Проектирование электрической станции

- норма амортизационных отчислений за 1 год;

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

- норма отчислений на обслуживание за 1 год;

- издержки, обусловленные потерями энергии в варианте проектируемой установки;

- удельные затраты на возмещение потерь, ;

- годовые потери энергии, .

Для силового электротехнического оборудования и РУ установлены следующие нормы отчислений [8]:

При , .

При , .

Амортизационные отчисления для варианта 1 (Рисунок 3.1):

.

Амортизационные отчисления для варианта 3 (Рисунок 3.3):

.

Определим издержки на обслуживание электроустановки.

Так как зависит от напряжения, то сперва вычислим из Таблицы - 3.3 капитальные затраты на оборудование ниже и оборудование не меньше .

Для варианта 1 и :

Для варианта 1 и :

Для варианта 3 и :

Издержки на обслуживание электроустановки для варианта 1:

.

Издержки на обслуживание электроустановки для варианта 3:

.

Для определения издержек из-за потерь энергии в установке, вычислим потери в трансформаторах и автотрансформаторах.

Так как на стадии проектирования подробные характеристики потребителей обычно отсутствуют, то расчет потерь энергии можно вести приближенно через время максимальных потерь ([7]:

,

где - время планового ремонта трансформатора в год (согласно [7], оно составляет 30 часов для трансформаторов с номинальной мощностью более 80 МВА и 28 часов для трансформаторов с номинальной мощностью 10-80 МВА);

- время наибольших потерь, определяемое через по [7].

Тогда для одноступенчатого графика

Рассчитываем годовые потери в трансформаторах для каждого варианта. Максимальные перетоки мощности берутся для нормального режима,так как аварийные и ремонтные режимы относительно кратковременны.

Вариант 3

Для трансформатора ТДЦ-400000/500:

Для трансформатора ТДЦ-400000/220:

Для блочного АТБ, состоящего из группы трех однофазных АОДЦТН - 267000/500/220. Расчет годовых потерь электроэнергии проведем для одной фазы АТ блока, а потом результат умножим на 3(три фазы), чтобы получить для всего АТБ.



Определим максимальные мощности, протекающие в обмотках одного однофазного АТ блока (Рисунок 3.5)

;

;

.

Годовые потери электроэнергии для одного автотрансформатора:

Тогда для блока, состоящего из группы трех однофазных АТ:

ТСН можно не учитывать, так как они одинаковы в обоих вариантах структурных схем.

Суммарные годовые потери электроэнергии для варианта 3:

Вариант 1

Для трансформатора ТДЦ-400000/500:

Для трансформатора ТДЦ-400000/220:

Для автотрансформатора связи, состоящего из группы трех однофахных АТ:

где Smax было найдено при выборе АТС (п.3.1.4).

Суммарные годовые потери электроэнергии для варианта 1:

Приняв определим издержки, обусловленные потерями энергии для варианта 1 (Рис.3.1.):

Издержки, обусловленные потерями энергии для варианта 3(Рисунок 3.3):

Суммарные издержки для варианта 1:

.

Суммарные издержки для варианта 3:

.

3.1.7.4 Определение оптимального варианта структурной схемы КЭС

Подсчитаем приведенные затраты для каждого варианта схемы по формуле:

,

где К - капиталовложения, тыс. руб.;

И - годовые издержки, тыс. руб./год;

У - годовой ущерб от потери генерирующей мощности и от недоотпуска электроэнергии потребителям, тыс. руб./год;

E_Н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год. Согласно [7] для расчётов в электроэнергетике он равен 0,12.

Оформим результаты определения приведённых затрат в виде таблицы:

Таблица 3.5 - Приведенные затраты

	Вариант 1(Рисунок 3.1)	Вариант 3(Рисунок 3.3)
Капитальные затраты,	499250	542800
Ущерб,	114956	162665
Годовые издержки,	60757,6	53956,4
Приведенные затраты, ,	235623,6	281757,4

, то есть разница более 5%.

Таким образом, разница в приведённых затратах между наиболее оптимальными первым и третьим вариантами составляет более 5%.

На основании технико-экономического сравнения к дальнейшему рассмотрению принимаем вариант 1 структурной схемы.

3.2 Выбор РУ-220 и РУ-500 кВ.

3.2.1 Выбор РУ-220

Согласно структурной схеме на рис.3.1. и рекомендациям НТП применяем схему двойная рабочая система шин, одна из которых секционирована, с обходной, в которой обходной и шиносоединительный выключатель совмещены (Рисунок 3.7). Секционирование одной системы шин произведено для повышения надежности схемы, так как при его отсутствии есть вероятность потери двух блоков 320 МВт в случае отказа выключателей, что недопустимо [23].

Рисунок 3.7 - схема РУ на 220 кВ с двумя рабочими системами шин, одна из которых секционирована,и обходной

3.2.2 Выбор РУ-500 с учетом ущерба от перерывов в электроснабжении

Рассмотрим два варианта схемы - 3/2(полуторную) и 4/3 (с четырьмя выключателями на три присоединения).

Определим частоту отказов выключателей 500 кВ. Согласно [7], воздушный выключатель на 500 кВ обладает следующими параметрами:

Таблица 3.6 - Параметры воздушного выключателя 500кВ

Элемент	. 1/год	TВ, ч/1	, 1/год	TР, ч/1
Выключатель воздушный 500 кВ	0,15	60	0.2	133

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

Время простоя блока:

где - среднее время восстановления отказавшего -ого выключателя;

- средняя длительность планового ремонта Размещено на http://www.allbest.ru/

18

Размещено на http://www.allbest.ru/

-ого выключателя.

Рисунок 3.8-Полуторная схема



Рисунок 3.9-Схема 4/3

Время оперативных переключений:

,

где - время оперативных переключений;

- время пуска энергоблока из горячего состояния для ТЭС.

3.2.2.1 Расчеты для полуторной схемы (рисунок 3.8, таблица - 3.7)

Расчет ущерба:

Составляем вертикальный ряд учитываемых элементов таблицы расчетных связей, рассматривая только отказы выключателей, и определяем вероятность нормальных режимов:

.

В таблице учитываем только потери генерирующей мощности. При отказе одной или двух линий мощность будет передаваться по линиям, оставшимся в работе. Возрастут потери, но ущерб, связанный с ними, в учебной практике можно не рассматривать.

Потери генерируемой мощности в год из-за отказов выключателей во время нормального режима:



Потери генерируемой мощности в год из-за аварийных ситуаций во время ремонтного режима:

Также рассчитаем ущерб от потери генерируемой мощности, при которой возникает дефицит мощности в системе, т.е. когда величина предусмотренного системой резерва мощности (в нашем случае 320МВт) меньше мощности, теряемой на станции вследствие аварийных режимов. В этом случае в системе произойдет отключение действиями автоматической частотной разгрузки (АЧР) группы потребителей для предотвращения снижения частоты. То есть ущерб, вызванный снижением частоты рассматривать не будем. Будет иметь место ущерб потребителю, который мы определим как ущерб для системы от потери дефицитной мощности. Для рассматриваемого варианта схемы дефицит мощности в системе возникает при сбросах мощности, равных 652 МВт, 640 МВт, и 332 МВт. Такие сбросы мощности имеют место при аварийных ситуациях во время ремонтного режима и без него, причем сбросы величиной 652 МВт и 640 МВт происходят на время оперативных переключений, а 332 МВт - в зависимости от аварии на время оперативных переключений либо на время ремонта, после которого дефицит в системе исчезает. Рассчитаем величину дефицитной мощности для каждого случая:



Потери дефицитной мощности в системе в год из-за аварийных ситуаций во время ремонтного режима:

Суммарный ущерб системе:

,

где - удельный ущерб (см. п.3.1.7.2.).

