	Потери ххPх, кВт	Потери короткого замыкания Pкз, кВт	Uk,%	Ix,%
			Uном ВН	Uном НН
Т1, Т2	ТДН-80000/220-УХЛ1	80	220	10,5	79	315	11	0.45
Т3	ТДЦ-125000/220-У1	125	242	10,5	120	380	11	0,55

Блочный трансформатор осуществляет связь генератора с РУ ВН. Выберем блочный трансформатор Т3 исходя из условия:

; (1.6)

где полная мощность отбора на собственные нужды :

=120?0, 078/0,8=11.7 МВ?А. (1.7)

Тогда: МВ?А. Принимаем к установке трансформатор номинальной мощностью 125 МВ?А типа ТДЦ-125000/220-У1.Параметры выбранного трансформатора заносим в таблицу 1.2 .

1.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

Трансформаторы собственных нужд предназначены для питания устройств и механизмов обеспечивающих нормальную работу электростанции. На каждый генератор принимается к установке один трансформатор собственных нужд. Рабочие трансформаторы собственных нужд (далее ТСН)на не блочной части ТЭЦ получают питание от шин ГРУ 10 кВ, на блочной - подключаются отпайкой к токоведущим частям между генератором и блочным трансформатором. Резервный трансформатор (далее РТСН)получает питание отпайкой от трансформатора связи, за шинами ГРУ.

Расчетным условием для выбора ТСН:

S_{ном.ТСН}?Р_г.ном? k_с/соsц_сн. (1.8)

Расчетные условия и результаты выбора заносим в таблицу 1.3

Таблица 1.3 расчетные условия и результаты выбора

Обозначение ТСН/ расчетные параметры	TN1	TN2	TN3	TN4
Коэффициент СН, kс, %	0,078	0,078	0,078	0,078
Sг.ном? kс., МВ?А	6,1425	6,1425	11,7	11,7
Sном. ТСН, МВ?А	10	10	16	16
Тип трансформатора	ТДС-10000/10-У1	ТДС-10000/10-У1	ТДНС-16000/20-У1	ТДНС-16000/20-У1

Характеристики выбранных трансформаторов собственных нужд сводим в таблицу 1.4 .

Таблица 1.4 Характеристики выбранного ТСН

Тип трансформатора	Номинальная мощность Sном, МВ?А	Номинальное напряжение обмоток, кВ	Потери хх Pх, кВт	Потери короткого замыкания Pкз, кВт	Uk,%	Ix,%
		Uном ВН	Uном НН
ТДНС-10000/10-У1	10	10,5	6,3	12	60	8	0.75
ТДНС-16000/10-У1	16	10,5	6,3	17	85	10	0.7

Принятые трансформаторы - это двухобмоточные трехфазные силовые трансформаторы с системой охлаждения Д (дутьем и естественной циркуляцией масла), предназначенные для установки в сети СН электростанции, мощностью 10 и 16 МВ?А и номинальным напряжением 10 кВ, для открытой установки в условиях умеренного климата. Со стороны обмотки ВН установлены устройства регулирования напряжения РПН (регулированием под нагрузкой).

1.3 Выбор основного оборудования для второго варианта схемы

1.3.1 Выбор генераторы для второго варианта схемы

Расчетное условие для выбора генераторов см. выше (1.2)

В качестве турбогенераторов Г1 и Г2 принимаем по [8] табл. 2.1. генераторы типа ТВФ-120-2У3. Это турбогенераторы с водородным косвенным охлаждением обмоток статора и непосредственным (форсированным) охлаждением обмотки ротора; номинальной активной мощностью 120 МВ?А; исполнением для умеренного климата внутренней установки.

Номинальные параметры выбранных турбогенераторов сводим в таблицу 1.5

Таблица 1.5 Параметры турбогенераторов для второго варианта структурной схемы

Обозначение	Марка	Активная мощность, МВт	Полная мощность, МВ?А	Номинальное напряжение, кВ	Схема соединения обмоток	xd'', о.е.	xd', о.е.	xd, о.е.	Расчетная ориентировочная цена, у.е.
Г1,Г2	ТВФ-63-2У3	63	78,75	10,5	Д/Y	0,14	-(0,233)	-0,253	2820
Г3	ТВФ-120-2У3	120	125	10,5	Y/ Y	0,205	-	-	5040

1.3.2 Выбор блочных трансформаторов

Блочные трансформаторы во втором варианте связывает РУ ВН с генераторами и при отключенном(-ных) генераторе(-ах) могут питать нагрузку КРУ работая в данных условиях и как повышающие и как понижающие. Выбор трансформаторов Т1 и Т2 осуществим из условия (1.5) -

; (1.9)

где нагрузка распределительного устройства КРУ 10кВМВ?А;

n_г - число генераторов подключенных к КРУ - 2шт. (см. Рис. 1.2).

МВ?А.

Принимаем к установке трансформаторы мощностью 80 МВ?А типа ТДЦН-80000/220-УХЛ1 - трансформатор двухобмоточный с системой охлаждения Д (дутьем и естественной циркуляцией масла), устройством регулирования напряжения без нагрузки (ПБВ) в обмотке низкого напряжения, номинальной мощностью 80000кВ?А, номинальным напряжением обмотки ВН 220кВ, в исполнении для умеренного и холодного климата открытой установки. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.6 .

Трансформатор Т3 выбираем исходя из условия:

; (1.10)

гдеS_г.ном мощность генератора G3 равная 125МВ?А;

S_С.Н мощность отбора на собственные нужды, см.п 1.2.2 (1.7)

Тогда: МВ?А. Принимаем к установке трансформатор номинальной мощностью 125 МВ?А типа ТДЦ-125000/220-У1.Параметры выбранного трансформатора заносим в таблицу 1.6 .

