Курсовой проект ЭСИП

Подробнее
Курсовая работа по направлению 13.03.02 Электроэнергетика и электротехника
Текстовая версия:
СПЕЦИФИКАЦИЯ Обозначение Наименование Кол. Примечание G1-G2 Генератор типа ТВФ-120-2У3 2 G3-G6 Генератор типа ТВВ-160-2ЕУ3 4 T1-Т2 Автотрансформатор АТД-80000/220 2 Т3-Т6 Трансформатор типа ТДЦ-200000/220 4 TСН1-TСН4 Трансформатор TPДHC-63000/35 4 Q1-Q6 Выключатель ВВБК-220Б-56/3150У1 6 Q7-Q18 Выключатель ВВБ-500А-35,5/2000У1 12 QK Шиносоединительный выключатель ВВБК-220Б-56/3150У1 1 QB Обходной выключатель ВВБК-220Б-56/3150У1 1 QS1-QS10 Разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ 10 QS11-QS63 Разъединитель РНДЗ.1-220/1000 У1 53 TA1-TA10 Трансформатор тока ТШЛ20Б-I 10 TA11-TA34 Трансформатор тока TBT220-III-2000/1 24 TV1-TV3 Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10Т3 2 TV4-TV6 Трансформатор напряжения НКФ-220-78Т1 3 FV1- FV3 Ограничитель перенапряжения ОПН-220ХЛ1 3 FV4- FV6 Ограничитель перенапряжения ОПН-РС/TEL 10/12,7 УХЛ1 3 ОСШ Обходная система шин AC-240/32 1 СШ1 Рабочая система шин AC-240/32 1 СШ2 Рабочая система шин AC-240/32 1 РТСН1-РТСН2 Резервный трансформатор СН TPДHC-63000/220 2 Изм. Лист № докум. Подп. Дата Студент Ракитин В.М. Выбор главной схемы электрических соединений Лит. Лист Листов Руковод. Баран С.А. Консул. ВИТИ НИЯУ МИФИ Н.контр. Утв. Содержание: Введение 6 1. Выбор главной схемы электрических соединений 7 1.1. Выбор типов генераторов 8 1.2. Проектирование структурной схемы станции 9 1.3. Выбор трансформаторов 11 1.4. Выбор источников питания системы собственных нужд станции. 19 1.5. Выбор способов ограничения токов короткого замыкания 20 1.6. Выбор схем распределительных устройств 21 1. 7. Технико-экономическое сравнение вариантов главной схемы электрических соединений 24 2. Общие вопросы выбора электрических аппаратов и проводников 30 2. 1 Составление электрической схемы замещения системы и приведение ее элементов к базисным условиям 30 2. 1. 1 Синхронные генераторы 32 2. 1. 2 Энергосистема 34 2. 1. 3 Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 34 2. 1. 4 Воздушные и кабельные линии 35 2. 2 Учет нагрузки при расчете токов короткого замыкания 36 2. 3. Преобразование электрической схемы замещения системы и определение результирующих сопротивлений 36 2. 4. Определение параметров токов КЗ 39 2. 4. 1 Определение тока 40 2. 4. 2 Определение ударного тока 41 2. 4. 3 Определение токов и 41 2. 5 Расчет ТКЗ на выводах генератора блока 44 2. 6 Расчет токов короткого замыкания на шинах 220 кВ 51 3. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции 58 3. 1 Выбор высоковольтных выключателей 58 3. 2 Выбор разъединителей 61 3. 3 Выбор сборных шин и токоведущих частей 63 3.4 Выбор измерительных трансформаторов тока 70 3.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 74 3.6 Выбор ограничителей перенапряжения 77 Заключение 80 Список использованной литературы 81 Введение Целью настоящего курсового проекта является разработка электрической части ТЭЦ. Станция работает параллельно с энергосистемой. Имеющиеся энергосистема и ТЭЦ соединены воздушными линиями электропередач между собой и с распределительным устройством высшего напряжения проектируемой станции (РУ 220 кВ). От шин распределительного устройства среднего напряжения (РУ 10,5 кВ) производится выдача электроэнергии в местную электрическую сеть. В ходе разработки проекта выполнен ряд основных конструкторских задач, таких как: 1. Выбор главной схемы электрических соединений станций; 1.1. Выбор типов генераторов; 1.2. Проектирование структурной схемы станции; 1.3. Выбор трансформаторов; 1.4. Выбор источников питания системы собственных нужд станции; 1.5. Выбор способов ограничения токов короткого замыкания; 1.6. Выбор схем распределительных устройств; 1.7. Технико-экономическое сравнение вариантов главной схемы; 2. Общие вопросы выбора электрических аппаратов и проводников; 2.1. Составление электрической схемы замещения системы и приведение ее элементов к базисным условиям; 2.2. Расчетные условия для проверки аппаратуры и токоведущих частей по режиму короткого замыкания; 2.3. Преобразование электрической схемы замещения системы и определение результирующих сопротивлений 2.4. Определение параметров токов КЗ 2.5 Расчет токов короткого замыкания на выводах генератора блока 2.6 Расчет токов короткого замыкания на шинах 10,5 кВ 3. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции 3.1 Выбор высоковольтных выключателей 3.2 Выбор разъединителей 3.3 Выбор сборных шин и токоведущих частей 3.4 Выбор измерительных трансформаторов тока 3.5 выбор измерительных трансформаторов напряжения 3.6 Расчет и выбор ограничителя перенапряжения Главная схема электрических соединений должна удовлетворять ряду требований, главными из которых являются надежность, оперативная гибкость, безопасность обслуживания, технологичность и возможность расширения станции за счет сооружения новых блоков.   1. Выбор главной схемы электрических соединений В данном курсовом проекте производится выбор главной схемы электрических соединений на основе исходных данных варианта для ТЭЦ. В состав проектируемой станции входят 2 генератора мощностью 120 МВт и 4 генератора мощностью 160 МВт, выдающие энергию на РУ 220 и 10,5 кВ. Все исходные данные проектируемой схемы электрических соединений представлены в таблице 1.1 Таблица 1.1 – Исходные данные. Данные проектируемой станции Исходные данные Тип станции ТЭЦ Р_(станции,) МВт 900 Количество и мощность генераторов Р_г/n_г , МВт 2 x 120 4 x 160 Р_(г.н.) max⁄min, МВт 160 20 Р_(в.н)., МВт ост. Топливо уголь Uв, кВ 220 Uср, кВ 10,5 Данные расчетной схемы S_сист , МВА/ х_сист, о.е. 7000 1,0 Р_г/n_г, МВт 200 4 S_(ном.тр)., MBA 250 l_(3 ), км 130 m_(1 ),шт 2 l_(1 ), км 170 m_(2 ),шт 2 l_(2 ), км 160 1.1. Выбор типов генераторов На электростанциях устанавливают по возможности однотипные мощные генераторы, что обеспечивает лучшие технико-экономические показатели. Однако единичная мощность генераторов не должна превышать 5 – 10% суммарной установленной мощности энергосистемы, РЭС и проектируемой станции, так как в противном случае при аварии или ремонте какого-либо генератора его мощность не будет покрыта мощностью аварийного или ремонтного резерва системы. Для проектируемой электростанции по справочным данным [3, табл. 2.1] выбираем генераторы типа ТВВ-160-2ЕУ3 и ТВФ-120-2У3, данные которых заносим в таблицу 1.1.1 Таблица 1.1.1 Параметры генераторов Тип генератора nНОМ, об/мин Номинальная мощность UНОМ, кВ cosφН IНОМ, кА Индуктивные сопротивления, отн.ед. Цена млн.руб Sг, МВА Pг, МВт X"d X'd Xd ТВФ-120-2У3 3000 125 100 10,5 0,8 6,875 0,192 0,278 0,907 110,5 ТВВ-160-2ЕУ3 3000 188 160 18 0,85 5,67 0,213 0,304 1,713 154,8 До разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии, на которой показываются основные функциональные части электростанции (генераторы, трансформаторы, распределительные устройства) и связи между ними. На схеме указываются величины потоков мощности.  1.2. Проектирование структурной схемы станции Для расчетов приводится график выдачи активной мощности генераторами проектируемой станции и график активной мощности, потребляемой нагрузкой с шин станции на генераторном напряжении Р_(г.н.) max/min; на среднем напряжении Р_(ср.н). max/min. Рисунок 1.2.1. График выдачи мощности генераторами станции Рисунок 1.2.2. График нагрузки на шинах ГРУ станции В первом варианте выдача мощности на РУ 10,5 кВ осуществляется 2 генераторами типа ТВФ-120-2У3, генераторы типа ТВВ-160-2ЕУ3 подключаются к РУ 220 кВ. Так как связь осуществляется между РУ 220 кВ и ГРУ 10,5 кв., то будем ее выполнять двумя трансформаторами связи из со-ображений уменьшения перетоков мощности между секциями. Предварительную схему первого варианта изобразим на рисунке 1.2.3. Рисунок 1.2.3. Первый вариант структурной схемы ТЭЦ Во втором варианте выдача мощности на РУ 10,5 кв. осуществляется одним генератором типа ТВФ-120-2У3, остальные генераторы, один генератор типа ТВФ-120-2У3 и 4 генератора типа ТВВ-160-2ЕУ3, подключаются к РУ 220 кв. Так как связь осуществляется между РУ 220 кв. и ГРУ 10,5 кв., то будем ее выполнять двумя трансформаторами связи из со¬ображений уменьшения перетоков мощности между секциями. Предварительную схему для второго варианта изобразим на рисунке 1.2.4. Рисунок 1.2.4. Второй вариант структурной схемы ТЭЦ 1.3. Выбор трансформаторов «Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и но¬минальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электроустановки.» [1,10 с.] «Выбор номинальной мощности трансформатора производят с учетом его нагрузочной способности.» [1,10 с.] Расход мощности на собственные нужды генератора рассчитывается по формуле 1: (1) где Р_(сн.