Капитальные издержки:

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

,

где - суммарная расчетная стоимость шин;

- суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей.

Однако стоимость системы сборных шин можно не учитывать, так как в обоих вариантах они одинаковы. Это более точно покажет разницу в капитальных затратах.

Тогда по Таблице 3.3.:

Расчет годовых издержек:

,

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

- норма амортизационных отчислений за 1 год;

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

При , .

.

обозначения

Частота отказов

= 952

Ремонт для выключателей qв = 0,004

Н.Р.

В1

В2

ВЗ

В4

В5

В6

В7

ВЗ

В9

В10

В11

В12

В1

0.15

320/1

-

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

652/1

320/46,5

320/1

640/1

332/1

В2

0.15

-

320/1

-

-

-

-

-

332/1

-

-

320/1

-

320/1

ВЗ

0.15

-

-

-

-

320/1

-

-

-

332/1

320/1

-

320/1

12/1

В4

0.15

320/1

320/1

320/1

320/1

-

320/1

320/1

652/1

320/1

320/1

320/46,5

320/1

640/1

В5

0.15

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

-

320/1

320/1

652/1

640/1

320/1

320/46,5

332/1

В6

0.15

-

-

-

-

-

320/1

-

332/1

-

-

320/1

-

320/1

В7

0.15

12/1

12/1

12/1

12/1

12/1

12/1

12/1

-

332/46,5

332/1

12/1

332/1

12/46.5

В8

0.15

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

332/46,5

-

320/1

640/1

320/1

320/46.5

В9

0.15

320/1

320/46.5

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

-

320/1

320/1

320/1

В10

0.15

320/1

320/1

320/1

320/1

320/46,5

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

-

320/1

320/1

В11

0.15

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/46.5

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

-

320/1

В12

0.15

332/1

332/1

332/1

332/1

332/1

332/1

332/1

320/1 12/46,5

12/1 320/46.5

332/1

332/1

332/1

-

3.2.2.2 Для схемы 4/3 (рисунок 3.9, таблица 3.8)

Расчет ущерба:

Составляем вертикальный ряд учитываемых элементов таблицы расчетных связей, рассматривая только отказы выключателей, и определяем вероятность нормальных режимов:

.

Потери генерируемой мощности в год из-за отказов выключателей во время нормального режима:

Потери генерируемой мощности в год из-за аварийных ситуаций во время ремонтного режима:

Аналогично предыдущей схеме рассчитаем ущерб от потери генерируемой мощности, при которой возникает дефицит мощности в системе. Для рассматриваемого варианта схемы дефицит мощности в системе возникает при сбросах мощности, равных 640 МВт и 332 МВт.

Рассчитаем величину дефицитной мощности для каждого случая

Потери дефицитной мощности в системе в год из-за аварийных ситуаций во время ремонтного режима:

Суммарный ущерб системе:

.

Капитальные издержки:

Расчет годовых издержек: .

Таблица 3.8 - Логические связи для схемы 4/3

Обозначения

Частота отказов

So

Ремонт для выключателей =0,004

Н.Р.

В1

В2

ВЗ

В4

В5

В6

В7

В8

В9

В10

В11

В1

0.15

320/1

-

320/46,5

320/1

320/1

320/1

640/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

В2

0.15

320/1

320/46,5

-

320/1

640/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

ВЗ

0.15

320/1

640/1

320/1

-

320/46,5

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

В4

0.15

320/1

320/1

320/1

320/46,5

-

320/1

320/1

640/1

320/1

320/1

332/1

320/1

В5

0.15

320/1

320/1

640/1

320/1

320/1

-

320/46,5

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

В6

0.15

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

320/46,5

-

320/1

640/1

320/1

320/1

320/1

В7

0.15

320/1

320/1

320/1

320/1

320/1

640/1

320/1

-

320/46,5

320/1

320/1

320/1

В8

0.15

320/1

320/1

320/1

640/1

320/1

320/1

320/1

320/46,5

-

320/1

332/1

320/1

В9

0.15

-

-

320/1

-

-

-

320/1

-

-

-

-

12/1

В10

0.15

12/1

12/1

12/1

12/1

12/1

12/1

12/1

12/1

12/1

12/1

-

12/46,5

В11

0.15

12/1

12/1

12/1

332/1

12/1

12/1

12/1

332/1

12/1

12/1

12/46,5

-

3.2.2.3 Приведенные затраты вариантов

Таблица 3.9 - Приведенные затраты

	Вариант 1 (Рисунок 3.8)	Вариант 2 (Рисунок 3.9)
Капитальные затраты,	280800	257400
Ущерб,	3217,9	3092,9
Годовые издержки,	23587,2	21624,6
Приведенные затраты, ,	60501,1	55605,5

, то есть разница более 5%.

Выбираем более экономичный вариант структурной схемы - четыре выключателя на три присоединения.

3.3 Расчет токов короткого замыкания

Рассчитаем три вида короткого замыкания: трехфазное, двухфазное, однофазное. Если ток однофазного к.з. получится больше тока трехфазного к.з., то ограничим его установкой в нейтраль трансформаторов дополнительных сопротивлений. Таким образом, за расчетный максимальный ток к.з. для выбора оборудования и уставок релейной защиты принимаем ток трехфазного к.з.

Периодическую составляющую токадвухфазного и однофазного к.з. рассчитаемв программе АРМ_СРЗА (разработана Новосибирским производственным кооперативом «Бриз»), которая считает симметричные и несимметричные короткие замыкания, но определяет только периодическую составляющую тока к.з., и сравним ее с периодической составляющей тока трехфазного К.З., полученной при расчете в этой же программе, а так же в программе КЗ 3F (разработана на кафедре ЭССиС ИрГТУ), которая считает периодическую составляющую тока трехфазного к.з. и ударный ток.

Использование двух разных программ объясняется тем, что АРМ СРЗА считает все виды кз, но определяет только периодическую составляющую тока к.з.А так как расчетным для выбора оборудования приняли ток трехфазного к.з., то очень удобно использовать программу КЗ 3F, которая считает значения ударных токов. Также результаты ручного расчета тока трехфазного к.з. сравним с результатами расчетов программ, что очень наглядно покажет точность ручного счета.

При ручном расчете определим ток трехфазного короткого замыкания в месте повреждения (точка к1, шины 500кВ) и в ветвях схемы, непосредственно примыкающих к этому месту.

Расчет токов при трехфазном к.з. выполняют в следующем порядке:

1. для рассматриваемой установки составляют расчетную схему;

2. по расчетной схеме составляют электрическую схему замещения;

3. путем постепенного преобразования приводят схему замещения к простому виду - так, чтобы каждый источник питания или группа источников с результирующей ЭДС были связаны с точкой к.з. одним сопротивлением ;

4. Определяют начальное значение периодической составляющей тока к.з. , затем ударный ток к.з. и при необходимости - периодическую и апериодическую составляющие тока к.з. для заданного момента времени .