Таблица 1.6 Параметры трансформаторов Т1 ,Т2 и Т3 для второго варианта схемы

Обозначение на схеме Наименование параметра	Т1, Т2	Т3
	ТДН-80000/220-УХЛ1	ТДЦ-125000/220-У1
Номинальная мощностьSном,МВ?А	80	125
Номинальное напряжение обмоток, кВ	Uном ВН	220	220
	Uном НН	10,5	10,5
Потери ххPх, кВт	79	120
Потери короткого замыкания Pкз, кВт UКЗ ВН-НН, %	315	380
Uk,%	11	11
Ix,%	0,45	0,55

1.3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

На каждый генератор принимается к установке один трансформатор собственных нужд. Рабочие ТСН получают питание отпайкой и подключаются между трансформатором и генератором, за генераторным выключателем. РТСН получает питание от шин РУ ВН .

Расчетным условием для выбора ТСН принимаем (1.8):

S_{ном.ТСН}?Р_г.ном? k_с/соsц_сн.

Расчетные условия и результаты выбора заносим в таблицу 1.7 .

Таблица 1.7 Расчетные условия и результаты выбора ТСН

Обозначение ТСН/ расчетные параметры	TN1	TN2	TN3	TN4
Коэффициент СН, kс, %	0,078	0,078	0,078	0,078
Sг.ном? kс., МВ?А	6,1425	6,1425	11,7	11,7
Sном.ТСН, МВ?А	10	10	16	32
Тип трансформатора	ТДНС-10000/10-У1	ТДНС-10000/10-У1	ТДНС-16000/20-У1	ТРДНС-32000/220-У1

Характеристики выбранных трансформаторов собственных нужд сводим в таблицу 1.8 .

Таблица 1.8 Характеристики выбранного ТСН

Тип трансформатора	Номинальная мощность Sном, МВ?А	Номинальное напряжение обмоток, кВ	Потери хх Pх, кВт	Потери короткого замыкания Pкз, кВт	Uk, %	Ix, %
		Uном ВН	Uном НН		ВН-НН
ТДНС-10000/10-У1	10	10,5	6,3	12	60	8	0.75
ТДНС-16000/20-У1	16	10,5	6,3	17	85	10	0.7
ТРДНС-32000/220-У1	32	230	6,3	45	150	11,5	0.65

Принятые трансформаторы - это двухобмоточные трехфазные силовые трансформаторы с системой охлаждения Д (дутьем и естественной циркуляцией масла), предназначенные для установки в сети СН электростанции, мощностью 10 и 16 МВ?А и номинальным напряжением10 кВ, для открытой установки в условиях умеренного климата. Со стороны обмотки ВН установлены устройства регулирования напряжения РПН (регулированием под нагрузкой).

В качестве резервного трансформатора собственных нужд TN4 принимаем трансформатор наименьшей номинальной мощности на номинальное напряжение 220кВ - ТДНС-32000/220/6,3-У1.

1.4 Выбор схем распределительных устройств

При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы:

-значение и роль электростанции для энергосистемы(базисные, пиковые или несут нагрузку определяемую их тепловыми потребителями - ТЭЦ);

- положение электростанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей;

- категории потребителей по степени надежности электроснабжения (I-III)

- перспектива расширения и промежуточные этапы развития электростанции, ПС и прилегающей сети (схема должна учитывать возможность увеличения количества присоединений при развитии энергосистемы, а также поочередный ввод в эксплуатацию агрегатов и линий крупных объектов строительства энергетики).

Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:

- надежность снабжения потребителей;

- приспособленность к проведению ремонтных работ;

- оперативная гибкость электрической схемы;

- экономическая целесообразность.

Также определяющее значение при выборе схемы распределительных устройств играет количество присоединений - ЛЭП и трансформаторов

Количество отходящих линий определяется исходя из дальности и передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

n_ЛЭП?Р_max/P_л; (1.11)

Рассчитаем количество линий к потребителям, подключаемых к РУ НН, с учетом что P_л=4МВт [7](nтаблица 2.1), нагрузка - Р_max=44МВт по заданию:

n_ЛЭП?44/4=11

Принимаем к подключению к КРУ одиннадцать кабельных линий.

Рассчитаем количество линий к потребителям, подключаемых к РУ ВН с учетом что P_л=100 МВт [7](таблица 2.1), нагрузка - Р_max=180 МВт по заданию:

n_ЛЭП?180/100=1,8

Принимаем к подключению к РУ ВН две воздушных линии электропередач.

Вычислим общее количество присоединений n_{I ВН}, n_IIВН,к РУ ВН первого и второго вариантов:

n=n_ЛЭП+n_св+n_т.св+n_т; (1.12)

где n_св-число линий связи с системой - принимаем равным 3(по заданию);

n_т.св - число трансформаторов связи;

n_т- число блочных трансформаторов;

n_{I ВН}=2+3+2+1=8

n_{II ВН}=2+3+4=9

Принимаем в качестве РУ ВН схему с двумя рабочими и одной обходной системой шин.

Вычислим количество присоединений n_IНН, n_IIНН, к РУ НН первого и второго вариантов:

n_{I НН}=2+2+11+2=17

n_{II НН}=4+2+11=17

В качестве РУ НН схему с одной секционированной выключателем системой шин.

Рисунок 1.3 Главная схема первого варианта



Рисунок 1.4 Главная электрическая схема

мощность генератор трансформатор релейный

2. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

Экономическая целесообразность той или иной схемы определяется минимальными приведенными затратами, определяемыми для первого и второго вариантов сети исходя из выражения:

З=р_н?К+И+У (2.1)

где К - капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс.руб; определяемые (см. таблицу 2.1) ;

р_н - номинальный коэффициент экономической эффективности, принимаемый 0,12[1]c.396;

И - годовой эксплуатационный расход (издержки), тыс .руб/год.;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс .руб/год.;.