макс) -процент расхода мощности на собственные нужды (принимаем по таблице 1.3.1 с учетом типа станции и вида топлива; Кс — коэффициент спроса принимаем по таблице 1.3.1. Таблица 1.3.1 максимальная нагрузка потребителей собственных нужд электроустановок Тип электроустановки Р_(с.н.max)/Р_уст 100% W_(с.н.)/W_выр 100% Коэффициент спроса ТЭЦ Пылеугольная 8-14 8-10 0,8 Газомазутная 5-7 4-6 0,8 КЭС Пылеугольная 6-8 5-7 0,85-0,9 Газомазутная 3-5 3-4 0,85-0,9 АЭС С газовым теплоносителем 5-14 3-12 0,8 С водным теплоносителем 6-8 4-6 0,8 ГЭС Малой и средней мощности 3-2 2-1,5 0,6 Большой мощности 1-0,5 0,5-0,2 0,7 Подстанция Районная 50-200 кВт - ... Узловая 200-220 кВт - ... Расход мощности на собственные нужды одного генератора найдем по формуле (1) : S_(〖СН〗_1=9/( 100)∙100∙0,8 =7,2 МВА) S_(〖СН〗_2=9/( 100)∙160∙0,8 =11,52 МВА) где К_с=0,8 и Р_(сн.макс)=9, так как тип станции ТЭЦ, вид топлива уголь. Выбираем поминальную мощность блочных трансформаторов по условию: S_(т.ном)≥S_(г.ном)-S_(с.н.max) (2) S_(〖Т.НОМ〗_1=125-7,2=117,8 МВА) S_(〖Т.НОМ〗_2=188-11,52=176,48 МВА) По справочным данным [3, табл. 3.8] выберем трансформаторы типа ТДЦ-200000/220 и ТДЦ-125000/220 и занесем их данные в таблицу 1.3.2. Таблица 1.3.1 Каталожные данные трансформаторов типа ТДЦ-125000/220 и типа ТДЦ-200000/220 Тип трансформатора Sном МВА Напряжение обмотки, кв. Потери, кВт U к , % I х, % Цена, тыс.руб. ВН НН Pх Pк ВН-НН ТДЦ-125000/220 125 242 10,5 120 380 11 0,55 117,8 ТДЦ-200000/220 200 242 18 130 660 11 0,4 175,45 Полная мощность нагрузки на шинах РУ-10,5 кВ в интервалы времени (см. рисунок 1.2.2): S_(〖min〗_110=P_(ср.н.min)/cosφ) (3) S_(〖max〗_110=P_(ср.н.max)/cosφ) (4) где 〖cosφ〗_(г.ном) принят равным 〖cosφ〗_(г.ном)=0,8; Полную мощность нагрузки на шинах РУ-10,5 кВ в интервалы времени найдем по формулам (3) и (4) соответственно. От 6 до 22 ч и от 22 до 24 часов: S_(〖min〗_10=20/0,8=25 МВА) От 6 до 22 ч: S_(〖max〗_10= 160/0,8 =200 МВА) Вариант 1: Переток мощности между РУ 10,5 кВ и РУ 220 кВ, при нормальном состоянии схемы: От 0 до 6 ч. и от 22 до 24 ч: S_(〖переток〗_1 )=n_г∙((0,8∙P_(〖г.ном〗_1 ))/〖cosφ〗_(г_1 ) -S_(〖сн〗_1 ) )-S_(〖min〗_10 ) От 6 до 22 ч: (5) S_(〖переток〗_1 )=n_г∙((1∙P_(〖г.ном〗_1 ))/〖cosφ〗_(г_1 ) -S_(〖сн〗_1 ) )-S_(〖max〗_10 ) (6) где n_г - количество генераторов, подключенных к РУ 10,5 кВ. Определим переток мощности между РУ 10,5 кВ и РУ 220 кВ, при нормальном состоянии схемы по формулам (5) и (6): От 0 до 6 ч. и от 22 до 24 ч: S_(〖переток〗_1 )=2∙((0,8∙100)/0,8-7,2)-25=160,6 МВА от 6 до 22 ч: S_(〖переток〗_1 )=2∙(100/0,8-7,2)-200=35,6 МВА Переток мощности между РУ 10,5 кВ и РУ 220 кВ, при аварийном или ремонтном отключении блока на РУ 10,5 кВ: От 0 до 6 ч. и от 22 до 24 ч.: S_(〖переток〗_1 )=〖(n〗_г-1)∙((0,8∙P_(〖г.ном〗_1 ))/〖cosφ〗_(г_1 ) -S_(〖сн〗_1 ) )-S_(〖min〗_10 ) (7) От 6 до 22 ч: S_(〖переток〗_2 )=〖(n〗_г-1)∙((0,8∙P_(〖г.ном〗_1 ))/〖cosφ〗_(г_1 ) -S_(〖сн〗_1 ) )-S_(〖max〗_10 ) (8) Найдем переток мощности между РУ 10,5 кВ и РУ 220 кВ, при аварийном или ремонтном отключении блока на РУ 10,5 кВ по формулам (7) и (8) в интервалы времени соответственно: От 0 до 6 ч. и от 22 до 24 ч.: S_(〖переток〗_2 )=(2-1)∙((0,8∙100)/0,8-7,2)-25=67,8 МВА от 6 до 22 ч: S_(〖переток〗_2 )=(2-1)∙(100/0,8-7,2)-200=-82,2 МВА По данным расчета построены графики перетоков мощности между РУ 10,5 КВ и РУ 220 кВ при различных режимах работы станции. Рисунок 1.3.1– График перетока мощности между РУ 10,5 кВ и РУ 220 кВ для различных режимов Максимальная мощность, подводимая блоком к РУ 10,5 кВ: S_(п.макс)=n_г∙(P_(〖г.ном〗_1 )/〖cosφ〗_(г_1 ) -S_(〖сн〗_1 ) ) (9) S_(п.макс)=2∙(100/0,8-7,2)=235,6 МВА Минимальная мощность, подводимая блоком к РУ 10,5 кВ: S_(п.мин)=n_г∙((0,75∙P_(〖г.ном〗_1 ))/〖cosφ〗_(г_1 ) -S_(〖сн〗_1 ) ) (10) S_(п.мин)=2∙((0,75∙100)/0,8-7,2)=173,1 МВА где 0,75×P_(г.ном)- технологический минимум блока при условии, что вид топлива – уголь. Так как не выполняются условия: S_подвmax^10,5>S_max^10,5, 235,6 МВА>200 МВА, S_подвmin^10,525 МВА, то выбираем два трансформатора связи. Номинальную мощность трансформатор связи выбираем с учетом максимальной мощности, принимая К_(п.ав) = 1,3∶ S_(тр.св)= |S_(перет.max) |/〖2K〗_(п.ав) (11) S_(тр.св)= |160,6|/(2∙1,3)=61,769 МВА По справочным данным [3, табл. 3.8] выбираем трансформатор связи марки ТД-80000/220. Параметры трансформатора запишем в таблицу 1.3.3: Таблица 1. 3. 3 Каталожные данные трансформатор связи Тип трансформатора Sном МВА Напряжение обмотки, кВ Потери, кВт U к , % I х, % Цена, тыс.руб. ВН НН Pх Pк ВН-НН ТД-80000/220 80 242 10,5 79 315 11 0,45 78.9 Т.к. связь осуществляется между ГРУ 10 кВ и РУ 220 кВ, то в проверке по коэффициенту допустимой аварийной перегрузки нет необходимости. Вариант 2: Найдем переток мощности между РУ 10,5 кВ и РУ 220 кВ, при нормальном состоянии схемы (по формулам (5) и (6)): От 0 до 6 ч. и от 22 до 24ч: S_(〖переток〗_1 )=((0,8∙100)/0,8-7,2)-25=67,8 МВА От 6 до 22ч : S_(〖переток〗_2 )=(2-1)∙(100/0,8-7,2)-200=-82,2 МВА Найдем переток мощности между РУ 10,5 КВ и РУ 220 кВ, при аварийном или ремонтном отключении блока на РУ 10,5 кВ по формулам (7) и (8): От 0 до 6 ч. и от 22 до 24ч: S_(〖переток〗_2 )=(1-1)∙(100/0,8-7,2)-25=-25 МВА от 6 до 22 ч: S_(〖переток〗_2 )=(1-1)∙(100/0,8-7,2)-200=-200 МВА По данным расчета построены графики перетоков мощности между РУ 10,5 кВ и РУ 220 кВ при различных режимах работы станции. Рисунок 1.3.1. График перетока мощности между РУ 10,5 кВ и РУ 220 для различных режимов Максимальную мощность, подводимую блоком к РУ 10,5 кВ определим по формуле (9): S_(п.макс)=(100/0,8-7,2)=117,8 МВА Минимальную мощность, подводимую блоком к РУ 10,5 кВ найдем по формуле(10): S_(п.мин)=((0,75∙100)/0,8-7,2)=86,55 МВА Так как не выполняются условия, то: S_подвmax^10,5>S_max^10,5, 117,8 МВА<200 МВА, S_подвmin^10,525 МВА, то выбираем два трансформатора связи.[3]. Номинальную мощность трансформаторов связи выбираем с учетом максимальной мощности (по формуле (11)), принимая К_(п.ав) = 1,3: S_(тр.св)= |-200|/(2∙1,3)=76,923 МВА По справочным данным [3, табл. 3.8] выбираем трансформатор связи типа ТД-80000/220. Параметры трансформатора запишем в таблицу 1.3.2: Таблица 1. 3. 2 Каталожные данные трансформатор связи Тип трансформатора Sном МВА Напряжение обмотки, кВ Потери, кВт U к , % I х, % Цена, тыс.руб. ВН НН Pх Pк ВН-НН ТД-80000/220 80 242 10,5 79 315 11 0,45 78.9 Т.к. связь осуществляется между ГРУ 10 кВ и РУ 220 кВ, то в проверке по коэффициенту допустимой аварийной пере¬грузки нет необходимости. 1.4. Выбор источников питания системы собственных нужд станции. Мощность трансформатора с. н. определяется типом станции (РЭС или ТЭЦ), видом топлива (газ, мазут, уголь) и мощностью турбогенератора. На крупных КЭС часть мощных механизмов с. н. (питательные насосы, дутьевые вентиляторы) может иметь турбопривод, что необходимо учитывать при выборе ТСН [3, табл. 1.17]. Расход мощности на собственные нужды одного генератора определим по формуле (1) : S_(〖СН〗_1=9/( 100)∙100∙0,8 =7,2 МВА) S_(〖СН〗_2=9/( 100)∙160∙0,8 =11,52 МВА) По справочным данным [3, табл. 3.4] выбираем трансформатор собственных нужд и резервный трансформатор собственных нужд типа ТРДНС-25000/10 и ТРДНС-25000/35 с параметрами указанные в таблице 1.4.1. Таблица 1. 4. 1 Каталожные данные трансформатора СН Тип трансформатора Sном кВA Напряжение обмотки Потери, Вт Ix, % Цена тыс. руб. ВН НН Pх Pк ТСН1 ТРДНС-25000/10 25 10,5 6,3 25 115 0,65 17,7 ТСН2 ТРДНС-25000/35 25 18 6,3 25 115 0,65 17,7 РТСН ТРДНС-32000/220 32 220 6,3 50 170 0,6 44,5 1.5. Выбор способов ограничения токов короткого замыкания Ограничение токов КЗ необходимо для улучшения технико-экономических показателей электростанции и повышения ее надежности. В зависимости от типа станции и напряжения распределительного устройства могут быть применены следующие способы ограничения токов КЗ: – на напряжении 6-10 кВ, а также на распределительных устройствах генераторного напряжения применяется установка токоограничивающих реакторов; – в системах собственных нужд напряжением 6-0,4 кВ применение трансформаторв с расщепленной обмоткой; – на напряжении 110 кВ и выше в сетях с глухозаземленной нейтралью применяют частичное разземление нейтрали для ограничения токов однофазных КЗ; – на напряжениях 6 кВ и выше при большом числе присоединений применяется секционирование систем шин; – на напряжениях 220 кВ и выше при блочном принципе построения токи КЗ не превышают допустимых значений. В качестве средства ограничения токов КЗ на проектируемой станции применяется блочный тип построения структурной схемы. Номинальный ток секционного реактора Iн. р должен составлять (0, 6—0, 8) номинального тока Iг. ном, что соответствует режиму наибольшего перетока мощности между секциями. Индуктивное сопротивление секционного реактора принимается в пределах 8—12%. Найдем ток секционного реактора: I_(н.