3.3.1 Ручной расчет токов трехфазного к.з. для одной точки

Составим расчётную схему сети. Нагрузка, питающаяся от ОРУ 220 кВ, находится за протяжёнными линиями, имеющими довольно большое сопротивление. Сама же нагрузка подключается в лучшем случае на напряжение 6-10 кВ (наиболее крупные двигатели), поэтому на участке от ОРУ 220 кВ до нагрузки имеется ещё и несколько трансформаций. По этим причинам столь удалённые нагрузки в схему вводить не будем.

Рисунок 3.10 - Расчетная схема КЭС

Составление схемы замещения КЭС:

Рисунок 3.11- Схема замещения КЭС

При составлении схемы замещения для расчета тока к.з. в точке к1 примем следующее допущение:

1. При ручном расчёте токов К.З. не будем учитывать влияние двигателей собственных нужд, так как мощность этих источников невелика и они удалены от точек К.З., поскольку приложены за значительными сопротивлениями;

2. Сопротивление низкой обмотки АТ не учитываем, так как оно не входит в короткозамкнутую цепь.



Рисунок 3.12 - Схема замещения для расчёта токов к.з.в точке к1

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

За основную ступень напряжения выбираем ступень напряжения короткого замыкания I:

.

.

.

Определим базисные величины для остальных ступеней напряжения:

;

;

;

;

;

.

Сопротивление генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 500кВ:

Сопротивление генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 220кВ:

Сопротивление трансформаторов блочных ТДЦ-400000/500:

.

Сопротивление трансформаторов блочных ТДЦ-400000/220:

.

Сопротивление линии:

,

где ( - определено по [4]).

Сопротивление системы:

.

Сопротивление автотрансформатора связи (группа из трех АОДЦТН-167/500/220):

Доаварийный режим неизвестен, поэтому значения сверхпереходных ЭДС генераторов Е? определяем из предположения, что до К.З. генераторы работали в номинальном режиме:

ЭДС генератора Т3В-320:

ЭДС системы принимается:.

Рассчитаем ток к.з. при трехфазном коротком замыкании на шинах . Для этого преобразуем схему замещения относительно точки К.З.

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

;

;

;

;

.

Рисунок 3.13-Трехлучевая схема замещения для расчёта токов короткого замыкания

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 500 кВ, для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 220 кВ, для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. от системы для :

.

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

Результирующая периодическая составляющая тока в точке короткого замыкания для :

.

Ударный ток от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 500:

.

Ударный ток от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 220:

.

Ударный ток от системы:

.

Ударные коэффициенты определены по [10].

Результирующий ударный ток в точке короткого замыкания:

.

Для установки на напряжение могут быть рассмотрены выключатели ВВБК-500, собственное время отключения которых . Минимальное время действия релейной защиты принимается равным (по [4]).

Тогда расчетное время отключения к.з.:

.

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

Апериодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 500 кВ, для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 220 кВ, для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от системы для :

.

Постоянные времени затухания Та апериодической составляющей тока к.з. определены по [10].

Результирующая апериодическая составляющая тока в точке короткого замыкания для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. имеет достаточно сложный закон изменения во времени и для её определения существует ряд практических методов. Воспользуемся методом типовых кривых [10]. Данный метод позволяет определить значение периодической составляющей тока к.з. для интервала времени 0-0.5с. Кривые построены для турбогенераторов мощностью от 12,5 до 800 МВт.

Для генераторов периодическая составляющая тока к моменту отключения определяется по формуле:

.

Для определения по типовым кривым необходимо знать электрическую удалённость точки КЗ от генератора. Удалённость определяется долей тока КЗ от генератора, отнесённой к его номинальному току, приведённому ступени напряжения, где произошло КЗ. Определим удалённость КЗ для каждого из генераторов:

;

Для момента времени 0,035 с при найденной удалённости КЗ по типовым кривым находим значения ; . Если, то принимается , тогдаЗначит для системы КЗ является удаленным, поэтому

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 500 кВ, для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 220 кВ, для :

.

Результирующая периодическая составляющая тока в точке короткого замыкания для :

.

Составим сводную таблицу результатов расчёта токов трехфазного КЗ.

Таблица 3.10 - Составляющие тока трехфазного короткого замыкания для точки K-1

Источник	, кА	, кА	, кА	, кА	,кА
Система	8,84	23,63	8,84	8,07	20,57
Генераторы G1-G4	5,83	16,28	5,48	7,53	15,28
Генераторы G5-G7	2,53	7,06	2,48	3,27	6,78
Суммарный ток	17,2	46,97	16,8	8,07	42,63

3.3.2 Расчет токов к.з. в ПВК

Расчет выполнен с помощью программKZ 3F и АРМ СРЗА. Все исходные данные для расчетов и подробные результаты (токи по ветвям) приведены в приложенииA.При расчете в KZ 3F были учтены двигатели сн блоков 1 и 5, чтобы наглядно показать их влияние на суммарный ток в месте короткого замыкания.

Результаты расчетов суммарного тока в месте к.з. оформим в таблице 3.11.

Результаты ручных расчетов и программ достаточно близки, полного совпадения нет, так как только в ПВК KZ 3F учли двигатели СН двух блоков и в виду особенностей программ.

Таблица3.11-Результат расчетов токов короткого замыкания

Точка КЗ	Ручной счет	ПВК KZ 3F	ПВК APM_CRZA
	, кА	, кА	, кА	, кА	, кА
К1	47	17,2	46,5	17,4	17,2	14,6	18,1
К2		53,9	19,4	18,2	15,2	21,9
К3		387	140	136,7	113,6
К4		370	134	130,9	107,9
К5		46,2	18,0	13,1	11,3
К6		46,6	18,1	13,3	11,5
К7		85	30,2	28,9	24,8

Ограничим ток однофазного к.з. на шинах 500 кВ до величины14,1 кА в месте к.з.установкой в нейтрали трансформаторов индуктивного сопротивления величиной 0,4 Ом. Так же можно ограничить ток однофазного к.з. на шинах 220 кВ.Далее для расчетоввоспользуемся данными программы KZ 3F. В результате расчетов были получены следующие результаты.

Таблица 3.12 - Результаты расчетов токов к.з. для разных точек

Точка к.з.	Источники	Iпо, кА	iу, кА
Точка 1, Шины 500кВ	G1(+M TCH1)	1,51	4,18
	G2	1,48	4,12
	G3	1,48	4,12
	G4	1,48	4,12
	Система	8,85	22,8
	G5-G7	2,59	7,24
		17,4	46,5
Точка 2, Шины 220кВ	G5(+M TCH5)	3,59	9,95
	G6	3,53	9,8
	G7	3,53	9,8
	G5-G7	8,77	24,4
		19,4	53,9
Точка 3,выводы генератора G1	G1	62,1	174
	(G2-G7)+C	75,8	208
	Механизмы за ТСН1	2	4,91
		140	387
Точка 4,выводы генератора G5	G5	62,1	174
	(G1-G4)+G6+G7+C	69,6	192
	Механизмы за ТСН5	2	4,9
		134	370
Точка 5,За ТСН1	(G1-G7)+C	13,3	35,3
	Двигательная нагрузка	4,68	11
		18	46,2
Точка 6,За ТСН5	(G1-G7)+C	13,5	35,7
	Двигательная нагрузка	4,68	11
		18,1	46,6
Точка 7,НН АТС	(G1-G7)+C	30,2	85
		30,2	85

3.3.3 Расчетапериодической и периодической для момента времени t составляющих тока к.з. и интеграла Джоуля для необходимых точек

Для определения значения периодической составляющей тока короткого замыкания для расчетного времени отключения переведем токи в относительные единицы при номинальных условиях и воспользуемся типовыми кривыми по [10].