Капиталовложения на стадии выбора схемы выдачи мощности определяются по укрупненной стоимости элементов схемы. Сравнительные показатели капиталовложений в сооружение первого и второго вариантов схем выдачи мощности приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 Показатели капиталовложений([1] Прил.5, с636-638;[8] табл. 2.1;[5])

Наименование оборудования	Стоимость единицы, у.е.	Варианты
		Первый	Второй
		Кол-во единиц, штук	Общая стоимость, у.е.	Кол-во единиц, штук	Общая стоимость, у.е.
1.Ячейка ОРУ 220кВ	78	6	1020	3	510
2. Ячейка 10кВ:
- генератора, трансформатора связи	15	4	60	-	-
-генератора в блоке	40	-	-	2	80
- секционный выключатель	10,7	-	-	2	21,4
- секционный выключатель с реактором	21	1	21	-	-
-ячейка КРУ	1,9	13	24,7	-	-
- КРУН	2,1	-	-	15	31,5
3. Генераторы:
- ТВФ-63-2У3	2820	2	5640	2	5640
- ТВФ-120-2У3	5040	1	5040	1	5040
4.токоограничивающие реакторы	14,54	4	58,16	4	58,16
5.Трансформаторы:				2
- ТД-80000/220-УХЛ1	123	2	246	1	246
- ТДЦ-125000/220-У1	186	1	186		186
6. ТСН и РТСН:
ТДНС-10000/10-У1	43	2	640	2	640
-ТДНС-16000/10-У1	57,4	2	114,8	1	57,4
- ТРДНС-32000/220-У1	119,6	-	-	1	119,6
ИТОГО:		К1=13044,66	К2=12630,06

Годовые эксплуатационные издержки определим по выражению:

И=И_а+И_ру=К·(Р_а+Р_о)/100+в·?W·10^-5 (2.2)

где Р_аи Р_о - отчисления на амортизацию и обслуживание, равные 6,4 и 3% на напряжение до 150кВ, 6,4 и 2% на 220кВ и выше, соответственно;[7]c.16

?W - потеря энергии в кВт·час;

в - стоимость 1кВт·час потерянной энергии, равная 0,8 коп/(кВт·ч)7]c.16.

Определим потери энергии для первого варианта схемы.

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах определим по выражению:

(2.3)

Где Р_х - потери холостого хода, (см табл. 1.2);

Р_к - потери короткого замыкания(см табл. 1.2);

S_max - максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А(см табл. 1.2);

Т - число часов работы трансформатора, принимаем 8760ч.;

ф - число часов максимальных потерь ф=f(Т_м)[6] c.328, принимаем 8760ч.

кВт?ч;

кВт?ч.

Определим суммарные потери энергии для первого варианта

?ДW=2?ДW_Т1+ДW_Т3=2?3279667,74+3786012,12=10345347,6=

=10345,35 МВт?ч.

Определим потери энергии в трансформаторах для второго варианта.

Потери энергии в двух обмоточных трансформаторах определим по выражению (2.3).

кВт?ч;

кВт?ч.

Определим суммарные потери энергии для первого варианта

?ДW=2?ДW_Т1+ДW_Т3=2?2456676,3+3786012,12=8699364,72=8699,37МВт?ч.

Определим по (2.2) годовые эксплуатационные издержки для первого и второго вариантов:

И_I=13044,66?0.094+0,8?10,345?10⁶?10^-5=1308,96 тыс.руб;

И_II=12630,06?0.094+0,8?8,699?10⁶?10^-5=1256,82тыс.руб.

Рассчитаем приведенные затраты для первого и второго вариантов по укороченной форме, без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии:

З_I=0,12?13044,66+1308,96=2874,3192тыс.руб;

З_II=0,12?12630,06+1256,82=2772,43тыс.руб.

Сведем расчетные данные в таблицу 2.2

Таблица 2.2 Технико-экономические показатели

Показатель	Первый вариант	Второй вариант
Потери энергии?ДW,кВт?ч	10,345?106	8,699?106
Годовые эксплуатационные издержки И, тыс.руб	1308,96	1256,82
приведенные затраты З, тыс.руб	2874,3192	2772,43

Определим процентное соотношение приведенных затрат:

д=100% ?(З_I- З_II)/З_I=100% ?(2874,3192-2772,43)/2874,3192=3,55%

Как видно из результатов расчета второй вариант на 3,55% экономичнее. Следовательно, для дальнейшего проектирования принимаем второй вариант.

3. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

На рисунке 3.1 приведена схема с расчетными точка короткого замыкания (далее КЗ).

Рисунок 3.1 схема с расчетными точками КЗ.

3.1 Расчетная схема замещения

Составим расчетную схему замещения схемы представленной на рисунке 3.1.

За базисную мощность принимаем S_б=1000 МВ?А. Базовое напряжение принимаем- U_б=230кВ.

Система на схеме замещения представляется сопротивлением X_*:

=0,22?1000/4400=0,05; (3.1)

где - удельное сопротивление системы, равное 0,22 (по заданию на проектирование);

S_б - базисная мощность;

S_н - номинальная мощность системы, равная 4400 МВ·А;

ЛЭП представлены на схеме замещения своими сопротивлениями:

Х_ЛЭП1= Х_ЛЭП2= Х_ЛЭП3=Х_уд·l_ЛЭП· S_б/U²_ср.к=91·0,4·1000/230²=0,688 (3.2)

Двухобмоточные трансформаторы вводятся сопротивлением:

; (3.3)

где U_к - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

S_номТ - номинальная мощность трансформатора, МВ?А.

МВ?А

МВ?А

Аналогично определим сопротивление ТСН:

МВ?А;

МВ?А;

МВ?А;

МВ?А.

Реактор вводится своим сопротивлением:

 (3.4)

где X_номLR - номинальное сопротивление токоограничивающего реактора, Ом;

U_ср.н - среднее номинальное напряжение принимаем равным 10,5кВ

X_Р1, X_Р2 - сопротивления реакторов LR1 и LR2, соответственно, определим по результатам расчета токов короткого замыкания перед реактором.