р.)=I_(г.ном1)∙0,6=4,125∙A Выбираем реакторы РБДГ 10-2500-0, 35У1 Uном = 10 кВ; Xном = 0, 35 Ом; Iд. д = 2500 А. 1.6. Выбор схем распределительных устройств На РУ 220 кВ выбрана система с двумя рабочими и одной обходной системой шин. Преимущество: такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы, так как при КЗ на шинах отключаются шинносоединительный выключатель и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений. Недостатки этой схемы: отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения. На ГРУ 10 кВ выбрана схема с двумя системами сборных шин. Достоинства: гибкость; возможность производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения, высокая надежность, так как при аварии на сборных шинах, присоединения отключаются только на время перевода их на оставшуюся в работе систему шин; шиносоединительным выключателем можно заменить выключатель любого присоединения. Недостатки: большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей; сложная конструкция РУ, что ведет к увеличению кап. затрат на сооружение ГРУ; разъединители используются для оперативных переключений, что приводит к возможности ошибочного отключения тока нагрузки разъединителями; повреждение ШСВ приводит к отключению всех присоединений, так как это равносильно КЗ на обеих системах шин. Рисунок 1.6.1. Первый вариант схемы распределительных устройств В первом варианте к ГРУ 10 кВ присоединяем два генератора типа ТВФ-120-2У3, а к распределительному устройству 220 кВ четыре генератора типа ТВВ-160-2ЕУ3 работающих в блоках с трансформаторами. Связь между шинами ГРУ 10 кВ и РУ 220 кВ осуществляется двумя трансформаторами связи типа ТД-80000/220. Рисунок 1.6.2. Второй вариант схемы распределительных устройств Во втором варианте к ГРУ 10 кВ присоединяем один генератор типа ТВФ-120-2У3, а к распределительному устройству 220 кВ один генератор типа ТВФ-120-2У3 и четыре генератора типа ТВВ-160-2ЕУ3 работающих в блоках с трансформаторами. Связь между шинами ГРУ 10 кВ и РУ 220 кВ осуществляется двумя трансформаторами связи типа ТД-80000/220. 1. 7. Технико-экономическое сравнение вариантов главной схемы электрических соединений Годовые потери электроэнергии в трехфазных трансформаторах для полученных графиков проходящей мощности определяются по формуле: ∆W=k∙P_x∙(8760-T_p )+k∙(P_k [(S_пр1/(k∙S_(т.ном) ))^2 〖∙t〗_1+(S_пр2/(k∙S_(т.ном) ))^2 〖∙t〗_2 ])∙365 (12) где S_пр1 – мощность, проходящая через трансформатор в интервал времени ti=8ч (с 0ч до 6ч и с 22ч до 24ч); S_пр2 – мощность, проходящая через трансформатор в интервал времени t_i=16 ч (с 6 ч до 22 ч); k=1 – для трехфазного трансформатора; Р_х Р_к, – потери мощности в трансформаторе при номинальной нагрузке; Т_(р )– средняя продолжительность ремонта трансформатора. Для блочных трансформаторов. Для трансформатора типа ТДЦ-200000/220: ∆W_1=0,13∙(8760-30)+0,66∙([(160,6/200)^2∙8+(35,6/200)^2∙16])∙365=2466,046 МВт∙ч Годовые потери отдельный электроэнергии в авто классутрансформаторе связи трехфазного определяются вычисляем по формуле: (13) где Sпр.в1– мощность каждой, проходящая через ударный трансформатор в интервал качестве времени ti=8ч (с 0ч до 6ч и с 22ч до 24ч выбора); Sпр.в2– мощность isbn, проходящая через выбор трансформатор в интервал передача времени ti=16ч рисунок (с 6ч до 22ч); K – коэффициент коэффициент одновременности работы особие трансформатор связи; Рх, Рк – потери нагрузки мощности в трансформаторе техническими при номинальной нагрузке произведен; Тр – средняя продолжительность расчетные ремонта трансформатора норма. Для трансформатора связи типа ТД-80000/220: ∆W_АТ=2∙0,079∙(8760-30)+2∙0,315∙([(160,6/(2∙80))^2∙8+(35,6/(2∙80))^2∙16])∙356=3364,714 МВт∙ч Для варианта 2. . Для блочных трансформаторов. Для трансформатора типа ТДЦ-200000/220: ∆W_1=0,13∙(8760-30)+0,66∙([(67,8/200)^2∙8+((-82,2)/200)^2∙16])∙356=1985,95 МВт∙ч Для трансформатора типа ТДЦ-125000/220: ∆W_2=0,12∙(8760-30)+0,38∙([(67,8/125)^2∙8+((-82,2)/125)^2∙16])∙356=2301,995 МВт∙ч Для трансформатора связи типа ТД-80000/220: ∆W_АТ2=2∙0,079∙(8760-30)+2∙0,315∙([(67,8/(2∙80))^2∙8+((-82,2)/(2∙80))^2∙16])∙356=2648,661 МВт∙ч Определим капиталовложения, включающие в себестоимость трансформаторов и генераторов: K=K_т+К_г (14) Капиталовложения в генераторы. K_г=K_г N_г K_г=2∙110,5+4∙154,8=840,2 млн.руб (15) Капиталовложения в трансформаторы: K_т=K_(б.т.в.н) N_(б.т.в.н)+K_(б.т.с.н) N_(б.т.с.н)+K_(а.т.с) N_(а.т.с)+K_(т.с.н) N_(т.с.н)+K_(р.т.с.н) N_(р.т.с.н) (16) Для варианта 1: K_т1=4∙175,45+2∙78,9+6∙17,7++2∙44,5=1054,8 тыс.руб. Для варианта 2: K_т2=4∙175,45+117,8+2∙78,9+6∙17,7+2∙44,5=1172,6 тыс.руб. Запишем количество и стоимость выключателей и разъеденителей в таблицу 1.7.1. Наименование Цена, тыс.руб Номер варианта 1 вариант Кол-во, шт 2 вариант Кол-во, шт Выключатель 10 кВ 48,2 10 9 Выключатель 220 кВ 350,35 14 15 Разъединитель 10 кВ 118,1 16 14 Разъединитель 220 кВ 190,32 53 57 Капиталовложения в РУ для варианта 1: K_РУ1=10∙48,2+14∙350,35+16∙118,1+53∙190,32 =17363,46 тыс.руб. Капиталовложения в РУ для варианта 2: K_РУ2=9∙48,2+15∙350,35+14∙118,1+57∙190,32 =18190,69 тыс.руб. Капиталовложения для варианта 1: K_1=17363,46+1054,8+840,2∙1000=858618,26 тыс.руб. Капиталовложения для варианта 2: K_1=17363,46+1172,6+840,2∙1000=858736,06 тыс.руб. Рассчитаем годовые издержки: И=И_пот+И_а+И_о (17) где И_пот – стоимость годовых потерь в трансформаторах и трансформатор связих; И_а – годовые амортизационные отчисления; И_о – годовые издержки на обслуживание (текущий ремонт и, зарплата). Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле: И_пот=ΔW·C (18) где ΔW – годовые потери в трансформаторах и трансформатор связих, кВт·ч; С – средняя себестоимость электроэнергии, коп/кВт·ч для ТЭС, работающей на газе, зависящая от времени использования максимальной нагрузки Т_мах (можно принять Т_мах=4000÷6000 ч), для европейской части РФ С=23, 6 коп/кВт·ч; Для варианта 1: И_п1=(3009,629+3364,714)∙0,8=5099,474 тыс.руб Для варианта 2: И_п2=(1985,95+2301,995+2648,661)∙0,8=5549,285 тыс.руб Годовые амортизационные отчисления рассчитываются по формуле: И_а=Р_а К (19) где Р_а – норма амортизационных отчислений в процентах, может быть принята равной 6, 3%. Для варианта 1: И_а1=0,063∙858618,26=54092,95 тыс.руб Для варианта 2: И_а2=0,063∙858736,06=54100,372 тыс.руб Годовые издержки на обслуживание электроустановки определим из выражения: И_о=Р_о К (20) где Р_о – норма отчислений на обслуживание в процентах, может быть принята равной 2, 5%. Для варианта 1: И_о1=0,025∙858618,26=21465,457 тыс.руб Для варианта 2: И_о2=0,025∙858736,06=21468,402 тыс.руб Годовые издержки вариант 1: И_1=5099,474+54092,95+21465,457=80657,881 тыс.руб Годовые издержки вариант 2: И_2=5549,285+54100,372+21468,402=81118,058 тыс.руб Приведенные затраты определим по формуле: З=Р_н К+И (21) где Р_н=0,12 – нормативный коэффициент экономической эффективности. Приведенные затраты варианта 1: З_1=0,12∙858618,26+80657,881=183692,072 тыс.руб Приведенные затраты варианта 2. З_2=0,12∙858736,06+81118,058=184166,385 тыс.руб Технико-экономическое сравнение вариантов запишем в таблице 1. 7. 1 Таблица 1. 7. 1 Технико-экономическое сравнение № варианта 1 вариант 2 вариант Капиталовложения в генераторы, тыс. руб. 840.2 840.2 Капиталовложения в трансформаторы, тыс. руб. 1054.8 1172.6 Капиталовложения в РУ, тыс. руб. 17363.46 18190.69 Суммарные капиталовложения, тыс. руб. 858618.26 858736.06 Годовые потери электроэнергии блочного трансформатора ТДЦ-200000/220, МВт*ч 2466.046 3009.629 Годовые потери электроэнергии блочного трансформатора ТДЦ-125000/220, МВт*ч 3009.629 2301.995 Годовые потери электроэнергии в трансформаторе связи, МВт*ч 3364.714 2648.661 Стоимость потерь электроэнергии 5099.474 5549.285 Годовые издержки, тыс. руб. 54092.95 54100.372 Годовые амортизационные отчисления, тыс. руб. 21465.457 21468.402 Годовые издержки на обслуживание электроустановки, тыс. руб. 80657.881 81118.058 Приведенные затраты, тыс. руб. 183692.072 184166.385 Из проведенных расчетов видно, что 1 вариант схемы является более выгодным, поэтому дальнейший расчет будем вести только для 1 варианта. 2. Расчет токов короткого замыкания Вычисление значений токов короткого замыкания необходимо для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей ТЭЦ. В соответствии с заданием определяем токи К1 на сборных шинах РУ 10,5 кВ (точка К1), на выводах блочного генератора (точка К2) и на сборных шинах РУ 220 кВ (точка КЗ). Рисунок 2. 