Определение апериодической составляющей тока короткого замыкания для будем производить, считая её изменение экспоненциальным. Постоянные времени затухания апериодической составляющей тока к.з. определены по [10], а также будем их определять аналитически для эквивалентных источников.

Надо отметить, что данное расчетное время отключения () берется предварительно для выключателей на 500кВ, но может применяться в качестве расчетного для других ступеней напряжения, т.к. время отключения других выключателей (с учетом времени действия РЗ) не превышает данную величину, и как следствие, расчет будет вестись с некоторым запасом. В реальном проектировании следовало бы задаваться конкретными временами отключения для каждого из отдельных выключателей.

В учебном проектировании это допустимо не выполнять.

Точка 1, к.з. на шинах 500кВ :

Приведём сверхпереходные токи источников к базисным:

;

;

.

Оцениваем электрическую удаленность генераторов и системы от точки КЗ:

;

;

Для момента времени 0,035 с при найденной удалённости КЗ по кривым находим значения; Для системы КЗ является удаленным, поэтому

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 500 кВ, для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 220 кВ, для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 500 кВ, для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от системы для :

.

Рассчитаем эквивалентную постоянную времени для источников за АТС, зная величину сверхпереходного и ударного токов:

тогда:

Тогда апериодическая составляющая тока КЗ от АТС (группы генераторов Т3В-320) к моменту отключения:

.

Точка 2, к.з. на шинах 220кВ:

Приведём сверхпереходные токи источников к базисным:

;

.

Оцениваем электрическую удаленность группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 220 кВ, и эквивалентного источника (система+G1-G4) от точки КЗ:

;

Для момента времени 0,035 с при найденной удалённости КЗ по кривым находим значения; так как , то принимается .

Периодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 220 кВ, для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. от АТС (система+G1-G4) для :

Апериодическая составляющая тока к.з. от группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 220 кВ,для :

.

Рассчитаем эквивалентную постоянную времени для источников за АТС, зная величину сверхпереходного и ударного токов:

Тогда апериодическая составляющая тока КЗ от АТС (система+G1-G4) к моменту отключения :

.

Точка 3, к.з. у генератора G1

Приведём сверхпереходные токи источников к базисным:

;

;

.

Оцениваем электрическую удаленность генератора Т3В-320, эквивалентного источника (система+G2-G7) и двигателей СН от точки КЗ:

;

Для момента времени 0,035 с при найденной удалённости КЗ по кривым находим значения; ; так как , то принимается .

Периодическая составляющая тока к.з. от генератора Т3В-320 для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. от ТБ1 (система+G2-G7) для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. от двигателей за ТСН1 для :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от генератора Т3В-320для :

.

Рассчитаем эквивалентные постоянные времени для источников за ТБ1 и для двигателей за ТСН1, зная величину сверхпереходного и ударного токов:

Тогда апериодическая составляющая тока КЗ от источников за ТБ1 к моменту отключения :

.

Апериодическая составляющая тока КЗ от двигателей за ТСН1 к моменту отключения :

.

Точка 4, к.з. у генератора G5 (G6, G7) :

Токи от генератора G5 и от двигателей за ТСН5 будут аналогичными токам от G1 и двигателей за ТСН1, найденным для точки 3, поэтому определим только токи от источников за ТБ5.

Приведём сверхпереходные токи источников к базисным:



Оцениваем электрическую удаленность эквивалентного источника (система+генераторы) от точки КЗ:

Так как , то принимается .

Периодическая составляющая тока к.з. от источников ТБ5 для :

.

Рассчитаем эквивалентную постоянную времени для источников за ТБ5, зная величину сверхпереходного и ударного токов:

Тогда апериодическая составляющая тока КЗ от источников за ТБ5 к моменту отключения :

.

Точка 5, к.з. за ТСН1:

Приведём сверхпереходные токи источников к базисным:

,

где .

.

Оцениваем электрическую удаленность источников за ТСН1 и двигательной нагрузки от точки КЗ:

Для момента времени 0,035 с при найденной удалённости КЗ по кривым находим значение ; так как , то принимается .

Периодическая составляющая тока к.з. от двигательной нагрузки для :

.

Периодическая составляющая тока к.з. от источников за ТСН1 для :

.

Рассчитаем эквивалентные постоянные времени для источников за ТСН1 и двигательной нагрузки, зная величину сверхпереходного и ударного токов:

Тогда апериодическая составляющая тока КЗ от источников за ТСН1 к моменту отключения :

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от двигательной нагрузки для :

.

Расчет для точки к6 производить не будем, так как полученные для нее значения сверхпереходного и ударного токов мало отличаются от значении для точки к5, и следовательно в дальнейшем для выбора выключателей собственных нужд будет достаточно воспользоваться данными расчетов для точки к5.

Точка 7, к.з. на НН АТС:

Приведём сверхпереходный ток источников к базисным:

,

где

.

Оцениваем электрическую удаленность источников за АТС от точки КЗ:

Так как , то принимается .

Периодическая составляющая тока к.з. от источников за АТС для :

.

Эквивалентная постоянная времени для источников за АТС:

Тогда апериодическая составляющая тока КЗ от источников заАТС к моменту отключения :

.

Для выбора электрооборудования необходимо определить тепловой импульс (интеграл Джоуля) , который характеризует термическое действие тока к.з. за время отключения . Время отключения складывается из времени действия защиты (0.1с) и полного времени отключения (примем 0.2с для расчета с запасом - это одно из самых больших времен отключения, в реальности быстрее). Тогда .

Методика аналитических расчетов интеграла Джоуля зависит от расчетной схемы электроустановки, положения расчетной точки КЗ и ее удаленности от генераторов, синхронных компенсаторов и электродвигателей по [18].

Точка 1, к.з. на шинах 500кВ:

При к.з. в данной точке можно посчитать отдельно термические импульсы от генераторов и системы.

Интеграл Джоуля от системы:

Для генераторов G1-G7, согласно проведённым ранее расчётам, короткое замыкание является близким, поэтому интеграл Джоуля определяется по формуле:

.

В формуле выше - относительный импульс квадратичного тока от генератора, определяемый по [17].

Тогда суммарный тепловой импульс, по которому будем проводить выбор выключателя на 500 кВ, будет складываться из суммы всех импульсов:

.

Точка 2, к.з. на шинах 220кВ:

При к.з. в данной точке схему замещения можно привести к виду, называемому по [18] «генератор-система», так как, согласно проведенным выше расчетам, для группы генераторов Т3В-320, подключенных к РУ 220кВ, короткое замыкание является близким, а для остальных источников (генераторы и система), которые можно объединить в эквивалентный источник - систему - удаленным. В такой схеме отдельно определяют импульс квадратичного тока от периодической и апериодической составляющих тока. Для расчета от периодической составляющей тока к.з. используют кривые относительных импульсов - токовых и квадратичных токовых, определяемые по [17].

Импульс от периодической составляющей тока:

Импульс от апериодической составляющей тока:

Результирующий импульс:

.