Генераторы вводятся в схему замещения своим сверхпереходным сопротивлением:

; (3.5)

С учетом вышеперечисленного расчетная схем принимает вид представленный на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 Расчетная схема замещения

3.2 Расчет токов короткого замыкания в точке К1

Схема замещения для расчета токов К.З. в точке К1, с учетом допущений [7], п.3.2 , приведена на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 Схема замещения относительно точки К1

Свернем данную схему относительно точки К1.

Преобразуем параллельно соединенные сопротивления Х_ЛЭП1, Х_ЛЭП2, Х_ЛЭП3 :

Свернем последовательно соединенные сопротивления X_Т1 и X_Г1; X_Т2 и X_Г2; X_Т3и X_Г3 в X₂ , X₃, X₄, соответственно:

X₂= X_Т1 + X_Г1=1,375+1,778=3,153

X₃= X_Т2 + X_Г2=1,375+1,778=3,153

X₄= X_Т3+ X_Г3=0,88+2,603=3,483

С учетом данных преобразований промежуточная схема замещения принимает вид представленный на рисунке 3.4

Рисунок 3.4 Промежуточная схема замещения относительно точки К1

Свернем последовательно соединенные сопротивления X_с и X₁ в X₅ :

X₅= X_с + X₁=0,05+0,229=0,279

Свернем сопротивления X₂ и X₃ как параллельное соединение, а генераторы Г1 и Г2 эквивалентируем:



S_Г1,Г2=2· S_Г1=2·78,75=157,5 МВ·А

Результирующая схема замещения приведена на рисунке 3.5

Рисунок 3.5 Результирующая схема замещения относительно К1

Определим базисный ток:

кА (3.6)

Определим периодическую составляющую тока короткого замыкания:

; (3.7)

где Е^”_i - ЭДС i-го источника. Для системы приравнивается равным 1, для генераторов мощностью до 100МВт - 1,08; генераторов свыше 100МВт - 1,13 ([1] табл. 3.4);

Х_рез - результирующее сопротивление ветви;

Периодическая составляющая тока КЗ от системы:

кА;

Периодическая составляющая токов КЗ ветви с Г1 и Г2:

кА;

Периодическая составляющая тока КЗ ветви с Г3:

кА;

Суммарный периодический ток КЗ:

?I_по=I_{по с}+I_{по Г1,Г2}+I_поГ3=8,994+1,72+0,814=11,528кА (3.8)

Ударный ток короткого замыкания определяется по выражению:

i_уi=v2?I_поi?k_у; (3.9)

k_у - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ: k_у=(1+е-0,01/Та). Для системы k_{у с} =1,78, Т_а=0,04с. ; для генераторов Г1 и Г2 k_{у Г1,Г2}=1,935, Т_а=0,15с; для ветви с Г3 - k_{у Г3} =1,965, Т_а=0,26с ([1] табл. 3.8). Тогда ударные токи ветвей будут ровны:

i_{у с}=v2?8,994?1,78= 22,647кА

i_{у Г1,Г2}=v2?1,72?1,935= 4,707 кА

i_{у Г3}=v2?0,814?1,965= 2,262 кА

Суммарный ударный ток:

?i_у=i_{у с}+i_{у Г1,Г2}+i_уГ3=22,647 +4,707 +2,262 =29,616 кА

Данный по расчету токов КЗ в точке К1 сводим в таблицу 3.2

Аналогичным образом, с использованием вышеприведенных данных, рассчитаем токи КЗ в остальных точках указанных на рисунке 3.1 . Расчетные данные заносим в таблицу 3.2 .

3.3 Расчет токов короткого замыкания в точке К5

Для расчета тока короткого замыкания в точке К5 необходимо выбрать токоограничивающий реактор. Для этого определим номинальный ток реактора:

1,588кА (3.10)

Определим результирующее сопротивление цепи КЗ до установки реактора:

0,089 Ом (3.11)

где I_{п,0 К2} - суммарный периодический ток КЗ в точке К2 (см. таблицу 3.2);

U_ср - среднее номинальное напряжение, принимаемое равным 10,5 кВ.

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения I_{п,0 треб}, принимаемого 20 кА:

0,303 Ом (3.12)

Сопротивление ректора выбираем исходя из условия:

Х_н.р.?=0,303-0,089=0,214 Ом

Принимаем реактор типа РТОС-10-1600-0,25-У1 реактор токоограничивающий одинарный сухой на номинальное напряжение U_н=10 кВ, номинальным током I_н=1600А, номинальным сопротивлением Х_н._р.=0,25 Ом, для установки в зоне с умеренным климатом, наружной установки.(каталог ООО «КПМ» - http://complectprom.ru) Параметры реактора заносим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 реактор токоограничивающий бетонный

Параметр Тип	Uн, кВ	Iн,А	Хн.р., Ом	iд,кА	Iт,кА	tт, с
РБНГ-10-1600-0,25-У1	10	1600	0,25	59,0	23,1	6

Результирующее сопротивление цепи за реактором относительно точки К2:

X'_рез=Х_рез+Х_н.р.=0,25+0,089= 0,339 Ом (3.12)

Периодическая составляющая тока короткого замыкания на шинах 10кВ, за реактором :

17,872кА (3.10)

Ударный ток КЗ за реактором:

i_уК5=v2?I_поК5?k_у=v2?17,872?1,956=49,439 кА

Выполним проверку выбранного реактора на динамическую стойкость при сквозном токе КЗ: i_д=59 кА?i_у=49,439 кА. Условие выполняется.

Выполним проверку реактора на термическую стойкость:

В_к^зав=23,1²?6= 3201,66кА²?с ?В_{к расч}=I_п,0²?(t_отк+Т_а)=26,472²?(1,2+0,23)=

= 1002,097 кА (3.13)

Условие выполняется.