1. Электрическая схема замещения расчетной схемы. Для расчетов составим электрическую схему замещения (рисунок 2. 1), а все сопротивления приводим к одной ступени, конкретно в данном случае – к месту короткого замыкания. 2. 1 Составление электрической схемы замещения системы и приведение ее элементов к базисным условиям Схемой замещения называется электрическая схема системы, в которой все магнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими и все элементы системы (трансформаторы, генераторы, линии электропередачи и др. ) представлены своими сопротивлениями. Сопротивления всех элементов в схеме замещения могут быть выражены в именованных или относительных единицах. Расчет токов короткого замыкания в именованных единицах является более наглядным, поэтому сопротивления генераторов, трансформаторов и других элементов системы выразим в именованной системе единиц (в Омах). При составлении электрической схемы замещения системы (включая проектируемую станцию) сопротивления всех элементов, работающих на разных ступенях напряжения, будут приведены к одному базисному напряжению. За базисное напряжение удобно принимать среднее напряжение одной из ступеней, на которых имеет место короткое замыкание. В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени на схеме замещения вместо действительного напряжения укажем среднее эксплуатационное напряжение Uср (междуфазное) согласно следующей шкале: 3, 15; 6, 3; 10, 5; 13, 8; 15, 75; 18; 20; 24; 37; 115; 154; 230; 340; 515; 770 кВ. Из этого же ряда, соответственно, выберем и базисное напряжение Uб. Составим схему замещения, где все элементы заменим на соответствующие индуктивные сопротивления, приведенные к ступени базисного напряжения U_б = 10,5 кВ. Рисунок 2. 1. 1. Схема замещения Где Ег1-Ег2- ЭДС генераторов типа ТВФ-120-2У3, Ег3-Ег6- ЭДС генераторов типа ТВВ-160-2ЕУЗ. 2. 1. 1 Синхронные генераторы В электрическую схему замещения системы синхронные генераторы входят сверхпереходным значением индуктивного сопротивления по продольной оси x”d, которое в справочной литературе указывается в относительных единицах при номинальных условиях, а также сверхпереходной ЭДС Е". Предположим, что на РЭС установлен генератор типа ТГВ-200-2Д. Характеристики занесем в таблицу 2.1.1.1. Таблица 2.1.1.1. Характеристика генераторов РЭС Тип генератора nНОМ, об/мин Ном. мощность UНОМ, кВ cosφН IНОМ, кА Индуктивные сопротивления, отн.ед. полная, МВА активная, МВт X"d X'd Xd ТГВ-200-2Д 3000 235,3 200 18 0,85 7,55 0,185 0,297 1,896 Приводим сопротивления к базисному напряжению 10,5 кВ по формулам. Сопротивление генератора, приведённое к ступени базисного напряжения: x_Г=x_d^"∙(U_б^2)/(S_(г.ном)∙n_2 ) (22) x_Г=0,192∙〖10,5〗^2/(2∙125)=0,085 Ом 〖x_Г〗_220=0,192∙〖10,5〗^2/(4∙188)=0,028 Ом 〖x_Г〗_РЭС=0,185∙〖10,5〗^2/(4∙235,3)=0,022 Ом Значение сверхпереходной ЭДС генераторов рассчитывается по следующей формуле: E_*^"=√(1+2∙x_d^"∙〖sin⁡φ〗_(г.ном)+〖x_d^'〗^2 ) ( 23) Значение сверхпереходной ЭДС генератора, приведённая к ступени базисного напряжения вычисляется по формуле: E^"=U_б/√3∙E_*^" (24) Е_10=10,5/√3∙√(1+2∙0,192∙0,6+〖0,278〗^2 )=6,775 кВ Е_220=10,5/√3∙√(1+2∙0,213∙0,52+〖0,304〗^2 )=6,866 кВ Е_РЭС=10,5/√3∙√(1+2∙0,185∙0,6+〖0,297〗^2 )=6,727 кВ 2. 1. 2 Энергосистема В расчетную схему входит энергосистема, заданная своей полной мощностью, и сопротивлением в относительных единицах. В схему замещения электрической системы она вводится в виде эквивалентного генератора с ЭДС и сопротивлением. Напряжение ступени равно 10,5 кВ, сопротивление системы 1 и мощность системы 7000 МВА. E_c=U_б/√3; (25) x_c=x_c'⋅(U_б^2)/S_c (26) где E_c – э.д.с. энергосистемы, приведенная к ступени базисного напряжения, кВ,U_б - базисное напряжение, кВ;x_c- сопротивление энергосистемы, приведенное к ступени базисного напряжения, Ом. Сопротивление системы, приведённое к ступени базисного напряжения: x_c=1⋅〖10,5〗^2/7000=0,016 Ом Рассчитаем сверхпереходную ЭДС энергосистемы по формуле: E_c=10,5/√3=6,062 кВ 2. 1. 3 Силовые трансформаторы и трансформатор связи Сопротивление блочных трансформаторов, приведённое к ступени базисного напряжения: Для блочных трансформаторов: x_т=(U_K%)/100⋅(U_б^2)/S_ном (27) где U_K%– напряжение К.З. в процентах, определяемое по справочным или паспортным данным;S_ном - номинальная полная мощность трансформатора, МВА. Определим сопротивление трансформаторов: x_т220=11/100⋅〖10,5〗^2/(4∙200)=0,015 Ом x_т220=11/100⋅〖10,5〗^2/(4∙250)=0,012 Ом Определим сопротивление трансформатор связи: x_(тр.св)=11/100⋅〖10,5〗^2/(2∙80)=0,076 Ом Сопротивление реактора определим по формуле: (28) х_р=0,35∙〖10,5〗^2/〖10,5〗^2 =0,35 Ом 2. 1. 4 Воздушные и кабельные линии Сопротивление воздушной или кабельной линии , приведенное к базисному напряжению Ом, x_L=x_уд⋅l⋅(U_б^2)/(〖m∙U〗_ср^2 ) (29) где x_(уд.) - индуктивное сопротивление линии на 1 км длины ,Ом/км ; l - длина линии, км ;U_ср - среднее эксплуатационное напряжение линии, кВ. x_L1=170∙0,32⋅〖10,5〗^2/〖2∙10,5〗^2 =27,2 Ом x_L2=160∙0,32⋅〖10,5〗^2/〖2∙10,5〗^2 =25,6 Ом x_L3=130∙0,32⋅〖10,5〗^2/〖10,5〗^2 =41,6 Ом 2. 2 Учет нагрузки при расчете токов короткого замыкания Нагрузка при расчете токов короткого замыкания в сетях 35 кВ и выше не учитывается и, значит, в схему замещения не вводится. Однако, нагрузка, включенная непосредственно у генераторов и имеющая мощность, соизмеримую с мощностью генераторов, учитывается путем уменьшения ЭДС этих генераторов. В проектируемой ТЭЦ такая нагрузка намного больше мощности генераторов, а следовательно – не учитывается. 2. 3. Преобразование электрической схемы замещения системы и определение результирующих сопротивлений В процессе свертывания схемы применяют простейшие преобразования (сложение последовательно соединенных сопротивлений; замена нескольких сопротивлений, соединенных параллельно, одним эквивалентным; преобразование сопротивлений) Преобразованная электрическая схема замещения системы представлена на рисунке 2. 3. 1. Определяем результирующие сопротивления. Рисунок 2. 3. 1 . Упрощенная схема замещения. Произведем вычисление сопротивлений для упрощения схемы по формулам: х_лин1=(х_l2+х_l3)/(х_l1+х_l2+х_l3 ) (30) х_лин2=(х_l1+х_l3)/(х_l1+х_l2+х_l3 ) (31) х_лин3=(х_l1+х_l2)/(х_l1+х_l2+х_l3 ) (32) Подставим значения и получим: х_лин3=(25,6+41,6)/(27,2+25,6+41,6)=11,281 Ом х_лин2=(27,2+41,6)/(27,2+25,6+41,6)=11,986 Ом х_лин3=(25,6+27,2)/(27,2+25,6+41,6)=7,376 Ом Объединяем последовательно сопротивления генераторов, трансформаторов по формулам: (34) 〖 х〗_220=0,028+0,015+0,076=0,119 Ом (35) х_10=0,085+0,35=0,435 Ом Рисунок 2. 3. 2 . Схема замещения после преобразования из треугольника в звезду. Вычислим общее сопротивление и ЭДС системы и РЭС, объединив верхнюю часть схемы в одну эквивалентную. х_экв=(〖(х〗_с+х_лин2)∙〖(х〗_трРЭС+х_гРЭС+х_лин1))/(х_с+х_лин2+х_трРЭС+х_гРЭС+х_лин1 )+х_лин3 (36) Е_экв=(〖Е_С∙(х〗_с+х_лин2)+Е_рэс∙〖(х〗_трРЭС+х_гРЭС+х_лин1))/(х_с+х_лин2+х_трРЭС+х_гРЭС+х_лин1 ) (37) х_экв=((0,016+11,986)∙(0,012+0,022+11,281))/(0,016+11,986+0,012+0,022+11,281)+7,376=13,201 Ом Е_экв=(6,062∙(0,016+11,986)+6,727∙(0,012+0,022+11,281))/(0,016+11,986+0,012+0,022+11,281)=6,385 кв Рисунок 2. 3. 2 . Схема замещения после преобразования. 2. 4. Определение параметров токов КЗ На основе преобразованной схемы замещения производится расчет токов КЗ во всех лучах (ветвях) схемы. В процессе расчета определяются следующие параметры: – начальное значение периодической составляющей тока КЗ в каждой ветви (действующее значение за каждый период ), кА; – ударный ток, кА; – периодическая и апериодическая составляющие тока КЗ к моменту размыкания дугогасительных контактов выключателя ( ), кА. Рисунок 2. 4. 1 . Кривые токов КЗ Физический смысл указанных параметров поясняется рисунком 7, на котором показаны кривые изменения во времени тока КЗ в каждой ветви и его составляющих – периодической и апериодической . Момент возникновения КЗ соответствует условиям, при которых полный ток КЗ и его апериодическая составляющая достигают максимальных значений. 2. 4. 1 Определение тока Определим начальное значение периодической составляющей тока КЗ для каждой ветви, изображенной на рисунке 2. 4. 1 по формуле: I_no=E^"/x_рез ∙(U_б^2)/(U_ср^2 ); (38) Получаем после подстановки: I_noc=6,385/13,201=0,484 кА I_no10=6,775/0,435=15,587 кА I_no220=6,866/0,119=57,65 кА Начальное значение суммарного периодического тока КЗ от всех источников: I_no=I_no10+I_no220+I_noc (39) I_no=15,587+57,65+0,484=73,72 кА 2. 4. 2 Определение ударного тока Ударный ток для каждой ветви рассчитывается по формуле: i_y=√2∙I_no∙k_y, (40) где к_у- ударный коэффициент, для РУ- 10,5 к_у= 1,369 и РУ-220 к_у= 1,965; для системы к_у= 1,717. i_(y.c.)=√2∙0,484∙1,717=1,175 кА i_y10=√2∙15,587∙1,369=30,177 кА i_y220=√2∙57,65∙1,965=160,205 кА Ударный ток от всех источников в месте КЗ : i_y=i_y10+i_y220+i_(y.c) (41) i_y=30,177+160,205+1175=191,556 кА 2. 4. 3 Определение токов и Так как ТЭЦ и система являются удаленными источниками, то их периодическая составляющая I_пτC= I_nоC Для генераторов станции I_пτ рассчитывается последующим формулам: I_(0.г.ном)=(n⋅P_(г.ном))/(√3⋅U_б⋅〖cosφ〗_н ) (42) где n - число генераторов;P_(г.ном) - номинальная активная мощность генераторов, МВт;〖cosφ〗_н- номинальный коэффициент мощности генераторов;U_б - среднее напряжение той ступени, на которой находится точка К.З., кВ; Получаем после подстановки: I_(0.г.ном1)=(2∙100)/(√3⋅10,5∙0,8)=13,746 кА I_(0.г.ном2)=(4∙160)/(√3⋅10,5∙0,85)=41,401 кА β=I_no/(I_(г.ном.)^0 ). (43) Получаем после подстановки: 〖 β〗_220=57,647/41,401=1,392 〖 β〗_10=15,587/13,746=1,134 По расчетным значениям β и типовым кривым периодической составляющей тока КЗ , изображенных на рисунке 2. 4. 3. 1, определяем соотношение α=I_nτ/Ino Рисунок 2. 4. 3. 1 . Типовые кривые изменение во времени периодических составляющих тока КЗ при различных удаленностях точки КЗ Для РУ- 10,5 кВ α = 0,98, для РУ-220 кВ α = 0,89 . Периодическая составляющая тока в месте КЗ рассчитывается по формуле: I_nτ=α∙I_no. (44) Получаем после подстановки значений: I_nτс=I_noс (45) I_nτс=0,484=0,484 кА I_nτ10=0,98∙15,587=15,275 кА I_nτ220=0,8∙57,65=46,12 кА Суммарная периодическая составляющая тока в месте КЗ : I_nτ=I_nτ10+I_nτ220+I_nτc (46) I_nτ=15,275+46,12+0,484=61,879 кА Для расчета апериодической составляющей тока КЗ зададимся значением постоянной времени затухания, для системы и РЭС Т_а= 0,04, для проектируемой станции Т_а = 0,26. Расчетное время отключения цепи выключателя τ = 0,03 с. i_aτ=√2∙I_no∙e^((-τ)/Ta). (47) Получаем после подстановки: i_aτc=√2∙0,484∙e^((-0,03)/0,26)=0,609 кА i_aτ10=√2∙15,587∙e^((-0,03)/0,04)=10,412 кА i_aτ220=√2∙57,65∙e^((-0,03)/0,04)=38,512 кА Суммарная апериодической составляющей тока КЗ (48) i_aτ=38,512+10,412+0,609=49,534 кА 2. 5 Расчет токов короткого замыкания на выводах генератора блока Составим схему замещения, где все элементы заменим на соответствующие индуктивные сопротивления, приведенные к ступени базисного напряжения U_б = 18 кВ. Весь расчет проводится по принципу аналогичному изложенному в п. 2. 4. Пересчитываем сопротивления в соответствии с базисным напряжением 20 кВ и сверхпереходные ЭДС всех источников. Сопротивление генераторов найдем по формуле(23): х_г10=0,192∙〖18〗^2/(2∙125)=0,249 Ом х_г220=0,192∙〖18〗^2/188=0,331 Ом х_гРЭС=0,185∙〖18〗^2/(4∙235,3)=0,064 Ом ЭДС генераторов найдем по формуле ( 24): Е_10=18/√3∙√(1+2∙0,192∙0,6+〖0,278〗^2 )=11,614 кВ Е_220=18/√3∙√(1+2∙0,213∙0,52+〖0,304〗^2 )=11,771 кВ Е_РЭС=18/√3∙√(1+2∙0,185∙0,6+〖0,297〗^2 )=11,533 кВ Сопротивление и ЭДС системы по формулам (26)-(27) : x_c=〖18〗^2/7000=0,046 Ом Е_c=18/(√3)=10,392 Ом Сопротивление трансформаторов по формулам (28)-(30): x_(тр.св)=11/100⋅〖18〗^2/(2∙80)=0,223 Ом x_(тр.220)=11/100⋅〖18〗^2/200=0,178 Ом x_(тр.РЭС)=11/100⋅〖18〗^2/(4∙250)=0,036 Ом Сопротивление линий по формулам (31) : x_L1=170∙0,32⋅〖18〗^2/〖2∙230〗^2 =0,167 Ом x_L2=160∙0,32⋅〖18〗^2/〖2∙230〗^2 =0,157 Ом x_L3=130∙0,32⋅〖18〗^2/〖230〗^2 =0,255 Ом Сопротивление реактора: х_р=0,35∙〖18〗^2/〖10,5〗^2 =1,029 Ом Рисунок 2. 5. 1. Упрощенная схема замещения Преобразуем схему замещения из треугольника в звезду по формулам (32)-(34): х_лин1=(0,157∙0,255)/(0,167+0,157+0,255)=0,069 Ом х_лин2=(0,167∙0,255)/(0,167+0,157+0,255)=0,073 Ом х_лин3=(0,157∙0,167)/(0,167+0,157+0,255)=0,045 Ом Определим параметры схемы ОРУ-10,5 и ОРУ 220 кВ по формулам (35)-(37): х_т220=0,178/3=0,059 Ом х_г220=0,331/3=0,11 Ом х_10=0,249+1,029=1.277 Ом х_220=0,331+0,059+0,223+0,178=0.791 Ом Рисунок 2. 5. 2 . Упрощенная схема замещения из треугольника в звезду. Определим параметры верхней части схемы по формулам (38)-(39): х_экв=((0,046+0,073)∙(0,036+0,064+0,069))/(0,046+0,073+0,036+0,064+0,069)+0,045=0,115 Ом Е_экв=(10,392∙(0,046+0,073)+11,533∙(0,036+0,064+0,069))/(0,046+0,073+0,036+0,064+0,069)=11,059 кВ Схема замещения примет вид, изображенный на рисунке 2. 5. 3: Рисунок 2. 5. 3 . Преобразованная схема замещения Определим начальное значение периодической составляющей тока КЗ для каждой ветви по формуле(40): I_(noг.2)=(Е_220^('' ))/х_г220 I_(noс.2)=11,059/0,115=96,041 кА I_no10.2=11,614/1,277=9,092 кА I_no220.2=11,771/0,791=14,877 кА I_(noг.2)=11,771/0,331=35,573 кА I_(no.2)=9,092+14,877+96,041+35,1=155,109 кА Ударный ток для каждой ветви рассчитывается по формуле (42): i_(y.c.2)=√2∙96,041∙1,717=233,206 кА i_y10.2=√2∙9,092∙1,369=17,603 кА i_y220.2=√2∙14,877∙1,965=41,341 кА i_(yг.2)=√2∙35,1∙1,975=98,037 кА i_(y.2)=233,206+17,603+41,341+98,037=390,187 кА Периодическая составляющая тока в месте КЗ рассчитывается по формулам (44)-(46): I_(0.г.1ном)=(2∙100)/(√3⋅18∙0,8)=8,019 кА I_(0.г.2ном)=(3∙160)/(√3⋅18∙0,85)=18,113 кА I_(0.г.ном)=160/(√3⋅18∙0,85)=6,038 кА 〖 β〗_220=14,877/16,038=0,928 〖 β〗_10=9,092/8,019=1,134 〖 β〗_г=35,1/4,009=8,754 Для РУ- 10,5 кВ α = 0,98, для ОРУ- 220 кВ α = 1, для блочного генератора α = 0,7. I_nτс= I_(noс.2)= 96,041=96,041кА I_nτ10.2=0,98∙9,092=8,91 кА I_nτr220.2= 14,877 =14,877 кА I_(nτrг.2)=0,7∙35,1=24,57 кА I_(nτ.2)=8,91+14,877+96,041+24,57=144,398 кА Апериодическую составляющую тока КЗ рассчитываем по формуле (49): i_(aτc.2)=√2∙96,041∙e^((-0,03)/0,26)=121,021 кА i_aτ10.2=√2∙0,092∙e^((-0,03)/0,04)=6,074 кА i_aτ220.2=√2∙14,877∙e^((-0,03)/0,04)=9,938 кА i_(aτг.2)=√2∙35,1∙e^((-0,03)/0,04)=23,448 кА i_(aτ.2)=9,938+6,074+121,021+23,448=160,48 кА 2. 6 Расчет токов короткого замыкания на шинах 220 кВ Составим схему замещения, где все элементы заменим на соответствующие индуктивные сопротивления, приведенные к ступени базисного напряжения U_б= 230 кВ. Весь расчет проводится по принципу аналогично изложенному в п. 2. 4. Пересчитываем сопротивления и сверхпереходные ЭДС всех источников в соответствии с базисным напряжением 230 кВ по формулам (23)- (31): Сопротивление генераторов: x_Г220=0,192∙〖230〗^2/(4∙188)=13,506 Ом х_г10=0,192∙〖230〗^2/(2∙125)=40,627 Ом х_гРЭС=0,185∙〖230〗^2/(4∙235,3)=10,398 Ом ЭДС генераторов: Е_10=230/√3∙√(1+2∙0,192∙0,6+〖0,278〗^2 )=148,406 кВ Е_220=230/√3∙√(1+2∙0,213∙0,52+〖0,304〗^2 )=150,407 кВ Е_РЭС=230/√3∙√(1+2∙0,185∙0,6+〖0,297〗^2 )=147,362 кВ Сопротивление и ЭДС системы: x_c=〖230〗^2/7000=7,557 Ом Е_c=230/(√3)=132,791 Ом Сопротивление трансформаторов: x_(тр.св)=11/100⋅〖230〗^2/(2∙80)=36,369 Ом x_(тр.220)=11/100⋅〖230〗^2/(4∙200)=7,274 Ом x_(тр.РЭС)=11/100⋅〖230〗^2/(4∙250)=5,819 Ом Сопротивление линий: x_L1=170∙0,32⋅〖230〗^2/〖2∙230〗^2 =27,2 Ом x_L2=160∙0,32⋅〖230〗^2/〖2∙230〗^2 =25,6 Ом x_L3=130∙0,32⋅〖230〗^2/〖230〗^2 =41,6 Ом Сопротивление реактора: х_р=0,35∙〖230〗^2/〖10,5〗^2 =167,937 Ом Преобразуем схему замещения: Рисунок 2. 6. 1 . Упрощенная схема замещения. Преобразуем схему замещения из треугольника в звезду по формулам (32)-(34): х_лин1=(25,6∙41,6)/(27,2+25,6+41,6)=11,281 Ом х_лин2=(27,2∙41,6)/(27,2+25,6+41,6)=11,986 Ом х_лин3=(25,6∙27,2)/(27,2+25,6+41,6)=7,376 Ом Найдем общее сопротивление ветви 10,5 кВ и 220 кВ по формулам (35)-(37): х_10=40,627+167,937+36,369=244,932 Ом х_220=13,506+7,274=20,78 Ом Рисунок 2. 6. 2 . Упрощенная схема замещения после преобразования из треугольника в звезду. Определим параметры верхней части схемы, преобразуя их в одну эквивалентную, по формулам (38)-(39): х_экв=((7,557+11,986)∙(5,819+10,398+11,281))/(7,557+11,986+5,819+10,398+11,281)+7,376=18,8 Ом Е_экв=(132,791∙(7,557+11,986)+147,362∙(5,819+10,398+11,281))/(7,557+11,986+5,819+10,398+11,281)=141,308 кВ Схема замещения примет вид, изображенный на рисунке 2. 6. 3: Рисунок 2. 6. 3 . Преобразованная схема замещения. Определим начальное значение периодической составляющей тока КЗ для каждой ветви, изображенной на рисунке 2.6.3 по формуле (40)-(41): I_(noс.3)=141,308/18,8=7,516 кА I_no10.3=148,406/244,932=0,606 кА I_no220.3=150,407/20,78=7,238 кА I_(no.3)=7,516 +0,606+7,238=15,36 кА Ударный ток для каждой ветви рассчитывается по формуле (42)- (43): i_(y.c.3)=√2∙7,516∙1,717=18,251 кА i_y10.3=√2∙0,606∙1,369=1,173 кА i_y220.3=√2∙7,238∙1,965=20,114 кА i_(y.3)=18,251+1,173+20,114 =39,538 кА Периодическая составляющая тока в месте КЗ рассчитывается по формулам (44)-(48): I_(0.г.1ном)=(2∙100)/(√3⋅230∙0,8)=0,628 кА I_(0.г.2ном)=(4∙160)/(√3⋅230∙0,85)=1,89 кА 〖 β〗_220=(7,238 )/1,89=3,829 〖 β〗_10=(0,606 )/(0,628 )=0,966 По диаграмме: Тогда найдем ток: I_(nτс.3)= I_(noс.3)= 7,516 =7,516 кА I_nτ10.3=0,98∙0,606=0,594 кА I_nτr220.3=0,99∙7,238=7,166 кА I_(nτ.3)=7,516+0,594+7,166=15,276 кА Апериодическую составляющую тока КЗ рассчитываем по формуле (49)-(50): i_(aτc.3)=√2∙0,484∙e^((-0,03)/0,26)=0,609 кА i_aτ10.3=√2∙15,587∙e^((-0,03)/0,04)=10,412 кА i_aτ220.3=√2∙57,65∙e^((-0,03)/0,04)=38,512 кА i_(aτ.3)=0,609+10,412+38,512=49,534 кА Результаты расчетов токов КЗ сведем в таблицу 2. 6. 1. Таблица 2. 6. 1 . Итоговые данные расчета токов короткого замыкания. Точка КЗ Источники I_по,кА i_У,кА I_пτ,кА i_aτ,кА К1 (шины РУ СН) Ветвь системы. 0.484 1.175 0.484 0.609 Ветвь генераторов, присоединенных к РУ СН. 15.587 30.177 15.275 10.412 Ветвь генераторов, присоединенных к РУ ВН. 57.65 160.205 46.12 38.512 Суммарное значение 73.72 191.556 61.879 49.534 К2(выводы генератора блока) Ветвь системы. 96.041 233.206 96.041 121.021 Ветвь генераторов, присоединенных к РУ СН. 9.092 17.603 8.91 6.074 Ветвь генераторов, присоединенных к РУ ВН. 14.877 41.341 14.877 9.938 Ветвь генераторов 35.1 98.037 24.57 23.448 Суммарное значение 155.109 390.187 144.398 160.48 КЗ (шины РУ ВН) Ветвь системы. 7.516 18.251 7.516 0.609 Ветвь генераторов, присоединенных к РУ СН. 0.606 1.173 0.594 10.412 Ветвь генераторов, присоединенных к РУ ВН. 7.238 20.114 7.166 38.512 Суммарное значение 15.36 39.538 15.276 49.534 3. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции 3. 1 Выбор высоковольтных выключателей Выбор выключателей происходит по номинальному напряжению Uдлительному номинальному току Iдл, отключающей способности. Соответственно, осуществляется их проверка на термическую и динамическую стойкость. Для выбора выключателей должны быть известны следующие исходные и расчетные данные: U_уст – напряжение электроустановки, кВ; I_(раб.форс)– рабочий ток форсированного режима электроустановки, кА; 〖I_nо,I_дл,I_nτ,I_aτ,〗_ – параметры тока КЗ отключаемого выключателем, кА; В_к – тепловой импульс 〖кА〗^2/с. Для выбора выключателей необходимо рассчитать рабочий форсировочный ток и тепловой импульс тока по формулам: I_(р.ф.)=P_пред/(√3∙U_н∙cos⁡φ ), (49) где Р_пред – предельная нагрузка на выключатель. B_к=I_no^2 (t_откл+T_a ), (50) где I_nо – начальное значение суммарного периодического тока от всех источников, А; Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ , с. Для удобства расчетов все данные заносятся в таблицы. Для ячеек ОРУ 10,5 кВ по справочным данным [3, табл. 5.2] выбираем воздушный выключатель ВГМ-20-90/11200У3 . Паспортные данные выключателя запишем в таблицу 3.3.1. Таблица 3.1.1. Паспортные данные выключателя для ОРУ 10,5 кВ Тип U_н, кВ U_(наиб.раб), кВ I_(дл.н), А I_(отк.н), кА βн. предельный сквозной ток, кА ном. ток включения, кА Iτ./tm наибольший пик Iпр. с, кА Начальное значение iпр. с, кА I наиб. пик, кА I.нач.дейст, кА ВГМ-20-90/11200У3 20 24 11200 90 20 320 125 150/75 60/30 105/4 Произведем сравнение каталожных данных выключателя с расчетными данными, сравнение запишем в таблицу 3. 1. 2: Таблица 3. 1. 2. Выбор выключателей для ОРУ 10,5 кВ Расчетные величины Каталожные данные выключателя (тип) Условия выбора Uуст, кВ 10,5 U_н, кВ 20 Uуст£U_н 10,5 < 20 I_(р.ф), кА 7.217 I_(дл.н), кА 11,2 I_(р.ф)£I_(дл.н) 7.217 < 11,2 Iпо, кА 73.72 Iпр. с, кА 125 Iпо£Iпр. с 73.72 < 125 I у, кА 191.556 I пр. с, кА 320 I у£ I пр. с 191.556 < 320 I_(пt,) кА 61.879 I_(отк.н), кА 105 I_(пt,)£I_(отк.н) 61.879 < 105 √2·Inτ+iατ 137.043 βн. 0,2 √2·Inτ+iατ≤ √2· Iотк.н.(1+ βн) 137.043 < 178.191 Bк, к А2/с 543.468 Iτ./tm 105/4 Bк£It2. tт 543.442 < 44100 Проверим выполнение условий: I_(раб.ф1)=100/(√3∙10∙0,8)=7,217 кА B_к1=〖73,72〗^2∙(0,06+0,04)=543,468 кА/с 〖I^2〗_τ∙t_m=〖105〗^2∙4=44100 кА/с √2∙I_nt+I_aτ=√2∙(15,275+46,12+0,484)+49,534=137,043 кА √2∙I_(отк.н)∙(1+β_н )=√2∙105∙(1+0,2)=178,191 кА где 〖I_nо ,I_nτ,I_aτ,〗_- берем из таблицы 2.6.1 bн — номинальное содержание апериодической составляющей тока отключения, отн. ед. (при отсутствии данных принимается равным 0,2) Выключатель ВГМ-20-90/11200У3 удовлетворяет всем условиям. Выбор выключателей для ОРУ-220 кВ Для выбора выключателей необходимо рассчитать рабочий форсировочный ток и тепловой импульс тока: Для ОРУ-220 кВ выбран выключатель воздушный выключатель типа ВМТ-220Б-40/2000УХЛ1. Паспортные данные занесены в таблицу 3.1.3. Таблица 3.1.3. Паспортные данные выключателя для ОРУ 220 кВ Тип U_н, кВ U_(наиб.раб), кВ I_(дл.н), А I_(отк.н), кА βн. предельный сквозной ток, кА ном. ток включения, кА Iτ./tm Iпр. с, кА iпр. с, кА I наиб. пик, кА I.нач.дейст, кА ВМТ-220Б-40/2000УХЛ1 220 252 2000 40 0,40 102 40 102 50 50/3 Произведем сравнение каталожных данных выключателя с расчетными данными, сравнение запишем в таблицу 3. 1. 4: Таблица 3. 1. 4. Выбор выключателей для ОРУ 220 кВ Расчетные величины Каталожные данные выключателя (тип) Условия выбора Uуст, кВ 220 U_н, кВ 220 Uуст£U_н 220 = 220 I_(р.ф), кА 0.494 I_(дл.н), кА 2 I_(р.ф)£I_(дл.н) 0.494 < 2 Iпо, кА 15.36 Iпр. с, кА 40 Iпо£Iпр. с 15.36 < 40 I у, кА 39.538 I пр. с, кА 102 I у£ I пр. с 39.538 < 102 I_(пt,) кА 15.276 I_(отк.н), кА 40 I_(пt,)£I_(отк.н) 15.276 < 40 √2·Inτ+iατ 71.137 βн. 0,4 √2·Inτ+iατ≤ √2· Iотк.н.(1+ βн) 71.137 < 79.196 Bк, к А2/с 23.593 Iτ./tm 50/3 Bк£It2. tт 23.593 < 7500 Проверим выполнение условий: I_(раб.ф2)=160/(√3∙220∙0,85)=0,494 кА B_к2=〖15,36〗^2∙(0,06+0,04)=23,593 кА/с 〖I^2〗_τ∙t_m=〖50〗^2∙3=7500 кА/с √2∙I_(nt.3)+I_(aτ.3)=√2∙15,276+49,534=71,137 кА √2∙I_(отк.н)∙(1+β_н )=√2∙40∙(1+0,4)=79,196 кА гдеI_nо ,I_nτ,I_aτ- берем из таблицы 2.6.1 Так как все условия выбора выполняются, принимаем выключатель ВМТ-220Б-40/2000УХЛ1. 3. 2 Выбор разъединителей Выбор разъединителей аналогичен выбору выключателей. По формулам (33), (34) рассчитываем рабочий форсировочный ток Iрф и тепловой импульс тока Вк. Выбор разъединителей для ОРУ -10,5 кВ Для ОРУ-10,5 кВ по справочным данным [3, табл. 5.5] выбираем разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ. Паспортные данные запишем в таблицу 3.2.1. Таблица 3.2.1. паспортные данные разъединителя для ОРУ 10,5 кВ Тип U_н, кВ I_(дл.н), А стойкость при сквозных токах КЗ i пр.с,кА Iпо/ tт РВРЗ-1-20/8000 УЗ 20 8000 320 125/4 Произведем сравнение каталожных данных разъединителя с расчетными данными, сравнение запишем в таблицу 3. 2. 2: Таблица 3. 2. 2. Выбор разъединителей для ОРУ-10,5 кВ Расчетные величины Каталожные данные разъединителя (тип) Условия выбора Uуст, кВ 10,5 U_н, кВ 20 Uуст£U_н 10,5 < 20 I_(р.ф), кА 7.217 I_(дл.н), кА 8,0 I_(р.ф)£I_(дл.н) 7.217 < 8,0 Iпо, кА 73.72 Iпр.с, кА 125 Iпо£Iпр.с 73.72 < 125 I у, кА 191.556 i пр.с, кА 320 I у£ i пр.с 191.556 < 320 Bк, к А2/с 543.468 125/4 Bк£It2.tт 543.468 < 46875 Проверим условия: I_(раб.ф1)=100/(√3∙10∙0,8)=7,217 кА B_к1=〖73,72〗^2∙(0,06+0,04)=543,468 кА/с 〖I^2〗_τ∙t_m=〖125〗^2∙3=46875 кА/с где I_nо ,I_aτ-берем из таблицы 2.6.1 Разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ удовлетворяет всем условиям. Выбор разъединителей для ОРУ-220 кВ Для ОРУ-220 кВ выбираем разъединитель РНДЗ.1-220/1000 У1 . Паспортные данные запишем в таблицу 3.2.3. Таблица 3.2.3. паспортные данные разъединителя для ОРУ 220 кВ Тип U_н, кВ I_(дл.н), А стойкость при сквозных токах КЗ i пр.с,кА Iпо/ tт РНДЗ.1-220/1000 У1 220 1000 100 40/3 Произведем сравнение каталожных данных разъединителя с расчетными данными, сравнение запишем в таблицу 3. 2. 4: Таблица 3. 2. 4. Выбор разъединителей для ОРУ- 220 кВ. Расчетные величины Каталожные данные разъединителя (тип) Условия выбора Uуст, кВ 220 U_н, кВ 220 Uуст£U_н 220 = 220 I_(р.ф), кА 0.494 I_(дл.н), кА 1,0 I_(р.ф)£I_(дл.н) 0.494 < 1,0 Iпо, кА 15.36 Iпр.с, кА 40 Iпо£Iпр.с 15.36 < 40 I у, кА 39.538 I пр.с, кА 100 I у£ I пр.с 39.538 < 100 Bк, к А2/с 23.593 40/3 Bк£It2.tт 23.593 < 4800 Проверим условия: I_(раб.ф2)=160/(√3∙220∙0,85)=0,494 кА B_к2=〖15,36〗^2∙(0,06+0,04)=23,593 кА/с 〖I^2〗_τ∙t_m=〖40〗^2∙3=4800 кА/с где I_nо ,I_aτ-берем из таблицы 2.6.1 Разъединитель РНДЗ.1-220/1000 У1 удовлетворяет всем условиям. 3. 3 Выбор сборных шин и токоведущих частей Выбор проводов сборных шин ОРУ -10,5 кВ. Сборные шины выбираются по допустимому току из условий нагрева в длительном режиме и проверяются на термическую и динамическую стойкость при КЗ В целях выявления наиболее нагруженного участка, проводим расчет перетоков мощности на участках сборных шин в нормальном и аварийном режимах. Будем считать, что линии нагружены равномерно, далее найдем мощность линий: S_лин=S_max220/2 (51) S_лин=200/2=100 МВА Рисунок 3. 3. 1 Переток мощностей на РУ- 10,5 кВ I_наиб=S_наиб/(√3∙U_н ). (52) После подстановки получим следующее значение тока: I_наиб=100/(√3∙10)=5,774 кА Произведем выбор шины коробчатого сечение с поперечным сечением четырехполосной шины 2440 мм2 с алюминиевой жилой и с длительно допутимым током на 2 шины 6430 А, т.е. 6430> 5774 А. Проверим сборные шины РУ- 10,5 кВ на термическую стойкость при КЗ Проверка заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения КЗ ϑн с допустимой температурой ϑдоп (для сталеалюминевых шин – 200°С). Определим начальную температуру проводов по формуле: ϑ_н=ϑ_(0.ном)+(ϑ_(н.доп)-ϑ_(0.ном) )∙(I_(раб.форс.)/I_(доп.) ), (54) где ϑo. hom— номинальная температура шин, 25 °С; ϑн. доп — номинальная допустимая температура шин 70°С. Подставив значения в формулу (56), получаем начальную температуру проводов: ϑ_н=25+(70-25)∙5,774/6,43=65,406<200℃ т. е. меньше допустимого По рисунку 3. 3. 2 определяю начальное значение теплового импульса: А_н=0,7·10^4 А^2 с/〖мм〗^2. Рисунок 3. 3. 2. Кривые зависимости номинальной температуры шин от теплового импульса Определим конечное значение теплового импульса по формуле: A_k=A_н+B_k/q^2 , (55) где q– сечение проводов по алюминию. A_k=0,7+543,442/〖5450〗^2 =0,7 (А^2∙с)/〖мм〗^4 По кривым зависимости ϑн от Ак (рисунок 3. 3. 2) определим конечную температуру: ϑк =67 °С<200°С. Следовательно, провода сборных шин РУ-10,5 кВ удовлетворяют условию проверки на термическую стойкость. Выбор проводов сборных шин ОРУ-220 кВ. Будем считать, что линии нагружены равномерно. Мощность линий найдем с учетом остатка мощности с шин ОРУ 10,5 кВ и мощностей генераторов на ОРУ 220 кВ. S_линий=((S_(г.ном)-S_cн2 )∙4+35,6)/(m_1+m_2 ) (56) S_линий=((188-11,52)∙4+35,6)/(2+2)=185,38 МВА Рисунок 3. 3. 1 Переток мощностей на РУ 220 кВ После подстановки получим следующее значение тока: I_наиб=167,58/(√3∙U_ру220 ) (57) I_наиб=167,58/(√3∙220)=0,44 кА При выборе сечений, в соответствии с ПУЭ, во избежание потерь на «корону», выбираем провод марки АС 240/32 с номинальным сечением 240 мм2 и допустимым током 605 А (ПУЭ таблица 2.5.6). Данные провода запишем в таблицу 3.3.1. [10] Таблица 3.3.1. Характеристика провода ОРУ 220 кВ Марка провода Количество проводов в фазе, шт Площадь сечения, мм2 Наружный Диаметр (радиус), мм2 Длительно допустим. ток, А Сечение ал./сеч.ст алюминий сталь АС 240/32 1 244,28 31,67 21,6 (10.8) 605 Проверим сборные шины РУ- 220 кВ на термическую стойкость при КЗ Проверка заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения КЗ ϑн с допустимой температурой ϑдоп (для сталеалюминевых шин – 200°С). Подставив значения в формулу (56), получаем начальную температуру проводов: ϑ_н=25+(70-25)∙0,44/0,605=57,711<200℃ т. е. меньше допустимого По рисунку 3. 3. 2 определяю начальное значение теплового импульса: А_н=0.9·〖10〗^4 А^2 с/〖мм〗^4. Определим конечное значение теплового импульса по формуле (57): A_k=0,9+23,593/〖240〗^2 =0,9 (А^2∙с)/〖мм〗^4 По кривым зависимости ϑн от Ак (рисунок 3. 3. 2) определим конечную температуру: ϑк =60 °С<200°С. Следовательно, провода сборных шин РУ-220 кВ удовлетворяют условию проверки на термическую стойкость. Гибкие провода ОРУ напряжением 35 кВ и выше следует проверить на коронирование. Условие проверки на корону имеет вид: 1,07∙Е ≤0,9∙Е0 (63) где E – напряженность электрического поля около поверхности проводника; Е0 — начальная критическая напряженность электрического поля, кВ/см. Критическая напряженность электрического поля: E_0=30,3∙m∙(1+(0,299)/√(r_0 )) (64) где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82); r0 — радиус провода (см) . E_0=30,3∙0,82∙(1+0,299/√1,08)=31,995 кВ/см Максимальное значение напряженности электрического поля для расщепленных проводов: E=(0,354∙U)/(r_0∙lg D_ср/r_0 ) (65) где U – линейное напряжение (U=1.1 Uн) , кВ; Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз (Dср = 1,26∙D при горизонтальном расположении фаз, где D – расстояние между соседними фазами, для 220 кВ D = 200 см); k коэффициент, учитывающий число проводов nв фазе; r0 радиус провода; rэкв — эквивалентный радиус расщепленных проводов. E=(0.354∙220∙1.1)/(1.08∙lg (1.26∙200)/1.08)=23.745 кВ/см Проверяем по условию: 1,07∙Е=1,07∙23,745=25,407 кВ/см 0,9∙Е_0=0,9∙31,995=28,795 кВ/см 1,07∙Е ≤0,9∙Е0 => 25,407≤28,795 Условие выполняется. 3.4 Выбор измерительных трансформаторов тока Выбор трансформаторов тока (Т.Т.) производится по напряжению, току и классу точности. Для РУ 10,5 кВ по справочным данным [3. Табл. 5.11] выбираем встроенный трансформатор тока в трансформатор типа ТШЛ20Б-I Таблица 3.4.1 Паспортные данные трансформатора ТШЛ20Б-I Трансформатор тока Номинальные параметры Uном, кВ I1ном, А I2ном, А Параметры, определяющие термическую стойкость Z2ном, Ом Кратность тока Время, с ТШЛ20Б-I 20 8000 1 50 3 30 Для определения самой нагруженной фазы используемся табличным методом и занесем нагрузки от приборов для каждой фазы в таблицу 3.4.1. Таблица 3.4.2. Подключенные приборы и их нагрузка на фазу Прибор Тип Нагрузка на фазу, ВА А В С Амперметр СА 3020 0,5 - - Ваттметр ЦП8506/17 0,5 - 0,5 Варметр ЦП8506/32 0,5 - 0,5 Счетчик активной энергии СЕ102-S7 2,5 - 2,5 Счетчик реактивной энергии CE 303-R33 - 2,5 2,5 ,ВА - 4 2,5 4,5 Наиболее загруженная фаза – С (4,5ВА). Следовательно: Приборы, подключенные к трансформатору тока присоединяются с помощью медных (ρ=0,0175 Ом∙мм 2/м) проводов длиной 150 м. – сопротивление контактов приборов. Сопротивление приборов: R_приб=S_приб/(I_2ном^2 )=4,5/1^2 =4,5 Ом Допустимое сопротивление проводов: r_приб=Z_2ном-R_приб-r_к=30-4,5-0,1=25,4 Ом q=(ρ∙l_расч)/r_приб =(0,018∙40)/25,4=0,028 〖мм〗^2 Сечение соединительных проводов принимаем 1,5 мм 2. Уточняем сопротивление проводов: r_приб=(ρ∙l_расч)/r_приб =(0,018∙40)/1,5=0,467 〖мм〗^2 r_2=R_приб+R_приб+r_к=4,5+0,467+0,1=5,067 Ом Т.е. Z2 ≤ Z2ном (5,067 Ом < 30 Ом) Условие выполняется. Выполним расчет остальных величин. I_(раб.ф1)=100/(√3∙10∙0,8)=7,217 кА B_к1=〖73,72〗^2∙(0,06+0,04)=543,468 кА/с √2∙к_дин∙I_дл=√2∙3∙50=212,132 кА 〖〖(к〗_дин∙I_дл)〗^2∙t_Т=(3∙50)^2∙3=67500 кА iуд- находим из таблицы 2.6.1 Таблица 3.4.3. Сравнение расчетных и справочных величин Расчетные величины Каталожные данные выключателя(тип) Условия выбора Uуст , кВ 10,5 Uн 20 Uуст£ Uн 10,5 ˂ 20 Iраб.Форс, кА 7.217 Iдл.н 8,0 Iраб.Форс £ Iдл.н 7.217 ˂ 8,0 Z2, Ом 5.067 Z2ном Ом 30 Z2£ Z2ном 5.067 ˂ 30 iуд, кА 191.556 kдин 3 191.556 ˂ 212,132 Bк, кА2/с 543.468 kт и tт 50/3 543.468 ˂ 67500 kдин — кратность тока динамической стойкости: kт и tт___ кратность первичного тока и допустимое время термической стойкости, с. Для РУ 220 кВ по справочным данным [3. Табл. 5.11]выбираем трансформатор TBT220-III-2000/1 Таблица 3.4.1 Паспортные данные трансформатора TBT220-III-2000/1 Трансформатор тока Номинальные параметры Uном, кВ I1ном, А I2ном, А Параметры, определяющие термическую стойкость Z2ном, Ом Кратность тока Время, с TBT220-III-2000/1 220 1000 1000/1 14,4 3 30 Таблица 3.4.4. Подключенные приборы и их нагрузка на фазу Прибор Тип Нагрузка на фазу, ВА А В С Амперметр СА 3020 0,5 - - Ваттметр ЦП8506/17 0,5 - 0,5 Варметр ЦП8506/32 0,5 - 0,5 Счетчик активной энергии СЕ102-S7 2,5 - 2,5 Счетчик реактивной энергии CE 303-R33 - 2,5 2,5 ,ВА - 4 2,5 4,5 Наиболее загруженная фаза – С (4,5ВА). Следовательно: Приборы, подключенные к трансформатору тока присоединяются с помощью медных (ρ= 0,0175 Ом∙мм 2/м) проводов длиной 150 м. – сопротивление контактов приборов. Сопротивление приборов: R_приб=S_приб/(I_2ном^2 )=4,5/1^2 =4,5 Ом Допустимое сопротивление проводов: r_приб=Z_2ном-R_приб-r_к=30-4,5-0,1=25,4 Ом q=(ρ∙l_расч)/r_приб =(0,018∙100)/25,4=0,069 〖мм〗^2 Сечение соединительных проводов принимаем 1.5 мм 2. Уточняем сопротивление проводов: r_приб=(ρ∙l_расч)/r_приб =(0,018∙100)/1,5=1,167 〖мм〗^2 r_2=R_приб+R_приб+r_к=4,5+1,167+0,1=5,767 Ом Т.е. Z2 ≤ Z2ном (5,167 Ом < 30 Ом) Условие выполняется. Выполним расчет остальных величин. I_(раб.ф2)=160/(√3∙220∙0,85)=0,494 кА B_к2=〖15,36〗^2∙(0,06+0,04)=23,593 кА/с B_к2=〖15,264〗^2∙(0,06+0,04)=23,298 кА/с √2∙к_дин∙I_дл=√2∙3∙14,4=61,094 кА 〖〖(к〗_дин∙I_дл)〗^2∙t_Т=(3∙14,4)^2∙3=5598,72 кА iуд- находим из таблицы 2.6.1 Таблица 3.4.3. Сравнение расчетных и справочных величин Расчетные величины Каталожные данные выключателя(тип) Условия выбора Uуст , кВ 220 Uн 220 Uуст£ Uн 220 = 220 Iраб.Форс, кА 0.309 Iдл.н, 1 Iраб.Форс £ Iдл.н 0.309 ˂ 1,0 Z2, Ом 5.767 Z2ном Ом 30 Z2£ Z2ном 5.767 ˂ 30 iуд, кА 39.538 kдин 3 39.538 ˂ 61,094 Bк, кА2/с 23.593 kт и tт 14,4/3 23.593 ˂ 5598,72 3.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения «Измерительные трансформаторы напряжения (ИТН) выбирают по номинальному напряжению первичной обмотки UH, классу точности, номинальной мощности вторичной обмотки S2н, и схеме соединения.» [1,78 с] «Трансформаторы, предназначенные для присоединения счетчиков, должны отвечать классу 0,5. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют трансформаторы классов 1 и 3.» [1,78 с] «В цепи генераторов устанавливают обычно две группы ИТН, каждая из которых состоит из трех однофазных трансформаторов. При этом одна группа присоединяется по схеме / /Y , а другая по схеме / /D. Включение дополнительных вторичных обмоток в разомкнутый треугольник необходимо для измерения напряжения нулевой последовательности. Ко вторичным обмоткам, соединенным в звезду, присоединяются измерительные приборы, датчики мощности, приборы контроля изоляции в цепи генератора. Все катушки приборов следует распределять равномерно между фазами вторичных обмоток трансформатора напряжения.» [1,78 с] Приборы, подключенные к трансформаторам напряжения РУ 10,5 кВ занесены в таблицу 3.5.1. Таблица 3.5.1. Подключенные приборы и их суммарная нагрузка. Место установки и перечень приборов Тип прибора ВА Число обмоток Число приборов P,Вт Q,ВАр Ваттметр ЦП8506/17 1,5 2 1 0 2 6 - Вольтметр М4 2 1 1 0 2 4 - Варметр ЦП8506/17 1.5 2 1 0 2 6 - Счетчик реактивной энергии CE302-S33 3 2 0,38 0,92 2 4,56 11,1 Счетчик активной энергии CE302-S33 2 2 0,38 0,92 2 3,04 7,4 Частотомер Н-397 7 1 1 0 1 7 Осциллограф - 10 1 1 0 1 10 - Итого 40,6 18,5 где Pпр =n.Sк .cosjпр ; Qпр = n.Sк .sinjпр. Полная суммарная потребляемая мощность: Выбираем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-10Т3 с параметрами: Таблица 3.5.2. Паспортные данные ТН для ОРУ 10,5 кВ Тип Класс напряжения, кВ Номинальное напряжение обмоток, В Номинальная мощность, ВА, в классе точности первичной основной вторичной дополни- тельной вторичной 0,5 ЗНОЛ.06-10Т3 10 10000/√3 100/√3 100/3 75 Т.к. мощность Т.Н. = 400ВА, что больше расчетной мощности = 44,6 ВА, следовательно, выбранный трансформатор подходит к установке на станции. Таблица 3.5.3 Сравнение паспортных данных ТН с расчетными величинами Результаты расчётов Данные ТН Условия выбора Uуст 10,5 Uн 10,5 Uуст£ Uн - - Класс точности 0,5 - S2р 44,6 ,ВА 75 S2p£S2н Производим выбор трансформаторов напряжения для установки на РУ 10,5 кВ. Приборы, подключенные к трансформаторам занесены в таблицу 3.5.4. Таблица 3.5.4. Подключенные приборы и их суммарная нагрузка Место установки и перечень приборов Тип прибора , ВА Число обмоток Cos φ Sin φ Число приборов P,Вт Q,ВАр Ваттметр ЦП8506/17 1,5 2 1 0 2 6 - Варметр ЦП8506/17 1,5 2 1 0 2 6 - Счетчик активной энергии CE302-S33 2 2 0,38 0,92 2 3,04 7,4 Вольтметр М4 2 1 1 0 1 2 - Частотомер Н-397 7 1 1 0 1 7 - Осциллограф - 10 1 1 0 1 10 - Счетчик реактивной энергии CE302-S33 3 2 0,38 0,92 1 2,28 5,55 Итого - - - - - - 36,3 12,9 Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-220-78Т1. Паспортные данные запишем в таблицу 3.5.5. Таблица 3.5.5. Паспортные данные ТН для ОРУ 220 кВ Тип Класс напряжения, кВ Номинальное напряжение обмоток, В Номинальная мощность, ВА, в классе точности первичной основной вторичной дополни- тельной вторичной 0,5 НКФ-220-78Т1 10,5 220000/√3 100/√3 100 400 Т.к. мощность Т.Н. = 220ВА, что больше расчетной мощности = 38,5 ВА, следовательно, выбранный трансформатор подходит к установке на станции. Таблица 3.5.6 Сравнение паспортных данных ТН с расчетными величинами Результаты расчётов Данные ТН Условия выбора Uуст 220 Uн 220 Uуст£ Uн - - Класс точности 0,5 - S2р 38,5 ,ВА 400 S2p£S2н 3.6 Выбор ограничителей перенапряжения «В процессе эксплуатации электроустановок возможны повышения напряжения сверх наибольшего рабочего — внутренние и грозовые перенапряжения, которые опасны для изоляции электрооборудования. Основным элементом зашиты от внутренних и грозовых перенапряжений на электроустановках являются ОПН. Они устанавливаются на сборных шинах станций и подстанций, если к этим шинам подключены линии электропередачи, на выводах высшего и среднего напряжения трансформатор связи, в цепях силовых трансформаторов и отдельных линий, если разрядники, установленные на шинах, не обеспечивают должной зашиты оборудования: в нейтралях силовых трансформаторов 10,5 —10,5 кВ, работающих с изолированной нейтралью.»[1,80 с] Выбор ОПН производится по величинам номинального напряжения, и наибольшего остающегося напряжения. Для установки на РУ 10,5 кВ выбираем ограничитель перенапряжения ОПН-РС/TEL 10/12,7 УХЛ1. с параметрами: = 10 кВ, = 12,7 кВ. Определяем допустимое расчетное напряжения: U_(д.расч)=(U_исп-15)/1,1 (58) Таблица 3.6.1 Напряжение для выбор опн Uн, кВ Для аппаратов и трансформаторов Uисп.из, кВ Uдоп.раб, кВ 3 6 10 15 20 35 110 220 330 500 750 42 57 75 100 120 185 460 690 1000 1450 1950 18 25 35 45 55 85 200 325 460 680 ____ По таблице 3.6.1 определим импульсное испытательное напряжение изоляции электрооборудования полной волной. U_(д.расч)=(75-15)/1,1=54,545 кВ Проверка ОПН приведена в таблице 3.6.2. Таблица 3.6.2. Сравнение каталожных и расчетных величин. Расчетные величины Каталожные данные ОПН (тип) Условия выбора U_уст,кВ 10,5 U_н, кВ 10,5 Uуст≥Uн; 10,5 =10,5 〖Uд.расч〗_,кВ 54,545 U_(ост,)кВ 12,7 U_(д.расч )≥ U_(ост,) 54,545>12,7 Для установки на РУ 220 кВ выбираем ограничитель перенапряжения ОПН-220ХЛ1 с параметрами: =220 кВ, = 146 кВ. Определяем допустимое расчетное напряжение: U_(д.расч)=(690-15)/1,1=613,636 кВ Проверка выбранного ОПН приведена в таблице 3.6.3 Таблица 3.6.3. Сравнение каталожных и расчетных величин. Расчетные величины Каталожные данные разрядника (тип) Условия выбора U_уст,кВ 220 U_н, кВ 220 Uуст≥Uн; 220 = 220 U_(д.расч),кВ 613,636 U_(ост,)кВ 146 U_(д.расч )≥ U_(ост,) 613,636>146 ОПН-220ХЛ1 удовлетворяет всем условиям.   ЗАКЛЮЧЕНИЕ Данный курсовой проект является одним из возможных вариантов расчета и выбора основного оборудования для проектируемой районной электрической станции, для проектирования ТЭЦ даны 2 генератора мощностью 120 МВт и 4 генератора мощностью 160 МВт. По результатам расчетов были выбраны генераторы типа ТВВ-160-2ЕУЗ и ТВФ-120-2У3, блочные преобразователи напряжения типа ТДЦ-200000/220, два преобразователя напряжения связи типа ТД-80000/220 , преобразователь напряжения собственных нужд типа ТРДНС-25000/10 и ТРДНС-25000/35 и два резервных трансформатора собственных нужд типа ТРДНС-32000/220, выключатели типа ВГМ-20-90/11200У3 и ВМТ-220Б-40/2000УХЛ1, разъединители РВРЗ-1-20/8000 УЗ и РНДЗ.1-220/1000 У1, ошиновка ОРУ 10,5 выполнена шинами коробчатого сечения с поперечным сечением четырехполосной шины 2440 мм2 с алюминиевой жилой, ошиновка ОРУ 220 выполнена проводами марки AC-240/32. Так же выбраны трансформаторы тока типа ТШЛ20Б-I и TBT220-III-2000/1, трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ.06-10Т3 и НКФ-220-78Т1, ограничители перенапряжения типа ОПН-220ХЛ1 и ОПН-РС/TEL 10/12,7 УХЛ1. На РУ 220 кВ выбрана система с двумя рабочими и одной обходной системой шин. На ГРУ 10 кВ выбрана схема с двумя системами сборных шин. Список использованной литературы Лыкин, А. В. Электрические системы и сети [Текст]: учеб. пособие / А. В. Лыкин. - М. : Логос, 2008. - 254 с. : ил. - Гр. - ISBN 978-5-98704-055-8 : 211-00. Герасименко, А. А. Передача и распределение электрической энергии [Текст]: учеб. пособие для вузов / А. А. Герасименко, В. Т. Федин. - Изд. 2-е. - Ростов н/Д: Феникс; Красноярск: Издат. проекты, 2008. - 717 с. : ил. - (Высшее образование). - Гр. - ISBN 978-5-222-13221-0 : 299-00. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования [Текст]: учеб. пособие для вузов / [Крючков, И. П. ], [Неклепаев, Б. Н. ], [Старшинов, В. А. ] и др. ; под ред. И. П. Крючкова. - 2-е изд. , стер. - М. : Академия, 2006. - 416 с. : ил. - (Высшее профессиональное образование). - Гр. - ISBN 5-7695-2951-2 : 275-00. Рожкова, Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций [Текст]: учеб. для сред. проф. образования / Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова. - 5-е изд. , стер. - М. : Академия, 2008. - 448 с. : ил. - (Среднее профессиональное образование). - Гр. - ISBN 978-5-7695-5063-8 : 396-00. Кисаримов, Р. А. Наладка электрооборудования [Текст]: справочник / Р. А. Кисаримов. - М. : РадиоСофт, 2004. - 352 с. : ил. - ISBN 5-93037-096-6 : 78-00. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации [Текст]. - М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. - 264 с. : ил. - ISBN 5-93196-390-1 : 232-76. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей [Текст]. - СПб. : ДЕАН, 2003. - 304 с. : ил. - (Безопасность труда России). - ISBN 5-93630-250-4 : 132-22. Алиев, И. И. Электрические аппараты [Текст]: справочник / И. И. Алиев, М. Б. Абрамов. - М. : РадиоСофт, 2004. - 256 с. : ил. - ISBN 5-93037-115-6 : 90-00. Электрические аппараты высокого напряжения [Текст]: учеб. для вузов / Г. Н. Александров, А. И. Афанасьев, В. В. Борисов и др. ; под ред. Г. Н. Александрова. - 2-е изд. , доп. - СПб. : Изд-во СПбГТУ, 2000. - 503 с. : ил. - Гр. - ISBN 5-7422-0115-Х : 92-00.