Точка 3, к.з. у генератора G1:

При кз в данной точке рассчитаем тепловой импульс, создаваемый суммарным током от системы и генераторов G2-G7, так как он наибольший. Из таблицы 3.1275,8кА. Система и генераторы электрически удалены от точки кз, можем их объединить в эквивалентный источник (систему). Током от двигательной нагрузки можно пренебречь вследствие его малой величины. Тогда схема замещения примет вид, называемый по [18] «система». Для схемы вида «система» сразу вычисляют полный импульс от тока к.з. по выражению.была определена выше как .

Выше величина теплового импульса ранее определялась без учета действия АГП (автоматическое гашение поля), так как это мероприятие осуществляется в генераторных цепях. Поэтому при учете действия АГП время надо брать равным [1].

Тогда:

.

Точка 4, к.з. у генератора G5:

Ситуация аналогична Точке 3.

Из таблицы 3.1269.6 кА.

Тогда:

.

Точка 5, к.з. за ТСН1:

Ситуация аналогична Точке 3, только время отключения , потому что не генераторная цепь.

Из таблицы 3.1213,3 кА.

Тогда:

.

Точка 7, к.з. на НН АТС:

Ситуация аналогична Точке 5.

Из таблицы 3.12

30,2 кА.

Тогда:

.

3.3.4 Сводная таблица результатов расчёта токов короткого замыкания

Таблица 3.13- Сводная таблица результатов расчёта токов короткого замыкания

Точка КЗ	Ветвь, примыкающая к точке КЗ	, кА	, кА	, кА	, кА	, кА2·с
K-1 515кВ	Система	8,85	22,8	8,85	8,07	29,8
	Генератор G1	1,51	4,18	1,43	1,95	5,5
	Генератор G2	1,51	4,18	1,43	1,95	5,5
	Генератор G3	1,51	4,18	1,43	1,95	5,5
	Генератор G4	1,51	4,18	1,43	1,95	5,5
	Генераторы G5-G7	2,59	7,24	2,54	3,37	4,1
	Сумма	17,48	46,76	17,1	19,24	55,9
K-2 230кВ	Система+генераторы G1-G4	8,77	24,4	8,77	11,04	225,7
	Генератор G5	3,59	9,95	3,3	4,64
	Генератор G6	3,59	9,95	3,3	4,64
	Генератор G7	3,59	9,95	3,3	4,64
	Сумма	19,54	54,3	18,7	24,96
К-3 20кВ	Генератор G1	62,1	174	54,03	80,25	-
	Система + генераторы G2-G7	75,8	208	75,8	86,5	23919,1
	Механизмы за ТСН1	2	4,91	1,86	0,98	-
	Сумма	-	386,9*	-	-	-
К-4 20кВ	Генератор G5	62,1	174	54,03	80,25	-
	Система + генераторы G1-G4, G6, G7	69,6	192	69,6	82,5	23490,99
	Механизмы за ТСН5	2	4,91	1,86	0,98
	Сумма	-	370,9	-	-	-
К-5 6,3кВ	Двигательная нагрузка	4,68	11	4,12	1,54	-
	Система + генераторы G1-G7	13,3	35,3	13,3	12,4	67,9
	Сумма	17,98	46,3	17,42	8,15	-
К-7 35кВ	Система + G1-G7	30,2	85	30,2	41,3	1200,3
	Сумма	30,2	85	30,2	41,3	1200,3

* - суммарный ток учитывается при выборе токопровода.

3.4 Выбор электрооборудования

3.4.1 Выбор выключателей и разъединителей

Условия выбора выключателей:

1. ;

2. ;

3. ; ,

при : (проверка отключающей

способности по полному току);

4. ; ;

5. ;

6. ; .

Условия выбора разъединителя:

1.;

2. ;

3. ;

4. .

3.4.1.1 Выбор выключателей и разъединителей на 500 кВ

Определим максимальный рабочий ток от наиболее мощного присоединения.

В цепи блока генератор - трансформатор (Рг = 320МВт):

,

где без учета отбора на СН (т.к. возможно питание СН через РТСН);

0.95 - коэффициент, учитывающий снижение напряжения на 5%.

В цепи АТС на стороне ВН:

.

Реальные перетоки мощности при такой аварии были определены при выборе АТС (пункт 3.1.4), и токи при них получаться меньше. Однако будем вести расчет с запасом, считая, что через АТ проходит номинальная мощность.

В цепи линии связи с системой

где - кол-во, отходящих линий к системе.

- учитываем отключение одной линии.

Тогда принимаем .

Рассмотрим элегазовый выключатель колонкового типа ВГК-500

40/3150 [38]и разъединитель подвесного типа РПД-500/3150 [39] российского производства.

Проверим выбранные выключатель и разъединитель.

Таблица 3.14-Проверка выключателя и разъединителя 500 кВ

Условия проверки	Расчетные данные**	Данные по выключателю ВГК-500-40/3150	Данные по разъединителю РПД-500/3150
*
*
			-
			-
*
*

* - условие выбора для разъединителя.

** - столбец расчетных данных заполнен с помощью Таблицы 3.13 и расчетов данного пункта.

То есть выключатель ВГК-500-40/3150 и разъединитель РПД-500/3150 проходят по всем параметрам и принимаются к установке.

3.4.1.2 Выбор выключателей и разъединителей на 220 кВ

Определим максимальный рабочий ток от наиболее мощного присоединения.

В цепи блока генератор - трансформатор (Рг = 320МВт):

.

В цепи АТС на стороне СН:

.

В цепи линии связи с нагрузкой (когда нагрузка максимальна):

,

где - кол-во отходящих линий к нагрузке.

- учитываем отключение цепи одной линии.

Тогда принимаем

Рассмотрим элегазовый выключатель колонкового типа ВГТ-220-40/3150 и разъединитель трёхполюсный поворотный двухколонковый типа РПД-220/1600УХЛ1 российского производства[38].

Таблица 3.15 - Проверка выключателя и разъединителя 220 кВ

Условия проверки	Расчетные данные**	Данные по выключателю ВГТ-220-40/3150	Данные по разъединителю РПД-220/2500УХЛ1
*
*
			-
при		20,9 кА < 25кА проверка по второму условию: 79,2 51,4	-
*
*

Проверим выбранные выключатель и разъединитель

То есть выключатель ВГТ-220-40/3150 и разъединитель РПД-220/2500УХЛ1 проходят по всем параметрам и принимаются к установке.

3.4.1.3 Выбор выключателей и разъединителей генераторного напряжения

Максимальный ток от генераторов при снижении напряжения на 5% (то есть когда нагрузка максимальна).

Ток от генератора :

.

Рассмотрим элегазовое генераторное распределительное устройство типа HECS-100 концерна ABB, в состав которого входит выключатель и разъединитель [40].

Проверим выбранные выключатель и разъединитель.

Таблица 3.16-Проверка генераторного выключателя и разъединителя

Условия проверки	Расчетные данные**	Выключатель HECS-100	Разъединитель HECS-100
*
*
			-
при		56,6 кА < 87,5кА проверка по второму условию: 198197,4	-
*
*

Проверим выбранный выключатель по току включения:

, то есть номинальный ток включения генератора должен быть больше тока несинхронного включения генератора, если он окажется под наибольшим напряжением (включение в противофазе - самый опасный случай).

,

где - сверхпереходное сопротивление генератора,

Ом;

.

Тогда , то есть .

Таким образом, элегазовое генераторное распределительное устройство типа HECS-100 проходит по всем параметрам и принимается к установке.