3.4 Сводная таблица расчетных токов короткого замыкания

Таблица 3.3 Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ	Источник	Sн, МВ·А	Храсч	I*п,0 , кА	Iп,0, кА	kу	iу, кА
К1	Система	4400	0,249	4,016	8,994	1,78	22,647
	Генераторы G1,G2	157.5	1,577	0,685	1,72	1,935	4,707
	Генератор G3	125	3,483	0,324	0,814	1,965	2,262
	Итого:				11,528		29,616
К2	Система	4400	1,886	0,530	29,143	1,78	73,362
	Генераторы G1	78,75	1,78	0,607	33,4	1,935	91,399
	Генераторы G2	78,75	21,315	0,051	2,786	1,935	7,624
	Генератор G3	125	23,312	0,048	2,639	1,965	7,446
	Итого:				67,968		179,831
К3	Система	4400	1,315	0,761	41.844	1,78	105,334
	Генераторы G1,G2	157.5	7,43	0,145	7,973	1,935	21,818
	Генератор G3	125	2,603	0,434	23,864	1,965	66,316
	Итого:				73,681		193,468
К4	Система	4400	19,702	0,051	4,651	1,78	11,971
	Генераторы G1,G2	157.5	17,143	0,063	5,773	1,935	15,798
	Генератор G3	125	245,72	0,005	0,421	1,965	1,1699
	Нагрузка	10	-	-	6,667	1,65	15,556
	Итого:				17,512		44,495
К5	Все ветви		0,229	-	17,872	1,956	49,439
	Итого:	17,872		49,439
К6	Система	4400	11,819	0,09	7,754	1,78	20,1
	Генераторы G1,G2	157.5	66,971	0,016	1,478	1,935	4,044
	Генератор G3	125	23,44	0,048	4,418	1,965	12,277
	Нагрузка	16	-	-	10,667	1,65	24,89
	Итого:				24,317		61,311
К7	Система	4400	8,744	0,114	10,481	1,855	27,495
	Генераторы G1,G2	157.5	49,362	0,022	2,006	1,935	5,487
	Генератор G3	125	108,75	0,01	0,952	1,965	2,646
	Нагрузка	40	-	-	26,667	1,65	62,226
	Итого				40,105		97,854

4. Выбор электрических аппаратов

4.1 Выбор электрических аппаратов на напряжение 220кВ

Выбор выключателя и разъединителей в цепи трансформатор Т3-шины 220кВ

Определим токи продолжительного режима:

А; (4.1)

А. (4.2)

где S_Т - номинальная мощность автотрансформаторов из таблицы 1.6

Принимаем выключатель 3AP1FG-245/EK колонковый на номинальное напряжение 245кВ номинальным током 1600А, номинальным током отключения 31,5кА, для открытой установки в условиях умеренного климата Номинальные параметры заносим в таблицу 4.1 .

Таблица 4.1 Параметры выключателя 3AP1FG-245/EK

Uном, кВ	Iном, А	Iотк, кА	в %	Iдин, кА	Iдин, кА	Iтерм, кА	tтерм, с	tотк, с	tcв, с
220	1600	31,5	33	31,5	135	31,5	2	0,037	0,058

Выбираем разъединитель марки РГН-220/1000-УХЛ1 для открытой установки в условиях .умеренного и холодного климата. Его параметры заносим в таблицу 4.2 .

Таблица 4.2 Номинальные параметры разъединителя РГН-220/1000-УХЛ1

Uном,кВ	Iном, А	??дин, кА	Iтерм/ tтерм, кА/с	Iтерм/ tтерм, (заземляющих ножей), кА/с
220	1000	80	31,5/3	31,5/1

Определим апериодическую составляющую тока КЗ. Для этого определим расчетное время продолжительности КЗ:

ф=t_отк+t_рз, (4.3)

где t_рз - время срабатывания релейной защиты (принимаем 0,01с);

t_отк - собственное время отключения выключателя из таблицы 4.1;

ф=0,037+0,01=0, 047с

, (4.4)

где Т_а принимаем из таблицы 3.8[1].2и I_по принимаем из таблицы 3.3

0,960798515 кА

0,751+

+9,298=10,049 кА

Определяем периодическую составляющую тока в произвольный момент времени. Для этого определяем номинальный ток ветви приведенной к той ступени где рассматривается точка КЗ - точка К1 (Рис 3.3):

кА . (4.5)

Тогда отношение I_{по с}/I'_{ном с}=8,994/11,045=0,814. Так как отношение I_по/I'_ном<1, то I_{пф с}=I_по=8.994(кА).

кА .

Тогда отношение I_{по Г1-2}/I'_{ном Г1-2}= =1,72/0,395=4,351. Так как отношение I_по/I'_ном>1, то I_пфГ1-2=k?I_по=0.88?1.72= =1,5136 кА.

I_пф?= I_{пф с} + I_пфГ1-2=8,994+1,5136=10,508 кА

Определим тепловой импульс:

кА²?с, (4.6)

кА²?с,

Вк?=В_{к с}+Вк _Г1-2=7,038+0,583= 7,62 кА²?с.

где Т_а и I_по принимаем из таблица 3.8[1] и таблицы 3.3(см.выше), соответственно.

Номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе времени :

кА;(4.7)

где - номинальный ток отключения, принимаемый из таблицы 4.1;

- нормированное содержание апериодической составляющей тока из [1] рис. 4.54 с.296 .

Все расчетные и каталожные величины выбора аппаратов заносим в таблицу 4.3 .

Таблица 4.3 Расчетные и каталожные данные по выбору оборудования

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		3AP1FG-245/EK	РГН-220
Uуст? Uном	Uуст=220кВ	Uном=245кВ	Uном=220 кВ
Imax ? Iном	Imax=459,256 А	Iном=1600 А	Iном=1000 А
Iпф? Iотк	Iпф=10,508 кА	Iотк=31,5кА	-
Iпф +iаф?а.ном	Iпф +iаф=24,909кА	а.ном=59,249 кА	-
Iпо ? Iдин	Iпо=11,574 кА	Iдин=31,5 кА	-
уд ? дин	у=26,709 кА	дин=135 кА	дин=80 кА
Вк? I2терм* tтерм	Вк=7,62 кА2*с	I2терм* tтерм =1984,5 кА2*с	I2терм* tтерм=2976,75кА2*с

Выбор выключателя и разъединителей в цепи трансформатор Т1-шины 220 кВ

Определим токи продолжительного режима по (4.1) и (4.2):

А;

А.

где S_Т - номинальная мощность автотрансформаторов из таблицы 1.6

Принимаем выключатель 3AP1FG-245/EK колонковый на номинальное напряжение 245кВ номинальным током 1600А, номинальным током отключения 31,5кА, для открытой установки в условиях умеренного климата Номинальные параметры заносим в таблицу 4.4 .

Таблица 4.4 Параметры выключателя 3AP1FG-245/EK

Uном, кВ	Iном, А	Iотк, кА	в %	Iдин, кА	дин, кА	Iтерм, кА	tтерм, с	tотк, с	tcв, с
220	1600	31,5	33	31,5	135	31,5	2	0,037	0,058

Выбираем разъединитель марки РГН-220/1000-УХЛ1 для открытой установки в условиях умеренного и холодного климата. Его параметры заносим в таблицу 4.5 .

Таблица 4.5 Номинальные параметры разъединителя РГН-220/1000-УХЛ1

Uном, кВ	Iном, А	дин, кА	Iтерм/ tтерм, кА/с	Iтерм/ tтерм, (заземляющих ножей), кА/с
220	1000	80	31,5/3	31,5/1

Расчет условий выбора аппаратов аналогичен приведенным выше. Все расчетные и каталожные величины выбора аппаратов заносим в таблицу 4.6

Таблица 4.6 Расчетные и каталожные данные по выбору оборудования

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		3AP1FG-245/EK	РГН-220
Uуст? Uном	Uуст=220кВ	Uном=245кВ	Uном=220 кВ
Imax ? Iном	Imax=293,92А	Iном=1600 А	Iном=1000 А
Iпф? Iотк	Iпф=10,508 кА	Iотк=31,5кА	-
Iпф +iаф ?а.ном	Iпф +iаф=20,639кА	а.ном=59,249 кА	-
Iпо ? Iдин	Iпо=10,573 кА	Iдин=31,5 кА	-
уд ? дин	уд=27,693 кА	дин=135 кА	дин=80 кА
Вк? I2терм* tтерм	Вк=7,387 кА2*с	I2терм* tтерм=1984,5кА2*с	I2терм*tтерм=2976,75кА2*с

Выбираем выключатели в ячейках присоединений ВЛ1-3

Определим токи продолжительного режима:

А; (4.8)

А. (4.9)

где S_ТЭЦ-с - мощность передаваемая от ТЭЦ в энергосистему равная 16 МВ?А;

S_с-ТЭЦ - мощность перетока от энергосистемы потребителям 220/10 кВ, в режиме максимальных нагрузок, равная 224 МВ?А.

Принимаем к установке выключатели и разъединители типов, аналогичных выше указанным (смотри таблицу 4.1 и 4.2).

Расчет условий выбора аппаратов аналогичен приведенным выше. Все расчетные и каталожные величины выбора аппаратов заносим в таблицу 4.7 .

Таблица 4.7 Расчетные и каталожные данные по выбору оборудования

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		3AP1FG-245/EK	РГН-220
Uуст? Uном	Uуст=220кВ	Uном=245кВ	Uном=220 кВ
Imax ? Iном	Imax=587,848 А	Iном=1600 А	Iном=1000 А
Iпф? Iотк	Iпф=8,994 кА	Iотк=31,5кА	-
Iпф +iаф ?а.ном	Iпф +iаф =22,017кА	??а.ном=59,249 кА	-
Iпо ? Iдин	Iпо=8,994 кА	Iдин=31,5 кА	-
уд ? дин	уд=22,647 кА	дин=135 кА	дин=80 кА
Вк? I2терм*tтерм	Вк=7,038 кА2*с	I2терм*tтерм=1984,5кА2*с	I2терм*tтерм=2976,75кА2*с

Выбираем выключатель в ячейке присоединения пускорезервного трансформатора собственных нужд

Определим токи продолжительного режима по (4.1) и (4.2):

А;

А;

где S_ТСН4 -мощность пускорезервного трансформатора СН 32 МВ?А.

Принимаем к установке выключатели и разъединители типов, аналогичных выше указанным (смотри таблицу 4.1 и 4.2).

Расчет условий выбора аппаратов аналогичен приведенным выше. Все расчетные и каталожные величины выбора аппаратов заносим в таблицу 4.8 .

Таблица 4.8 Расчетные и каталожные данные по выбору оборудования

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		3AP1FG-245/EK	РГН-220
Uуст? Uном	Uуст=220кВ	Uном=245кВ	Uном=220 кВ
Imax ? Iном	Imax=117,57 А	Iном=1600 А	Iном=1000 А
Iпф? Iотк	Iпф=11,289 кА	Iотк=31,5кА	-
Iпф +iаф а.ном	Iпф +iаф =22,633кА	а.ном=59,249 кА	-
Iпо ? Iдин	Iпо=11,528кА	Iдин=31,5 кА	-
уд ? дин	уд=29,616кА	дин=135 кА	дин=80 кА
Вк? I2терм* tтерм	Вк=7,04кА2*с	I2терм* tтерм=1984,5кА2*с	I2терм*tтерм=2976,75кА2*с

Выбор аппаратов в ячейках шина соединительного и обходного выключателя

Обходной выключатель должен иметь возможность заменить выключатель наиболее мощного присоединения, для сохранения питания присоединения при выводе в ремонт (плановый, внеплановый или послеаварийный). Наиболее мощным присоединением при определенных условиях может являться одно из присоединений к энергосистеме. В соответствии с этим номинальный ток обходного выключателя должен быть больше максимального тока присоединения ячейки системы, определенного по формуле 4.9:

Номинальный ток шина соединительного выключателя принимаем равным на порядок больше I_max= 587,848А? I_ном

Принимаем к установке выключатели и разъединители типов, аналогичных выше указанным (смотри таблицу 4.1 и 4.2).

Расчет условий выбора аппаратов аналогичен приведенным выше. Все расчетные и каталожные величины выбора аппаратов заносим в таблицу 4.9 .

Таблица 4.9 Расчетные и каталожные данные по выбору оборудования

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		3AP1FG-245/EK	РГН-220
Uуст? Uном	Uуст=220кВ	Uном=245кВ	Uном=220 кВ
Imax ? Iном	Imax=587,848 А	Iном=1600 А	Iном=1000 А
Iпф? Iотк	Iпф=11,289 кА	Iотк=31,5кА	-
Iпф +iаф ?а.ном	Iпф +iаф=26,975кА	??а.ном=59,249 кА	-
Iпо ? Iдин	Iпо=11,528 кА	Iдин=31,5 кА	-
уд ? дин	уд=29,616 кА	дин=135 кА	дин=80 кА
Вк? I2терм* tтерм	Вк=6,229 кА2*с	I2терм*tтерм=1984,5кА2*с	I2терм*tтерм=2976,75кА2*с

4.2 Выбор электрических аппаратов на напряжение 10кВ

Выбор генераторного выключателя и разъединителя в цепи генератора Г1

Определим токи продолжительного режима - нормального и максимального режима, соответственно:

кА; (4.10)

кА; (4.11)

где - S_Г1= 78,75МВ?А - номинальная полная мощность генератора Г1;

- 0,95 - коэффициент учитывающий 5%-е снижение напряжения в сети генератора.

Принимаем к установке генераторный элегазовый выключатель HVR-63XS [12] и разъединитель в цепи генераторного выключателя типа РВЗ-20/6300-УХЛ3[1]. Каталожные данные заносим в таблицы 4.10 и 4.11 , соответственно

Таблица 4.10 Параметры выключателя HVR-63XS

Uном,кВ	Iном, А	Iотк, кА	в %	Iдин, кА	дин, кА	Iтерм, кА	tтерм, с	tотк, с	tcв, с
24	6300	31,5	33	63	190	63	3	0,039	-

Таблица 4.11 Номинальные параметры разъединителя РВЗ-20/6300-УХЛ3

Uном,кВ	Iном, А	дин, кА	Iтерм/ tтерм, кА/с	Iтерм/ tтерм, (заземляющих ножей), кА/с
20	6300	220	80/3	80/1

Определим апериодическую составляющую тока КЗ по (4.4), где - Т_а принимаем из таблицы 3.8[1]; I_по - принимаем из таблицы 3.3 для точки К2 (см. выше). Для этого определим расчетное время продолжительности КЗ по (4.3):

ф=t_отк+t_рз,

где t_рз - время срабатывания релейной защиты (принимаем 0,01с);

t_отк - собственное время отключения выключателя из таблицы 4.11;

ф=0,039+0,01=0, 049с

34,072 кА;

2,842+3,0911+29,729=35,66203кА

Дальнейший расчет будем вести принимая точку короткого до выключателя за выводами генератора.

Определяем периодическую составляющую тока в произвольный момент времени. Для этого определяем по (4.5) номинальный ток ветви приведенной к той ступени где рассматривается точка КЗ - точка К2 (Рис3.3):

кА.

Тогда отношение I_{по с}/I'_{ном с}= 29,143/241,937=0,121. Так как отношение I_по/I'_ном<1, то I_{пф с}=I_пос=29,143(кА).

кА . Тогда отношение I_{по Г2}/I'_{ном Г2}= =2,786/4,33=0,64. Так как отношение I_по/I'_ном<1, то I_{пф с}=I_пос=2,786кА

кА . Тогда отношение I_{по Г3}/I'_{ном Г3}= =2,639/6,873=0,384. Так как отношение I_по/I'_ном <1, то I_{пф с}=I_пос=2,639кА

I_пф?= I_{пф с} + I_пфГ2+ I_пфГ3=29,143+2,786+2,639=34,568 кА

Определим тепловой импульс по (4.6):

1,545кА²?с,

2,152кА²?с,

169,014 кА2?с,

Вк?=В_{к с}+В_{к Г2}+ В_{к Г3}=169,014+1,545+2,152=172,71кА²?с.

где Т_а и I_по принимаем из таблица 3.8[1] и таблицы 3.3(см.выше), соответственно.

Номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе времени по (4.7):

(кА)

Все расчетные и каталожные величины выбора аппаратов заносим в таблицу 4.12 .

Таблица 4.12 Расчетные и каталожные данные по выбору оборудования

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		HVR-63XS	РВЗ-20
Uуст? Uном	Uуст=10кВ	Uном=24кВ	Uном=20 кВ
Imax ? Iном	Imax=4786 А	Iном=6300 А	Iном=6300А
Iпф? Iотк	Iпф=34,568 кА	Iотк=63кА	-
Iпф +iаф ? а.ном	Iпф +iаф =70,23кА	??а.ном=117,606кА	-
Iпо ? Iдин	Iпо=34,568кА	Iдин=63 кА	-
уд ? дин	уд=91,399 кА	дин=190 кА	??дин=220 кА
Вк? I2терм* tтерм	Вк=172,71кА2*с	I2терм*tтерм=108300кА2*с	I2терм*tтерм=19200кА2*с

Выбор генераторного выключателя и разъединителя в цепи генератора Г2

В силу симметрии схемы и идентичности параметров генераторов Г1 и Г2 и трансформаторов в их цепях, все расчеты по выбору аппаратов в цепи Г2 идентичны расчетам для Г1, приведенным выше.