3.4.1.4 Выбор выключателя в цепи НН АТС (ВН РТСН)

Рассчитаем максимальный рабочий ток в цепи НН АТС:

.

Рассмотрим элегазовый выключатель колонкового типа ВГТ-35-50/3150 [38]:и разъединитель типа РГП-35/3150 [41] российского производства.

Проверим выбранные выключатель и разъединитель.

Таблица 3.17-Проверка выключателя и разъединителя 35 кВ

Условия проверки	Расчетные данные**	Данные по выключателю ВГТ-35-50/3150	Данные по разъединителю РГП-35/3150
*
*
			-
при		проверка по второму условию: 99 84	-
*
*

Таким образом, выключатель ВГТ-35-50/3150 У3 и разъединитель РГП-35/3150 проходят по всем параметрам и принимаются к установке

3.4.1.5 Выбор выключателя в системе собственных нужд

Рассчитаем максимальный рабочий ток в цепи СН:

,

(делим на два, т.к. две подсекции 1А и 1Б);

- мощность, отбираемая на СН от генератора мощностью 320МВт.

В схеме СН будет установлено КРУ с вакуумными выключателями ВР6 производства ОАО "РЗВА" [42]. Проверим выключатель на пригодность к установке.

Таблица 3.18-Проверка выключателя ВР6-6-40/1600 У2

Условия проверки	Расчетные данные*	Данные по выключателю ВР6-6-40/1600 У2

Вакуумный выключатель ВР6-6-40/1600У2 соответствует всем параметрам и принимается к установке.

3.4.2 Выбор сборных шин и связей между элементами

3.4.2.1 Выбор шин 500 кВ

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются [1], принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равному току наиболее мощного присоединения (в нашем случае ток линии - по пункту 3.4.1.1).

Примем гибкую ошиновку из полого алюминиевого провода ПА-500 с [1],что больше. Также применение провода ПА-500 при напряжении 500кВ исключает коронирование.

,

где по [8].

;.

Проверку на термическое действие тока к.з. не производим, т.к. сечение провода больше минимального.

Фазы располагаем горизонтально на расстояниипо [1].

В соответствии с ПУЭ гибкие шины РУ должны проверяться на электродинамическое действие токов к.з. при значениях мощности к.з., данных в [4].

Также при токах трехфазного КЗ 20 кА и более гибкие шины РУ следует проверять на исключение возможности схлестывания или опасного в отношении пробоя сближения фаз в результате динамического действия тока КЗ. [1].

Проверку шин на схлестывание не производим, т.к.или , что меньше .

Таким образом, ПА-500 проходит по всем параметрам.

3.4.2.2 Выбор гибких токопроводов от выводов 500 кВ до сборных шин

Провода линий электропередач напряжением более 35 кВ, провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ, гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока [1] (что не проверяется, указано выше). В РУ выше 35 кВ применяются шины, выполненные проводами АС. Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов.

Сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение , определяется из соотношения:

,

где -- расчетный ток в час максимума энергосистемы, А;

-- нормированное значение экономической плотности тока, .

Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается. По [1].

далее определяется при Tнб=7100.

I_{РАБ.НОРМ.} будем рассчитывать для мощности генератора 320МВт, так как АТС имеет мощность 501МВА, которая взята с запасом, а следовательно, максимальная мощность перетока будет определяться мощностью генератора 320МВт.

Тогда .

Согласно [1], по условиям проверки на корону принимаем расщепление 3xAC300/39.

Проверяем провода по допустимому току, у AC 300/39=710, согласно [1].

Для 3хАС-300/39допустимый длительный ток следует принимать , тогда - выбранный проводник проходит.

Проверка на термическое действие токов КЗ, согласно ПУЭ не производим, т.к. применены голые провода на открытом воздухе

3.4.2.3 Выбор шин 220 кВ

Ток в цепи АТС - по пункту 3.4.1.2.

Рассмотрим гибкую ошиновку из двух проводов АС-300/39. Для 2хАС-300/39допустимый длительный ток следует принимать , что больше . Также по [1] применение 2хАС-300/39 при напряжении 220кВ исключает коронирование.

,

где по [8].

;.

Проверку на термическое действие тока к.з. не производим, т.к. сечение провода больше минимального.

Фазы располагаем горизонтально на расстоянии по [1].

Проверку шин на схлестывание не производим, т.к. и мощность к.з. составляет , что меньше .

Таким образом, 2xАС-300/39 по всем параметрам подходит, принимаем его к установке.

3.4.2.4 Выбор гибких токопроводов от выводов 220 кВ до сборных шин

Выполним расчеты аналогично пункту 3.4.2.2.

Тогда .

Рассмотрим гибкую ошиновку из двух проводов АС-500/64 с (вне помещения)[1].

Проверяем провода по допустимому току:

Для 2хАС-500/64допустимый длительный ток следует принимать , тогда - выбранный проводник проходит. Также по [1] применение 2хАС-500/64 при напряжении 220кВ исключает коронирование.

На термическую стойкость не проверяем, т.к. голые провода на открытом воздухе [1].

3.4.2.5 Выбор гибких токопроводов на стороне НН АТС

Выполним расчеты аналогично пункту 3.4.2.2.

.

Тогда .

Рассмотрим гибкую ошиновку из провода АС-400/51 с (вне помещения)[1].

Проверяем провода по допустимому току:

<.

На корону не проверяем, так как провод АС-400/51 на напряжении 35 кВ.

На термическую стойкость не проверяем, т.к. голые провода на открытом воздухе [1].

3.4.2.6 Выбор комплектного токопровода

От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом.

По известному току утяжелённого режима для генераторов 320 МВт (11441 А) по [43] выбираем комплектный токопровод ТЭНЕ-20-12500-400УХЛ1 на номинальное напряжение 20 кВ, номинальный ток 12500 А, электродинамическую стойкость цепи 400 кА производства ОАО «ВНИИР». Буквы в обозначении:

Т- токопровод;

Э - пофазно-экранированный;

Н - с непрерывными оболочками-экранами;

Е - способ охлаждения: естественное.

Проверим выбранный комплектный токопровод на термическую и электродинамическую стойкость по наиболее тяжёлым условиям.

Таблица 3.19 - Проверка комплектного токопровода

Условия проверки	Расчетные данные	Данные по токопроводу ТЭНЕ-20-12500-400УХЛ1

* - берется суммарный ударный ток в точке кз, который побежит по токопроводу в случае КЗ на выводах высокого напряжения трансформатора собственных нужд.

По всем параметрам ТЭНЕ-20-12500-400УХЛ1 проходит, принимаем его к установке.

3.4.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

- по напряжению установки:

;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке:

,

где - номинальная мощность в выбранном классе точности, .

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, .



- по назначению.

3.4.3.1 Выбор трансформаторов напряжения на 500 кВ

Для трансформаторов напряжения, устанавливаемых на шинах высшего напряжения электростанции выбираем перечень приборов по [9] и составляем Таблицу 3.22.

Выбор выполняем для одной системы шин. Для второй системы шин выбор проводится аналогичным образом.К шинам данного напряжения подключаются 1 автотрансформатор (АТС из группы трех однофазных), 4 блочных трансформатора (ТБ) и 3 линии (связь с системой).Допустимо ваттметры и варметры с двусторонней шкалой заменять на приборы с односторонней шкалой (при этом их количество возрастает в два раза).

Подключим по одному трансформатору напряжения на каждую из шин и разнесем равномерно приборы между ними (между TV). Тогда для одного трансформатора напряжения:

Таблица 3.20 -Приборы, подключаемые к TV 500 кВ

Прибор	Тип	S одной обм., ВА	Число обмотк	cos ?	sin ?	Число прибоов	Рпотр. Вт	Qпотр. ВА
ВЛ 500кВ(3вл/2)
Ваттметр	Ц 301/1	1,5	2	1	0	3	9	0
Варметр	Ц 301/1	1,5	2	1	0	3	9	0
Счетчик активной энергии со стопором	Меркурий 201	2Вт	2	0,38	0,925	2*	8	19,4
Датчик активной мощности	Е-829	10	-	1	0	2*	20	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-	1	0	1*	10	-
Фиксатор I и U импульсного действия	ФИП	3	1	1	0	1*	3	0
Осциллограф	Н-13	20	1	1	0	1*	20	0
Сборные шины (2/2)
а) показывающие
Вольтметр	Э-365-1	2	1	1	0	1	2	0
б) регистрирующие
Вольтметр	Н-344	10	1	1	0	1	10	0
Ваттметр	Н-3095	10	2	1	0	1	20
Частотомер	Н-397	7	1	1	0	1	7
в)синхронизирующие
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	2	6	0
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	2	4
Синхроноскоп	Э327	10	1	1	0	1	10
Осциллограф	Н-13	20	1	1	0	2	40	0
Сумма:	178	19,4
	179,1

- на другом TV, наоборот: 1Счетчик активной энергии со стопором; 1 Датчик

активной мощности; 2 Датчика реактивной мощности; 2 Фиксатора тока и напряжения импульсного действия, 2 осциллографа. Это делается для равномерной загрузки обоих TV.

В настоящее время наиболее перспективными являются однофазные антирезонансные трансформаторы напряжения типа НАМИ, выпускаемые ОАО Раменский электротехнический завод «Энергия» [44], способные работать в классе точности 0,2. Рассмотрим трансформаторы типа НАМИ-500 УХЛ1 и НАМИ-220 УХЛ1. НАМИ-500 УХЛ1 имеет мощность вторичной основной обмотки 1 100 ВА в классе точности 0,2.

НАМИ-220 УХЛ1имеет мощность вторичной основной обмотки 1 200 ВА в классе точности 0,2.

Проверяем условие для НАМИ-500: . Номинальную мощность трансформатора напряжения умножаем на 3, т.к. для однофазных трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, следует брать суммарную мощность всех трех фаз. Таким образом, данный трансформатор способен работать даже в классе точности 0,2.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами примем кабель КВВГ (с медными жилами, с поливинилхлоридной изоляцией в поливинилхлоридной оболочке) с сечением жил 2,5мм² , т.к. по условию механической прочности сечение должно быть минимум 4мм² для алюминиевых жил и 2,5мм² - для медных жил (т.к. подключены счетчики)[1].

Выполним проверку по потерям напряжения. По [1] для цепей напряжения потери напряжения от трансформатора напряжения при условии включения всех защит и приборов должны составлять: -до расчетных счетчиков и измерительных преобразователей мощности, используемых для ввода информации в вычислительные устройства, -- не более 0,5 %;

-до расчетных счетчиков межсистемных линий электропередачи -- не более 0,25 %;

-до счетчиков технического учета -- не более 1,5 %;

-до щитовых приборов и датчиков мощности, используемых для всех видов измерений, -- не более 1,5 %;

-до панелей защиты и автоматики -- не более 3 % .

При совместном питании указанных нагрузок по общим жилам их сечение должно быть выбрано по минимальной из допустимых норм потери напряжения.

;

где - удельное сопротивление меди;

- длина кабеля по [4].

,

что больше (нужного для счетчиков), - это удовлетворяет требованием ПУЭ.

Тогда увеличим сечение кабеля до 6мм².

.

,

что меньше (нужного для счетчиков), - это удовлетворяет требованием ПУЭ.

Так как трансформатор напряжения НАМИ-500 УХЛ1 удовлетворяет всем требованиям, то принимаем его к установке вместе с кабелем КВВГ сечением 6мм².

3.4.3.2 Выбор трансформаторов напряжения на 220 кВ

К шинам 220 кВ подключаются 1 автотрансформатор (АТС из группы трех однофазных), 3 блочных трансформатора (ТБ) и 6 линии (связь с системой). На обходную систему шин такой же трансформатор, как и на рабочие. Составим таблицу аналогично предыдущему пункту.

Таблица 3.21-Приборы, подключаемые к TV 220 кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки,ВА	Числообм.	cos ?	sin ?	Число приб.	РпотрВт	QпотрВА
1. ВЛ 220 кВ(6/2)
Ваттметр	Ц 301/1	1,5	2	1	0	3	9	0
Варметр	Ц 301/1	1,5	2	1	0	3	9	0
Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий 233	2	2	0,5	0, 87	3	6	10,44
Фиксатор тока и напряжения импульсного действия	ФИП	3	1	1	0	3	9	0
2. С.Ш.(2/2)
а) показывающие
Вольтметр	Э-365-1	2	1	1	0	1	2	0
б) регистрирующие
Вольтметр	Н-344	10	1	1	0	1	10	0
Ваттметр	Н-3095	10	2	1	0	1	20
Частотомер	Н-397	7	1	1	0	1	7
в)синхронизирующие
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	2	6	0
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	2	4
Синхроноскоп	Э327	10	1	1	0	1	10
Осциллограф	Н-13	20	1	1	0	2	40	0
ИТОГО:	132	10,44
	132,4

Проверяем условие для НАМИ-220: .

Для соединения трансформатора напряжения с приборами примем кабель КВВГ с сечением жил 4мм².

Выполним проверку по потерям напряжения.

; ;

, что меньше 0,5%.

Так как трансформатор напряжения НАМИ-220 УХЛ1 удовлетворяет всем требованиям, то принимаем его к установке вместе с кабелем КВВГ сечением 4мм².

3.4.3.3 Выбор трансформаторов напряжения в цепи генератора

Трансформаторы напряжения в цепи генераторов устанавливаются встроенными в комплектный токопровод. По пункту 3.4.2.5 к установке был принят ТЭНЕ-20-12500-400, в который встроены трансформаторы ЗНОМ-20 [45], имеющие номинальную мощность основной вторичной обмотки 75 ВА в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счётчиков.

Согласно [9], в цепи блока генератор-трансформатор необходима установка измерительных приборов, перечень которых занесем в таблицу 3.25.

Проверяем условие для ЗНОМ-20: .

Для соединения трансформатора напряжения с приборами примем кабель КВВГ с сечением жил 2,5мм².

Выполним проверку по потерям напряжения.

;;

, что меньше 0,5%.

Трансформатор напряжения ЗНОМ-20-63У2 и кабель КВВГ сечением 2.5мм² удовлетворяют всем требованиям и принимаются к установке.