Выбор вводного и секционного выключателя КРУН-10кВ

Определим токи продолжительного режима.

Максимальный продолжительный ток можно определить по (3.10):

1,588кА

Принимаем к установке вакуумный выключатель ВВ/TEL-10-20/1600-У2, номинальным током 1600А, на номинальное напряжение 10кВ. Параметры выключателя сводим в таблице 4.13

Таблица 4.13 Параметры выключателя ВВ/TEL-10-20/1600-У2,

Uном,кВ	Iном, А	Iотк, кА	в %	Iдин, кА	??дин, кА	Iтерм, кА	tтерм, с	tотк, с	tcв, с
10	1600	20	47	20	51	20	3	0,025	0,055

Проверим выбранный выключатель на стойкость к токам короткого замыкания.

Определим апериодическую составляющую тока КЗ по (4.4), где - Т_а принимаем из таблицы 3.8[1]; I_по - из таблицы 3.3 для точки К5 (см. выше). Для этого определим расчетное время продолжительности КЗ по (4.3):

ф=t_отк+t_рз,

где t_рз - время срабатывания релейной защиты (принимаем 0,01с);

t_отк - собственное время отключения выключателя из таблицы 4.13;

ф=0,025+0,01=0, 035с

21,707кА;

Определяем периодическую составляющую тока в произвольный момент времени. Для этого определяем по (4.5) номинальный ток ветви приведенной к той ступени где рассматривается точка КЗ - точка К2 (Рис. 3.3):

кА.

Тогда отношение I_{по с}/I'_{ном с}= 17,872/257,471=0,069. Так как отношение I_по/I'_ном<1, то I_{пф с}=I_пос=17,872(кА).

Определим тепловой импульс по (4.6):

84,643кА²?с,

где Т_а и I_по принимаем из таблица 3.8[1] и таблицы 3.3(см.выше), соответственно.

Номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе времени по (4.7):

(кА)

Все расчетные и каталожные величины выбора аппаратов заносим в таблицу 4.14 .

Таблица 4.14 Расчетные и каталожные данные по выбору оборудования

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ВВ/TEL-10-20/1600-У2
Uуст? Uном	Uуст=10кВ	Uном=10кВ
Imax ? Iном	Imax=1588 А	Iном=1600 А
Iпф? Iотк	Iпф=17,872 кА	Iотк=20кА
Iпф +iаф ? iа.ном	Iпф +iаф =46,982кА	а.ном=41,578кА
Iпо ? Iдин	Iпо=17,872кА	Iдин=20 кА
уд ? дин	у=49,439 кА	дин=51 кА
Вк? I2терм* tтерм	Вк=84,643кА2*с	I2терм* tтерм =1200 кА2*с

Выбор выключателей линий нагрузки КРУН-10кВ

Определим токи продолжительного режима.

Максимальный продолжительный ток можно определить по (3.10):

288,675А

Принимаем к установке вакуумный выключатель ВВ/TEL-10-20/630-У2, номинальным током 630А, на номинальное напряжение 10кВ. Параметры выключателя сводим в таблице 4.15

Таблица 4.15 Параметры выключателя ВВ/TEL-10-20/630-У2,

Uном,кВ	Iном, А	Iотк, кА	В,%	Iдин, кА	??дин, кА	Iтерм, кА	tтерм, с	tотк, с	tcв, с
10	630	20	47	20	51	20	3	0,025	0,055

Проверим выбранный выключатель на стойкость к токам короткого замыкания. Расчет условий выбора аналогичен приведенным выше. Все расчетные и каталожные величины выбора аппаратов заносим в таблицу 4.16.

Таблица 4.16 Расчетные и каталожные данные по выбору оборудования

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ВВ/TEL-10-20/630-У2
Uуст? Uном	Uуст=10кВ	Uном=10кВ
Imax ? Iном	Imax=288,675 А	Iном=630 А
Iпф? Iотк	Iпф=17,872 кА	Iотк=20кА
Iпф +iаф ? iа.ном	Iпф +iаф =46,982кА	Iа.ном=41,578кА
Iпо ? Iдин	Iпо=17,872кА	Iдин=20 кА
??уд ? ??дин	Iуд=49,439 кА	Iдин=51 кА
Вк? I2терм* tтерм	Вк=84,643кА2*с	I2терм* tтерм =1200 кА2*с

4.3 Выбор электрических аппаратов на напряжение 6,3кВ в цепи собственных нужд электростанции

Выбор выключателя в цепи трансформатора собственных нужд ТСН №4 (пускорезервный)

Определим токи продолжительного режима

1466,29А 2052,8А

Принимаем к установке вакуумный выключатель VD-4 12, номинальным током 2500А, на номинальное напряжение 12кВ. Параметры выключателя сводим в таблице 4.16

Таблица 4.16 Параметры выключателя VD-4 12,

Uном,кВ	Iном, А	Iотк, кА	В,%	Iдин, кА	дин, кА	Iтерм, кА	tтерм, с	tотк, с	tcв, с
12	2500	31.5	25	31.5	80	31.5	3	0,05	0,06

Проверим выбранный выключатель на стойкость к токам короткого замыкания.

Определим апериодическую составляющую тока КЗ, где - Т_а принимаем из таблицы [1]c.178; I_по - принимаем из таблицы 3.3 для точки К7 (см. выше). Для этого определим расчетное время продолжительности КЗ по (4.3):

ф=t_отк+t_рз,

где - t_рз - время срабатывания релейной защиты (принимаем 0,01с);

- t_отк - собственное время отключения выключателя из таблицы 4.13;

ф=0,05+0,01=0, 06с

8.415 кА;

Определяем периодическую составляющую тока в произвольный момент времени.

11,317 кА;

Определим тепловой импульс по (4.6):

84,643кА²?с,

где Т_а и I_по принимаем из таблица [1] с.176 и таблицы 3.3(см.выше), соответственно.

Номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе времени по (4.7):