Таблица 3.22 -Приборы, подключаемые к TV 20кВ

Прибор	Тип	одной обмотки,	Число обмоток			Число приборов	Общая
							,	,
Ваттметр	Ц 301/1	1,5	2	1	0	3	9	0
Варметр	Ц 301/1	1,5	2	1	0	3	9	0
Счетчик активной энергии	Меркурий 233	2	2	0,5	0, 87	1	2	3,48
Вольтметр	Э-365-1	2	1	1	0	2	4	0
Вольтметр регистрирующий	Н-344	10	1	1	0	1	10	0
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	1	3	0
Ваттметр регистрирующий	Н-3095	10	1	1	0	1	10	0
Датчик активной мощности	Е-829	10	-	1	0	1	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-	1	0	1	10	0
Осциллограф	Н-13	20	1	1	0	1	20	0
Синхроноскоп	Э-327	10	1	1	0	1	10	0
Сумма:	97	3,48
	97,1

3.4.3.4 Выбор трансформаторов напряжения в цепи НН АТС

Согласно [9], в цепи НН АТС необходима установка следующих измерительных приборов:

Таблица 3.23-Приборы, подключаемые к TV 35кВ

Прибор	Тип	одной обмотки,	Число обмоток			Число приборов	,Вт	,вар
Ваттметр	Ц 301/1	1,5	2	1	0	2	6	0
Варметр	Ц 301/1	1,5	2	1	0	2	6	0
Сумма:	12	0

Рассмотрим трансформатор напряжения типаЗНОМ-35 [45], имеющие номинальную мощность основной вторичной обмотки 150 ВА в классе точности 0,5.

Проверяем условие для ЗНОМ-35: .

Для соединения трансформатора напряжения с приборами примем кабель КВВГ с сечением жил 1,5мм².

Выполним проверку по потерям напряжения.

;;

, что меньше 0,5%.

Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-63У2 и кабель КВВГ сечением 1,5мм² удовлетворяют всем требованиям и принимаются к установке.

3.4.4 Выбор трансформаторов тока

3.4.4.1 Выбор трансформаторов тока на 500 кВ

Намечаем элегазовый трансформатор тока типаТГФ-500-У1 [45].

Таблица 3.24-Номинальные параметры ТАТГФ-500-У1

, кВ	Номинальный ток, А	Ном. нагр. в кл. точн. 0,2, Ом	, кА	Термическая стойкость
	первичный	вторичный			Iтер, кА/tтер, с
500	1000	5	1,2	153	104/1

Таблица 3.2-Проверка трансформатора тока 500 кВ

Условия проверки	Расчетные данные*	Данные по трансформатору тока ТГФ-500-У1
.
	Определяется ниже

*- расчетные данные были определены ранее, при расчете токов кз.

Под и подразумевается активное сопротивление (что является приемлемым при проектировании, то есть при инженерных расчетах). Тогда , .

По [9], состав приборов будет следующий:

Таблица 3.26-Приборы, подключаемые к TA 500 кВ

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы,
		А	В	С
Амперметр	Э-365-1	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Ц 301/1	0,5	-	0,5
Варметр	Ц 301/1	0,5	-	0,5
Ваттметр регистрирующий	Н 3095	10	-	10
Датчик активной мощности	Е-829	1	-	1
Датчик реактивной мощности	Е-830	1	-	1
Счетчик активной энергии со стопором	Меркурий 201	0,1	-	0,1
Сумма:	13,6	0,5	13,6

Согласно тому же источнику амперметры ставятся во все три фазы, поэтому соединяем трансформаторы тока в полную звезду.

Таким образом, наиболее нагружены фазы A и С, поэтому расчет будем вести по ним.

По [4] длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец для РУ 500кВ принимается 150-175м.

,

где при количестве приборов более 3.

По [1] провода с медными жилами применяются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше.

Рассмотрим кабель с медными жилами, длиной 150м, схема соединения трансформаторов тока, как указывалось ранее, полная звезда().

.

Примем кабель КВВГ сечением 6мм².

.

, что меньше .

Трансформатор тока ТГФ-500-У1 проходит по всем параметрам и принимается к установке.

3.4.4.2 Выбор трансформаторов тока на 220 кВ

Намечаем трансформатор ТГФМ-220-УХЛ1 [45].

Номинальные параметры:

Таблица 3.27-Номинальные параметры ТА ТГФМ-220-УХЛ1

, кВ	Номинальный ток, А	Ном. нагр. в кл. точн. 0,5, Ом	, кА	Термическая стойкость
	первичный	вторичный			Iтер, кА/tтер, с
220	2000	5	1,2	150	100/1

Таблица 3.28-Проверка трансформатора тока 220 кВ

Условия проверки	Расчетные данные*	Данные по трансформатору тока ТГФМ-220-УХЛ1

Подобные документы

• Проектирование конденсационной электрической станции мощностью 1200 Мвт

  Выбор главной схемы электрических соединений тепловой конденсационной электростанции. Расчет установленной мощности электрооборудования. Выбор трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор напряжения, схема синхронных турбогенераторов.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 19.12.2014
  

• Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей

  Экономическое обоснование строительства ТЭЦ. Выбор и расчет тепловой схемы, котлоагрегата, основного и вспомогательного оборудования энергоустановки, топливного хозяйства и водоснабжения, электрической части. Разработка генерального плана станции.
  
  дипломная работа [572,0 K], добавлен 02.09.2010
  

• Разработка принципиальной тепловой схемы блока теплоэлектростанции

  Обоснование строительства электрической станции и выбор основного оборудования. Величины тепловых нагрузок. Выбор оборудования, расчет годового расхода топлива на ТЭЦ. Схема котлов. Расчет теплогенерирующей установки. Водоподготовительная установка.
  
  дипломная работа [756,2 K], добавлен 01.10.2016
  

• Разработка электрической части теплоэлектроцентрали

  Выбор главной схемы электрических соединений. Проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов и источников питания. Способы ограничения токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 17.12.2015
  

• Проектирование электрической станции

  Выбор главной электрической схемы и основного оборудования. Расчет параметров элементов схемы, токов короткого замыкания. Преобразование схемы замещения к простейшему виду. Определение коэффициентов токораспределения в ветвях. Выбор сечения кабеля.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 09.12.2014
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы станции и блочных трансформаторов. Описание схемы электрических соединений и расчет токов короткого замыкания. Выбор комплектного токопровода, электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в заданных цепях.
  
  курсовая работа [414,2 K], добавлен 23.03.2014
  

• Проектирование электростанции

  Формирование структурной схемы электростанции. Технико-экономическое обоснование принципиальной схемы электрических соединений. Выбор структурной схемы станции, основного оборудования. Выбор схемы электрических соединений всех РУ. Расчет жестких шин.
  
  курсовая работа [5,7 M], добавлен 20.03.2011
  

• Проектирование электростанции

  Проектирование схемы электрической станции типа ТЭЦ с одним высшим напряжением. Выбор структурной схемы проектируемой станции, нужного оборудования. Определение токов короткого замыкания. Разработка схемы электрических соединений электростанции.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 22.07.2014
  

• Проектирование электрической части КЭС мощностью 2400 МВт

  Проект конденсационной электрической станции. Разработка вариантов структурных схем. Выбор типов и конструкции синхронных генераторов и трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационных аппаратов, контрольно-измерительных приборов.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 23.03.2015
  

• Проектирование конденсационной электрической станции установленной мощностью 900 МВт

  Выбор схем электрических соединений, выдачи мощности, собственных нужд станции. Расчёт токов короткого замыкания с учётом подпитки от двигателей. Релейная защита блока генератор-трансформатор. Разработка схемы управления вводной подстанционной панели.
  
  дипломная работа [9,0 M], добавлен 11.06.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам