(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Разработка электрической части гидроэлектростанции
ВВЕДЕНИЕ
1. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
1.1 Выбор генераторов
1.2 Расчет перетоков мощности через трансформаторы связи
1.3 Выбор силовых трансформаторов
1.4 Выбор схем коммутации РУ
2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
2.1 Расчет параметров элементов схемы замещения
2.2 Расчет трехфазного КЗ в точке К3
2.3 Расчет однофазного КЗ в точке К3
2.4 Расчет трехфазного КЗ в точке К4
2.5 Расчет двухфазного КЗ в точке К4
2.6 Расчет токов короткого замыкания на ПЭВМ
2.7 Результаты расчета токов КЗ на ПЭВМ
3. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
3.1 Выбор и проверка выключателей
3.2 Выбор и проверка разъединителей
3.3 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока
3.4 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения
4. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
4.1 Выбор проводов сборных шин РУ 110 кВ
4.2 Выбор ошиновки ОРУ 110 кВ
4.3 Выбор токопровода в цепи генератора 200МВт
4.4 Выбор ошиновки ОРУ 220кВ
4.5 Выбор токопровода в цепи генератора 300МВт
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ
Энергетика является определяющей отраслью для развития экономики России, без её развития прогресс в стране невозможен.
В энергетическом балансе России основное место занимает теплоэнергетика, на долю которой приходится около 40% топлива, добываемого в стране. Доля энергетики в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны составляет 25%.
Энергетика России многие годы строилась на использовании органических топлив с превращением тепла в электрическую энергию с помощью паровых турбин. Но на данный момент эта технология, да и сам уровень совершенствования этих установок отстали от мировых и это отставание необходимо срочно преодолевать.
КПД современных газовых турбин близок к 40%, а при использовании комбинации газотурбинного цикла с паротурбинным КПД увеличивается до 60%.
Несомненный Интерес для России представляет и большая гидроэнергетика, которая должна развиваться особенно на Дальнем Востоке и в некоторых районах Сибири.
Атомная энергетика, несомненно, нужна стране, особенно для тех районов, например, Европейская часть России, где нет местных топливных ресурсов, а завоз их очень дорог. Но необходимо иметь в виду, что сегодня атомная энергетика существенно дороже топливной и существует ещё фактор общественного противодействия после Чернобыльской катастрофы. Рост её необходим и реален, но даже если произойдет удвоение мощности атомной энергетики к 2020 г., то и тогда доля её в перспективном суммарном производстве электроэнергии страны составит не более 15-17%.
Из всего вышесказанного следует, что дальнейший прирост энергетических мощностей России должен осуществляться, главным образом, за счет производства электроэнергии на основе использования органических топлив.
Единая энергетическая система России охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до региона Дальнего Востока и является одним из крупнейших в мире централизованно управляемым энергообъединением, граничащим с энергообъединениями стран Европы и Азии. Производство электроэнергии в 2000 г. в целом по России составило 878 млрд. кВт·ч, в том числе АЭС — 129 млрд. кВт·ч, ГЭС — 165 млрд. кВт·ч, ТЭС — 584 млрд. кВт·ч. Объем экспорта электроэнергии из ЕЭС России в 2000г составил 13 млрд. кВт·ч.
В 2000 г установленная мощность электростанций ЕЭС России (с ОЭС Востока) составляла 199,2 млн. кВт или 93% от установленной мощности электростанций РФ. В структуре генерирующих мощностей ЕЭС России (с ОЭС Востока) ГЭС и ГАЭС составляют 41,7 млн. кВт (21%), АЭС — 21,3 млн. кВт (11%) и тепловые электростанции — 136,2 млн. кВт (68%). Производство электроэнергии электростанциями ЕЭС России в 2000 г составило 846,1 млрд. кВт·ч или 97% от выработки электроэнергии всеми электростанциями РФ, в т.ч. на ГЭС произведено 155,4 млрд. кВт·ч (18%), на АЭС — 128,7 млрд. кВт·ч(15%) и на ТЭС — 562 млрд. кВт·ч (67%).
Основная электрическая сеть объединенных энергосистем ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений. На большей части территории России используется система напряжений 220-500 кВ. В ОЭС Северо-запада, западных районах ОЭС Центра и частично в ОЭС Северного Кавказа — 330-750 кВ.
Межсистемные связи в ОЭС России сформированы, в основном, на напряжениях 220, 330, 500, 750 кВ.
Появление в последнее время вынужденных неоптимальных режимов работы электростанций, увеличение реверсивных перетоков мощности по электрическим сетям привели к увеличению относительных потерь электроэнергии. В 2000 г потери электроэнергии в электрических сетях РФ составили 99,2 млрд. кВт·ч или 12,75% от отпущенной электроэнергии в сеть, а в 1991 г они составляли 8,35%.
Одной из наиболее актуальных задач в перспективный период является техническое перевооружение существующих электростанций. В последние годы в условиях финансового кризиса экономики происходит постоянное нарастание объемов оборудования, выработавшего свой парковый ресурс, что приводит к недостаточной эффективности процесса производства электроэнергии и к снижению надежности энергоснабжения потребителей. В настоящее время предельной наработки достигли 34 млн. кВт мощностей ТЭС и ГЭС, к 2015 г парковый ресурс выработают 125 млн. кВт.
1. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНИНЕНИЙ
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Сведения о проектируемой ГРЭС:
1. Суммарная мощность тыс. кВт с предполагаемой установкой агрегатов 4200 и 4?300 МВт.
2. Максимальная нагрузка собственных нужд (в % от установленной мощности) %.
3. Коэффициент мощности максимальной нагрузки СН
Сведения о потребителях приведены в табл. 1
Таблица 1. Параметры потребителей
Наименование параметра
На напряжении
среднем
высшем
Номинальное напряжение сети, кВ
110
220
Максимальная суммарная нагрузка, тыс. кВт
370
Избыток
Минимальная суммарная нагрузка, тыс. кВт
320
Избыток
Коэффициент мощности нагрузки
0.86
—
Число всех отходящих линий цепей ЛЭП на данном напряжении, включая связи с системой (плюс резервных ячеек на развитие ЭС)
8
10
Мощность нагрузки наиболее нагруженной ЛЭП, тыс. кВт:
а) в нормальный максимум
б) при использовании резервной способности ЛЭП в предельном аварийном длительном режиме.
80
100
200
300
Число часов использования максимальной нагрузки в год , ч
5600
5600
Таблица 2. Сведения о связи с энергосистемами.
Наименование параметра
Система I
Система II
Синхронная мощность системы, тыс. кВА
3300
4500
Реактивное сопротивление системы в базе синхронной мощности, отн.ед.
0.94
0.98
Напряжение линий связи с системой, кВ
110
220
Число линий связи с системой:
а) одноцепные
б) двухцепные
2
2
Длина каждой цепи линий связи с системой, км
75
110
1.1 Выбор генераторов, распределение их по напряжениям
В соответствии с заданием принимаем к установке 4 генератора типа ТГВ-200-2У3 и 4 генератора типа ТГВ-300-2УЗ.
Таблица 3.Основные характеристики генераторов.
Генератор
n,
об/мин
, МВт.
ТГВ-200-2У3
3000
200
235.3
0.85
15.75
9.06
0.19
0.137
ТГВ-300-2У3
3000
300
353
0.85
20
10.2
0.195
0.119
Распределение генераторов по напряжениям производим таким образом, чтобы получить минимальную мощность трансформаторов связи. Целесообразным может оказаться один из вариантов структурных схем ГРЭС, приведенных на рис.1,2.
Рисунок 1. Структурная схема ГРЭС (1-й вариант)
Рисунок 2. Структурная схема ГРЭС (2-й вариант)
1.2 Расчет перетоков мощности через трансформаторы связи
Вариант 1.
Нормально-максимальный режим.
Полная мощность генератора, МВА:
Мощность нагрузки собственных нужд, МВА:
Генерируемая мощность на шинах РУ 110кВ, МВА:
Мощность нагрузки на среднем напряжении, МВА:
Мощность перетока, МВА:
Нормально-минимальный режим.
Мощность нагрузки на среднем напряжении, МВА:
Мощность перетока, МВА:
Аварийно-максимальный режим.
Генерируемая мощность на шинах РУ 110кВ, МВА:
Мощность перетока, МВА:
Аварийно-минимальный режим.
Мощность перетока, МВА:
Вариант 2.
Нормально-максимальный режим.
Генерируемая мощность на шинах РУ 110кВ, МВА:
Мощность перетока, МВА:
;
Нормально-минимальный режим.
Мощность перетока, МВА:
Аварийно-максимальный режим.
Генерируемая мощность на шинах РУ 110кВ, МВА:
Мощность перетока, МВА:
;
Аварийно-минимальный режим.
Мощность перетока, МВА:
Результаты расчета приведены в табл.4.
Таблица 4. Результаты расчета перетоков мощности.
Режим
, МВА, для варианта
1
2
Нормально-максимальный
411.5
12.61
Нормально-минимальный
470.2
50
Аварийно-максимальный
201.2
219.89
Аварийно-минимальный
259.1
161.26
Вывод: на основании сравнения вариантов структурной схемы ГРЭС по значениям наибольшего перетока мощности через трансформаторы связи наиболее экономичным, с точки зрения стоимости трансформаторов связи, является вариант 2 (рис.2), поэтому принимаем его к дальнейшему расчету.
1.3 Выбор силовых трансформаторов
Мощность двухобмоточных трансформаторов, работающих в блоках с генераторами, определяется по формуле:
,
МВА,
Выбираем трансформатор ТДЦ 250000/110 и ТДЦ 250000/220
МВА
Выбираем трансформатор ТДЦ-400000/220-73У1
Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока 200 МВт.
МВА,
Выбираем трансформатор ТРДНС -25000/35.
Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока 300 МВт.
МВА,
Выбираем трансформатор ТРДНС-40000/35
Резервный трансформатор собственных нужд, подключаемый на низшую сторону автотрансформатора связи, выбираем трансформатор ТРДНС-63000/35. Резервный трансформатор собственных нужд, подключаемый на ОРУ-110 кВ, выбираем трансформатор ТРДНС 63000/110.
Мощность автотрансформатора связи выбираем по значению наибольшего перетока мощности 192.988 МВА:
Выбираем два трансформатора АТДЦТН 200000/220/110
Таблица 5.Основные параметры трансформаторов
Трансформатор
Sном
Uвн
Uсн
Uнн
Px
Pк
Uквс
Uксн
Uквн
ТДЦ-250000/110
250
121
—
15.75
200
640
—
—
10.5
ТДЦ-250000/220
250
242
—
15.75
207
600
—
—
11
ТДЦ-400000/220-73У1
400
242
—
20
330
880
—
—
11
ТРДНС-25000/35
25
15.75
—
6.3
25
115
—
—
10.5
ТРДНС-40000/35
40
20
—
6.3
36
170
—
—
12.7
ТРДНС-63000/110
63
115
—
6.3
50
245
—
—
10.5
ТРДНС-63000/35
63
36.75
—
6.3
50
250
—
—
12.7
АТДЦТН — 200000/220/110/35
200
230
121
38.5
105
430
11
20
32
1.4 Выбор схем коммутации РУ
Согласно учебникам [2, с.415-420; 3, с.365-377] для РУ 110 и 220 кВ принимаем схему двойная система шин с обходной, шины секционируются выключателем.
2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей станции необходимо знать величины ТКЗ. С этой целью на основе схемы приложение 1 и задания составим СЗПП, рис.3
Рисунок 3. Схема замещения прямой последовательности
Для расчета ТКЗ в относительных единицах с приближенным приведением зададимся следующими параметрами:
МВА; кВ; кВ; кВ; кВ.
Вычислим
кА,
кА,
кА,
кА.
2.1 Расчет параметров элементов схемы замещения
Схема замещения ГРЭС включает следующие элементы:
— систему
;
;
;
— линию связи с системами
;
;
;
;
— трансформаторы блоков
;
;
;
;
;
;
— генераторы
— автотрансформаторы связи
;
;
— резервные трансформаторы собственных нужд присоединенные к ОРУ-110
;
.
2.2 Расчет трехфазного КЗ в точке К3
Рисунок 4. Схема многолучевой звезды.
По рис.3, отбросив элементы, не обтекаемые током короткого замыкания, составляем схему (рис.4), для которой определим значения сопротивлений:
;
;
;
;
;
;
;
;
;
Преобразовав многолучевую звезду (рис.4) в многоугольник, получим схему, представленную на рис. 5.
Рисунок 5. Радиальная схема.
значения сопротивлений ветвей радиальной схемы (рис. 5) следующие:
Поскольку определен состав ветвей и для каждой из них найдены индуктивное и активное сопротивления, можно приступить к заполнению левой части табл. 6, используя формулы:
; ; ;
; ,
где i — номер ветви; — сверхпереходный ток КЗ ветви; — расчетное сопротивление ветви; — сумма номинальных мощностей всех генераторов ветви; — постоянная времени ветви; — ударный коэффициент; — ударный ток КЗ ветви.
Примем к установке в цепи линии W9 выключатель типа ВГТ-220-40/2500У1, у которого собственное время отключения , а полное время отключения и приступим ко второму этапу расчета токов КЗ.
На втором этапе расчета заполняем правую половину табл.6, определяя следующие величины:
— момент времени расхождения контактов выключателя
,
где tpз min — минимальное время действия РЗ, принятое равным 0.01 с;
— максимальное время существования КЗ
,
где tрз max — максимальное время действия РЗ;
— коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ
,
— апериодическую составляющую тока КЗ в момент
;
— периодическую составляющую тока КЗ
,
где — коэффициент затухания периодической составляющей тока КЗ i-й ветви, определяемый по типовым кривым.
2.3 Расчет однофазного КЗ в точке К3
Этот расчет выполняется при условии , т.к. ток однофазного КЗ в этом случае больше трехфазного и является расчетным при проверке выключателей на коммутационную способность. здесь и — эквивалентные сопротивления прямой и нулевой последовательности, полученные путем преобразования соответствующих схем замещения по отношению к точке КЗ.
По приложение 1 с учетом возможных путей циркуляции токов нулевой последовательности составим СЗНП, рис.6
Рисунок 6. Схема замещения нулевой последовательности.
Расчет параметров СЗНП.
Сопротивления в основном такие же, как и на рис.3. Исключение составляет сопротивление линий и систем:
;
Сворачиваем СЗПП (рис.5):
Так как , то требуется произвести расчет токов однофазного короткого замыкания. Для этого составим комплексную схему замещения, рис.7, путем добавления к соответствующей результирующей СЗПП, полученной при расчете токов трехфазного КЗ:
;
.
Сворачивая схему, представленную на рис.7, к точке К3, получим радиальную схему, совпадающую по конфигурации c рис. 5.
Рисунок 7. Комплексная схема замещения.
Таблица 6.Расчет трехфазного КЗ в точке 3.
Точка К3, трехфазное КЗ, Uб = 230 кВ, Iб = 2.51 кА, = 0.045 с, tоткл = 0.155 с
Ветвь
Sн,
МВА
х*б
,
кА
храсч
r*б
Та,
с
ку
iу,
кА
iа,
кА
In ,
кА
откл
In.откл,
кА
G1
235.3
2.049
1.225
0.482
0.041
0.159
1.939
3.359
0.754
1.306
2.074
0.98
1.200
0.91
1.115
G2
235.3
2.049
1.225
0.482
0.041
0.159
1.939
3.359
0.754
1.306
2.074
0.98
1.200
0.91
1.115
G3
235.3
1.247
2.013
0.293
0.0286
0.139
1.931
5.495
0.723
2.059
3.408
0.96
1.932
0.83
1.671
G4
235.3
1.247
2.013
0.293
0.0286
0.139
1.931
5.495
0.723
2.059
3.408
0.96
1.932
0.83
1.671
C1
3300
2.37
1.059
7.821
0.541
0.014
1.488
2.229
0.040
0.060
0.128
1.00
1.059
1.00
1.059
G5
353
0.827
3.035
0.292
0.02
0.132
1.927
8.271
0.711
3.050
3.425
0.96
2.914
0.83
2.519
G6
353
0.827
3.035
0.292
0.02
0.132
1.927
8.271
0.711
3.050
3.425
0.96
2.914
0.83
2.519
G7
353
0.827
3.035
0.292
0.02
0.132
1.927
8.271
0.711
3.050
3.425
0.96
2.914
0.83
2.519
G8
353
0.827
3.035
0.292
0.02
0.132
1.927
8.271
0.711
3.050
3.425
0.96
2.914
0.83
2.519
C2
4500
0.644
3.898
2.898
0.0793
0.026
1.679
9.256
0.176
0.968
0.345
1.00
3.898
1.00
3.898
23.572
значения сопротивлений ветвей радиальной схемы следующие:
ветви G1-G2
ветви G3-G4
ветви C1
ветви G5-G8
к1=2.418
к2=2.299
ветви C2
Далее вычисляем
Результаты расчета представлены в левой части табл.7. Правую часть таблицы заполняем аналогично правой части табл.6 .
Таблица 7. Расчет однофазного КЗ в точке 3
Точка К3, однофазное КЗ, Uб = 230 кВ, Iб = 2,51 кА
Ветвь
Sн,
МВА
х*б
,
кА
храсч
r*б
Та э,
с
,
кА
,
кА
ку
iу ,
кА
G1
235.3
4.955
0.507
1.166
0.094
0.209
1.043
2.056
1.953
5.679
G2
235.3
4.955
0.507
1.166
0.094
0.209
1.043
2.056
1.953
5.679
G3
235.3
3.015
0.833
0.709
0.065
0.209
0.150
1.815
1.953
5.013
G4
235.3
3.015
0.833
0.709
0.065
0.209
0.150
1.815
1.953
5.013
C1
3300
5.73
0.438
18.909
1.243
0.209
0.103
0.979
1.953
2.704
G5
353
1.999
1.256
0.706
0.046
0.209
0.240
2.751
1.953
7.599
G6
353
1.999
1.256
0.706
0.046
0.209
0.240
2.751
1.953
7.599
G7
353
1.999
1.256
0.706
0.046
0.209
0.240
2.751
1.953
7.599
G8
353
1.999
1.256
0.706
0.046
0.209
0.240
2.751
1.953
7.599
C2
4500
1.557
1.612
7.007
0.182
0.209
0.038
3.262
1.953
9.010
9.751
I
29.252
= 0.045 с, tоткл = 0.155 с
Ветвь
iа ,
кА
In i,
кА
кА
откл
кА
In.откл i,
кА
12
13
14
15
16
17
18
19
20
G1
0.806
2.345
0.858
1.00
2.056
0.507
1.000
0.507
2.056
G2
0.806
2.345
0.858
1.00
2.056
0.507
1.000
0.507
2.056
G3
0.806
2.070
1.410
0.99
1.797
0.824
1.080
0.899
1.960
G4
0.806
2.070
1.410
0.99
1.797
0.824
1.080
0.899
1.960
C1
0.806
1.116
0.053
1.00
0.979
0.438
1.000
0.438
0.979
G5
0.806
3.137
1.417
0.99
2.724
1.243
1.080
1.356
2.971
G6
0.806
3.137
1.417
0.99
2.724
1.243
1.080
1.356
2.971
G7
0.806
3.137
1.417
1.00
2.751
1.256
1.080
1.356
2.971
G8
0.806
3.137
1.417
1.00
2.751
1.256
1.080
1.356
2.971
C2
0.806
3.720
0.143
1.00
3.262
1.612
1.000
1.612
3.262
26.21
22.89
9.709
10.286
24.159
I
29.12
30.857
2.4 Расчет трехфазного КЗ в точке К4
Используя рис.5, получим схему, представленную на рис.8 .
Рисунок 8. Промежуточная схема.
Преобразуем многолучевую звезду в многоугольник, получим радиальную схему (рис. 9) и определим значения сопротивлений:
Рисунок 9. Радиальная схема.
Расчет и заполнение таблицы производится аналогично расчету трехфазного КЗ в точке К3.
— собственное время отключения выключателя,
— полное время отключения выключателя.
и приняты в соответствии с параметрами принятого к установке выключателя (ВВГ-20-160/12500У3).
(принято согласно ПУЭ).
Результаты расчета приведены в табл.8 .
2.5 Расчет двухфазного КЗ в точке К4
Этот расчет выполняют для точек КЗ, расположенных на генераторном напряжении электростанций.
Цель расчета- определение теплового импульса при двухфазном КЗ, т.к. он может оказаться большим, чем при трехфазном КЗ.
Исходной для расчета двухфазного КЗ является таблица расчета трехфазного КЗ в точке К4 (табл.8).
порядок заполнения таблицы расчета двухфазного КЗ следующий:
1) в столбцах и записывают соответствующие значения и (значения и для каждой ветви), взятые из таблицы расчета трехфазного КЗ в этой точке, и — удвоенные значения и , взятые из той же таблицы;
2) определяют:
— сверхпереходные токи прямой последовательности по ветвям
);
— токи прямой последовательности по ветвям в соответствующие моменты времени );
— суммарные значения токов, заполнив строку ;
— периодические составляющие тока двухфазного КЗ в разные моменты времени ;
3) в столбцах и проставляют прочерки.
В соответствии с изложенным заполняют таблицу расчета двухфазного КЗ в точке К4 (табл.9) .
генератор трансформатор ток замыкание
Таблица 8. Расчет трехфазного КЗ в точке 4
Точка К4, трехфазное КЗ, Uб = 15.75 кВ, Iб = 36.657 кА, = 0.13 с, tоткл = 4 с
Ветвь
Sн,
МВА
х*б
,
кА
храсч
r*б
Та,
с
ку
iу,
кА
iа ,
кА
In ,
кА
откл
In.откл,
КА
G1
235.3
9.792
3.744
2.304
1.215
0.026
1.677
8.880
0.006
0.033
0.434
1.00
3.744
1.00
3.744
G2
235.3
9.792
3.744
2.304
1.215
0.026
1.677
8.880
0.006
0.033
0.434
1.00
3.744
1.00
3.744
G3
235.3
0.807
45.424
0.190
0.019
0.135
1.929
123.900
0.382
24.570
5.266
0.74
33.614
0.58
26.346
G4
235.3
5.959
6.152
1.402
0.847
0.022
1.640
14.267
0.003
0.026
0.713
1.00
6.152
1.00
6.152
C1
3300
11.326
3.237
37.376
16.028
0.002
1.012
4.631
0.000
0.000
0.027
1.00
3.237
1.00
3.237
G5
353
3.952
9.276
1.395
0.592
0.021
1.625
21.313
0.002
0.029
0.717
1.00
9.276
1.00
9.276
G6
353
3.952
9.276
1.395
0.592
0.021
1.625
21.313
0.002
0.029
0.717
1.00
9.276
1.00
9.276
G7
353
3.952
9.276
1.395
0.592
0.021
1.625
21.313
0.002
0.029
0.717
1.00
9.276
1.00
9.276
G8
353
3.952
9.276
1.395
0.592
0.021
1.625
21.313
0.002
0.029
0.717
1.00
9.276
1.00
9.276
C2
4500
3.077
11.913
13.847
2.349
0.004
1.091
18.381
0.000
0.000
0.072
1.00
11.913
1.00
11.913
111.314
Таблица 9. Расчет двухфазного КЗ в точке 4
Точка К4, двухфазное КЗ, Uб = 15.75 кВ, Iб = 36.657 кА, = 0.13 с, tоткл = 4 с
Ветвь
Sн,
МВА
х*б
,
кА
храсч
r*б
Та,
с
ку
iу,
кА
iа ,
кА
In ,
кА
откл
In.откл,
кА
G1
235.3
19.584
1.872
4.608
—
0.026
—
—
—
—
0.217
1.00
1.872
1.00
1.872
G2
235.3
19.584
1.872
4.608
—
0.026
—
—
—
—
0.217
1.00
1.872
1.00
1.872
G3
235.3
1.614
22.712
0.380
—
0.135
—
—
—
—
2.633
0.90
20.441
0.91
20.668
G4
235.3
11.918
3.076
2.804
—
0.022
—
—
—
—
0.357
1.00
3.076
1.00
3.076
C1
3300
22.652
1.618
74.752
—
0.002
—
—
—
—
0.013
1.00
1.618
1.00
1.618
G5
353
7.904
4.638
2.790
—
0.021
—
—
—
—
0.358
1.00
4.638
1.00
4.638
G6
353
7.904
4.638
2.790
—
0.021
—
—
—
—
0.358
1.00
4.638
1.00
4.638
G7
353
7.904
4.638
2.790
—
0.021
—
—
—
—
0.358
1.00
4.638
1.00
4.638
G8
353
7.904
4.638
2.790
—
0.021
—
—
—
—
0.358
1.00
4.638
1.00
4.638
C2
4500
6.154
5.957
27.693
—
0.004
—
—
—
—
0.036
1.00
5.957
1.00
5.957
55.657
53.386
53.613
I
96.401
92.467
92.861
2.4 Расчет трехфазного КЗ в точке К5
Рисунок 10. Промежуточная схема.
Преобразуем многолучевую звезду в многоугольник, получим радиальную схему (рис. 11) и определим значения сопротивлений:
Рисунок 11. Радиальная схема.
Расчет и заполнение таблицы производится аналогично расчету трехфазного КЗ в точке К3.
— собственное время отключения выключателя,
— полное время отключения выключателя.
и приняты в соответствии с параметрами принятого к установке выключателя (ВВГ-20-160/12500У3).
(принято согласно ПУЭ).
Результаты расчета приведены в табл.10 .
2.5 Расчет двухфазного КЗ в точке К5
Этот расчет выполняют для точек КЗ, расположенных на генераторном напряжении электростанций.
Цель расчета- определение теплового импульса при двухфазном КЗ, т.к. он может оказаться большим, чем при трехфазном КЗ.
Исходной для расчета двухфазного КЗ является таблица расчета трехфазного КЗ в точке К5 (табл.10).
порядок заполнения таблицы расчета двухфазного КЗ следующий:
1) в столбцах и записывают соответствующие значения и (значения и для каждой ветви), взятые из таблицы расчета трехфазного КЗ в этой точке, и — удвоенные значения и , взятые из той же таблицы;
2) определяют:
— сверхпереходные токи прямой последовательности по ветвям
);
— токи прямой последовательности по ветвям в соответствующие моменты времени );
— суммарные значения токов, заполнив строку ;
— периодические составляющие тока двухфазного КЗ в разные моменты времени ;
3) в столбцах и проставляют прочерки.
В соответствии с изложенным заполняют таблицу расчета двухфазного КЗ в точке К4 (табл.11) .
Таблица 10. Расчет трехфазного КЗ в точке 5
Точка К5, трехфазное КЗ, Uб = 20 кВ, Iб = 28.868 кА, = 0.13 с, tоткл = 4 с
Ветвь
Sн,
МВА
х*б
,
кА
храсч
r*б
Та,
с
ку
iу,
кА
iа ,
кА
In ,
кА
откл
In.откл,
КА
G1
235.3
6.659
4.335
1.567
1.048
0.020
1.610
9.871
0.002
0.010
0.638
1.00
4.335
1.00
4.335
G2
235.3
6.659
4.335
1.567
1.048
0.020
1.610
9.871
0.002
0.010
0.638
1.00
4.335
1.00
4.335
G3
235.3
4.053
7.123
0.954
4.053
0.003
1.043
10.509
0.000
0.000
1.049
0.97
6.909
1.09
7.764
G4
235.3
4.053
7.123
0.954
4.053
0.003
1.043
10.509
0.000
0.000
1.049
0.97
6.909
1.09
7.764
C1
3300
7.702
3.748
25.417
13.835
0.002
1.004
5.319
0.000
0.000
0.039
1.00
3.748
1.00
3.748
G5
353
0.552
52.297
0.195
0.015
0.117
1.918
141.870
0.330
24.392
5.132
0.76
39.746
0.60
31.378
G6
353
2.688
10.740
0.949
0.511
0.017
1.551
23.549
0.000
0.006
1.054
0.97
10.417
1.09
11.706
G7
353
2.688
10.740
0.949
0.511
0.017
1.551
23.549
0.000
0.006
1.054
0.97
10.417
1.09
11.706
G8
353
2.688
10.740
0.949
0.511
0.017
1.551
23.549
0.000
0.006
1.054
0.97
10.417
1.09
11.706
C2
4500
2.093
13.793
9.419
2.028
0.003
1.048
20.436
0.000
0.000
0.106
1.00
13.793
1.00
13.793
124.97
Таблица 11. Расчет двухфазного КЗ в точке 5
Точка К5, двухфазное КЗ, Uб = 20 кВ, Iб = 28.868 кА, = 0.13 с, tоткл = 4 с
Ветвь
Sн,
МВА
х*б
, кА
храсч
r*б
Та,
с
ку
iу,
кА
iа , кА
In , кА
откл
In.откл, кА
G1
235.3
13.318
2.168
3.134
—
0.020
—
—
—
—
0.319
1.00
2.168
1.00
2.168
G2
235.3
13.318
2.168
3.134
—
0.020
—
—
—
—
0.319
1.00
2.168
1.00
2.168
G3
235.3
8.106
3.561
1.907
—
0.003
—
—
—
—
0.524
0.90
3.205
0.91
3.241
G4
235.3
8.106
3.561
1.907
—
0.003
—
—
—
—
0.524
1.00
3.561
1.00
3.561
C1
3300
15.404
1.874
50.833
—
0.002
—
—
—
—
0.020
1.00
1.874
1.00
1.874
G5
353
1.104
26.149
0.390
—
0.117
—
—
—
—
2.566
1.00
26.149
1.00
26.149
G6
353
5.376
5.370
1.898
—
0.017
—
—
—
—
0.527
1.00
5.370
1.00
5.370
G7
353
5.376
5.370
1.898
—
0.017
—
—
—
—
0.527
1.00
5.370
1.00
5.370
G8
353
5.376
5.370
1.898
—
0.017
—
—
—
—
0.527
1.00
5.370
1.00
5.370
C2
4500
4.186
6.896
18.837
—
0.003
—
—
—
—
0.053
1.00
6.896
1.00
6.896
62.486
62.130
62.166
I
108.23
107.61
107.67
2.6 Расчет токов короткого замыкания на ПЭВМ
Рисунок 12. Схема замещения прямой последовательности для расчетов на ПЭВМ
Таблица 12. значения параметров СЗПП
Тип
Пар
Узел 1
Узел 2
X
Е
4
0
0
1
0.285
1.73
0
1
1
2
2.268
0
0
2
1
2
2.268
0
0
0
2
3
0.42
0
4
0
3
0
0.807
1.73
0
0
2
4
0.42
0
4
0
4
0
0.807
1.73
0
0
2
5
0.01
0
0
0
5
6
0.287
0
0
1
6
7
0.852
0
0
2
6
7
0.852
0
4
0
7
0
0.218
1.73
0
0
6
8
0.44
0
4
0
8
0
0.807
1.73
0
0
6
9
0.44
0
4
0
9
0
0.807
1.73
0
0
6
10
0.275
0
4
0
10
0
0.552
1.73
0
0
6
11
0.275
0
4
0
11
0
0.552
1.73
0
0
6
12
0.275
0
4
0
12
0
0.552
1.73
0
0
6
13
0.275
0
4
0
13
0
0.552
1.73
Рисунок 13. Схема замещения нулевой последовательности для расчетов на ПЭВМ
Таблица 13. значения параметров СЗНП для ПЭВМ
Пар
Узел 1
Узел 2
Х
0
0
1
0.855
1
1
2
6.804
2
1
2
6.804
1
2
0
1.667
2
2
0
0.42
3
2
0
0.42
0
2
5
0.001
0
5
0
0.512
0
5
6
0.287
1
6
7
2.556
2
6
7
2.556
0
7
0
0.436
1
6
0
0.44
2
6
0
0.44
3
6
0
0.275
4
6
0
0.275
5
6
0
0.275
6
6
0
0.275
2.7 Результаты расчета токов КЗ на ПЭВМ
Вид КЗ 1
место КЗ 2 Uпа 1.70 0
Z1 (0.01 0.21) Z2 (0.01 0.21) Z0 (0.00 0.1)
I1 1921 -87 I2 1921 -87 3I0 5762 -87
Вид КЗ 3
место КЗ 2 Uпа 1.70 0
Z1 (0.01 0.21)
I1 4706 -87
Вид КЗ 2
МЕСТО КЗ 3 Uпа 1.70 0
Z1 (0.01 0.37) Z2 (0.01 0.37)
I1 1357 -88 I2 -1357 -88
Вид КЗ 3
место КЗ 3 Uпа 1.70 0
Z1 (0.01 0.37)
I1 2713 -88
Вид КЗ 1
МЕСТО КЗ 6 Uпа 1.70 0
Z1 (0.00 0.11) Z2 (0.00 0.11) Z0 (0.00 0.05)
I1 3855 -88 I2 3855 -88 3I0 11566 -88
Вид КЗ 3
место КЗ 6 Uпа 1.70 0
Z1 (0.00 0.11)
I1 9347 -87
Вид КЗ 2
МЕСТО КЗ 8 Uпа 1.70 0
Z1 (0.00 0.33) Z2 (0.00 0.33)
I1 1516 -89 I2 -1516 -89
Вид КЗ 3
место КЗ 8 Uпа 1.70 0
Z1 (0.00 0.33)
I1 3031 -89
Вид КЗ 2
МЕСТО КЗ 10 Uпа 1.70 0
Z1 (0.00 0.23) Z2 (0.00 0.23)
I1 2160 -88 I2 -2160 -88
Вид КЗ 3
место КЗ 10 Uпа 1.70 0
Z1 (0.00 0.23)
I1 4320 -88
Таблица 14. Сравнение результатов ручного и машинного расчетов
Точка и вид КЗ
ток КЗ, кА.
Ручной расчет
Машинный расчет
Погрешность
К-1, трехфазное КЗ
—
23.62
—
К-1, однофазное КЗ
—
28.93
—
К-2, трехфазное КЗ
—
99.45
—
К-2, двухфазное КЗ
—
86.16
—
К-3, трехфазное КЗ
23.57
23.46
0.46%
К-3, однофазное КЗ
29.25
29.03
0.75%
К-4, трехфазное КЗ
111.31
111.11
0.18%
К-4, двухфазное КЗ
96.40
96.25
0.15%
К-5, трехфазное КЗ
124.97
124.71
0.21%
К-5, двухфазное КЗ
108.23
108
0.21%
3. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
3.1 Выбор и проверка выключателей
Выбор выключателей в ОРУ 220кВ
Выбор выключателя производят:
1) по номинальному напряжению
UНQ UН РУ= 220 кВ;
2) по номинальному току
IНQ IРАБ. ФАРС,
— линия кА
— блок кА
Принимаем к установке элегазовые выключатели типа ВГТ-220-40/2000 У1 со следующими параметрами:
Таблица 15. Параметры элегазового выключателя ВГТ-220-40/3150 У1
Номинальное напряжение UНQ
220 кВ
Наибольшее рабочее напряжение UMAX
252 кВ
Номинальный ток IНQ
2000 А
Номинальный ток отключения IНО
40 кА
Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения СВНДОП
1.2кВ/мкс
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС
102 кА
Действующее значение сквозного тока IПС
40 кА
Наибольший пик номинального тока включения iНВ
102 кА
Действующее значение номинального тока включения IНВ
40 кА
Ток термической стойкости IТС
40 кА
время термической стойкости tТС
3 с
Время отключения tВО
0.055 с
Собственное время отключения tСВ
0.035 с
Проверка выключателя по режиму КЗ
Линия W1 является тупиковой, поэтому при КЗ на ней через Q3 будет протекать полный ток КЗ.
Проверка выключателя на отключающую способность
В качестве расчетного для этой проверки примем ток однофазного КЗ, т.к. он больше трехфазного. Для этого вида КЗ надо знать периодическую и апериодическую составляющую тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя в цепи Q3:
= t РЗ min+ t СВ= 0.01+ 0.035= 0.045 с.
Согласно табл. 7 =22.89 кА, ia =26.21 кА.
Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:
79.2>58.6
т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.
Проверка выключателя на термическую стойкость
В качестве расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ (табл. 6). Необходимо проверить выполнение условия ВК ДОП ВК РАСЧ.
Допустимый тепловой импульс определяемый по параметрам выключателя: ВК ДОП=кА2•с
Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ:
где — суммарные токи (табл. 6),
t ОТКЛ= t РЗ max+ tВО= 0.1+ 0.055= 0.155с,
t РЗ max= 0.1 с — время действия резервных релейных защит.
Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ
где эквивалентная апериодическая составляющая всех ветвей, питающих точку КЗ.
Учитывая, что ВРАСЧ =ВКН + ВКА выполним проверку на термическую стойкость: ВК ДОП = 4800 > ВК РАСЧ = 76.25+ 62.79 = 139.04 кА2•с, т.е. условие проверки на термическую стойкость выполняется.
Проверка выключателя на динамическую стойкость
Расчет производится при трехфазном КЗ (табл. 6):
т.е. условия проверки выполнены.
Проверка на включающую способность
Расчет производится по однофазному КЗ, т.к. ток при нем больше (табл. 7):
Проверка выключателя по скорости восстанавливающегося напряжения (СВН):
СВНдоп?СВНрасч
кВ/мкс
СВНдоп=1.2?СВНрасч=0.014 кВ/мкс
Таблица 16. Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины.
Параметры выключателя
Соотношение
Расчетные величины для выбора выключателя
Uн = 220 кВ
=
UнРУ = 220 кВ
Iн = 2000 А
>
Iраб.форс = 973 А
Iно = 40 кА
>
>
>
Iпс = 40 кА
>
iпс = 102 кА
>
Iнв =40 кА
>
iнв = 102 кА
>
СВНдоп = 1.2 кВ/мкс
>
СВНрасч = 0.014 кВ/мкс
3.2 Выбор и проверка разъединителей
Разъединитель выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, конструкции и по роду установки, а проверяют на динамическую и термическую стойкость в режиме КЗ.
Выбор разъединителей в ОРУ 220кВ
1) по номинальному напряжению
UНQS UН РУ= 220 кВ;
2) по номинальному току
IНQS IРАБ. ФАРС,
— линия кА
— блок кА
Выбираем разъединитель наружной установки типа РНДЗ-220/2000 У1.
Таблица 19. Номинальные параметры разъединителя типа РНДЗ-220/2000 У1
Номинальное напряжение UНQS
220 кВ
Номинальный ток IНQS
2000 А
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС
160 кА
Ток термической стойкости IТС
63 кА
время термической стойкости tТС
2 с
Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.
Таблица 20. Соотношения табличных и расчетных параметров
Параметры разъединителя
Соотношение
Расчетные величины для выбора разъединителя
Uн = 220 кВ
=
UнРУ = 220 кВ
Iн = 2000 А
>
Iраб.форс = 973 А
iпс = 160 кА
>
>
3.3 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности.
В режиме КЗ они проверяются на электродинамическую и термическую стойкость и на соответствующую нагрузку вторичных цепей выбранному классу точности.
Выбор трансформаторов тока в ОРУ 220кВ
1) по номинальному напряжению UНQS UН РУ= 220 кВ;
2) по номинальному току IНQS IРАБ. ФАРС,
— линия кА
— блок кА
В качестве трансформатора тока в ОРУ 220 кВ примем трансформатор тока типа ТГФМ-220-2000/5.
Таблица 23.Номинальные параметры трансформатора типа ТГФМ-220-2000/5
Номинальное напряжение UНQ
220 кВ
Номинальный ток IНQ
2000 А
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС
198 кА
Ток термической стойкости IТС
77.2 кА
время термической стойкости tТС
2 с
Номинальная нагрузка в классе 0.5 z2н
2 Ом
Таблица 24. Перечень измерительных приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформатора тока, установленного в присоединении линии.
№
Прибор
Тип прибора
Нагрузка фазы, ВА
А
В
С
1
Амперметр
Э-335
0.5
0.5
0.5
2
Ваттметр
Д-335
0.5
—
0.5
3
Варметр
Д-335
0.5
—
0.5
4
Счетчик активной энергии
СА3-4681
2.5
2.5
—
5
Счетчик реактивной энергии
СР4-4676
—
2.5
2.5
Sпр , ВА
4
5.5
4
Примем к установке кабель КВВГ-1.5
z2 расч = 1.167 + 0.22 + 0.1 =1.487 Ом
Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.
Таблица 25. Перечень измерительных приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформатора тока, установленного в присоединении блока
№
Прибор
Тип прибора
Нагрузка фазы, ВА
А
В
С
1
Амперметр
Э-335
0.5
—
—
Sпр , ВА
0.5
—
—
Примем к установке кабель КВВГ-2.5
z2 расч = 1.4 + 0.02 + 0.05 =1.47 Ом
Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.
Таблица 26. Перечень измерительных приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформатора тока, установленного в присоединении автотрансформатора
№
Прибор
Тип прибора
Нагрузка фазы, ВА
А
В
С
1
Амперметр
Э-335
0.5
—
—
2
Ваттметр
Д-335
0.5
—
0.5
3
Варметр
Д-335
0.5
—
0.5
4
Счетчик реактивной энергии
СР4-4676
2.5
2.5
—
Sпр , ВА
4
2.5
1
Примем к установке кабель КВВГ-2.5
z2 расч = 1.212 + 0.16 + 0.1 =1.472 Ом
Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.
Таблица 27. Параметры трансформатора тока и соответствующие расчетные величины
Параметры ТТ
Соотношение
Расчетные величины для выбора ТТ
Uн = 220 кВ
=
UнРУ = 220 кВ
Iн = 2000 А
>
Iраб.форс = 973 А
z2н = 2 Ом
>
z2 расч =1.472 Ом
iпс = 198 кА
>
>
Выбор трансформаторов тока в цепи генераторов 300 МВт
1) по номинальному напряжению
UНQS UН РУ= 20 кВ;
2) по номинальному току
IНQS I РАБ. ФАРС,
В качестве трансформатора тока в цепи генератора блока 300 МВт примем трансформатор тока типа ТШЛ-20Б-18000/5.
Таблица 28. Номинальные параметры трансформатора тока типа
Номинальное напряжение UНQ
20 кВ
Номинальный ток IНQ
18000 А
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС
300 кА
Ток термической стойкости IТС
120 кА
время термической стойкости tТС
3 с
Номинальная нагрузка в классе 0.5 z2н
1.2Ом
Таблица 29. Перечень измерительных приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформатора тока
№
Прибор
Тип прибора
Нагрузка фазы, ВА
А
В
С
1
Амперметр
Э-335
0.5
0.5
0.5
2
Ваттметр
Д-335
0.5
—
0.5
3
Варметр
Д-335
0.5
—
0.5
4
Счетчик активной энергии
И-680
2.5
—
2.5
5
Регистрирующий амперметр
Н-394
—
—
10
6
Регистрирующий ваттметр
Н-395
10
10
—
Sпр , ВА
14
10.5
14
Примем к установке кабель АКВВГ-2.5
z2 расч = 0.453 + 0.56 + 0.1 =1.113 Ом
Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.
Таблица 30. Параметры трансформатора тока и соответствующие расчетные величины
Параметры ТТ
Соотношение
Расчетные величины для выбора ТТ
Uн = 20 кВ
=
UнРУ = 20 кВ
Iн = 20000 А
>
Iраб.форс = 10710 А
z2н = 1.2 Ом
>
z2 расч =1.113 Ом
iпс = 300 кА
>
>
3.4 Выбор и проверка измерительных трансформатора напряжения
Трансформатор напряжения выбирают:
— по напряжению ;
— по конструкции и схеме соединения обмоток.
Выбор трансформатора напряжения в ОРУ 220 кВ
Проверку работы ТН в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами приведенными в таблице 31. Полная суммарная потребляемая мощность
Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НАМИ-220-УХЛ1 с номинальной мощностью в классе 0.5
S2н = 400 ВА, соединенные в группу Y/Y/
3S2н = 1200 ВА > S2 = 129.05 ВА,
т.е. условие проверки по классу точности выполняется.
Выбор сечения контрольного кабеля во вторичных цепях ТН.
Выбираем контрольный кабель для связи ТН до релейного щита (длина кабеля 150 м) и от ввода основного кабеля на релейном щите до измерительных приборов, установленных на ЦЩУ (длина кабеля 120 м).
Принимая сопротивление одной жилы кабеля в фазе и для Al ,определяем сечение жилы кабеля:
Выбираем кабель 3 70+ 1 25 мм2.
Действительное сопротивление его жил:
Таблица 31. Суммарной нагрузке, определяемая подключаемыми приборами
№
место установки и перечень приборов
Число присоединений
Тип прибора
Sном обм , ВА
Число обмоток
cos
sin
Общее число приборов
P, Вт
Q, ВАр
1
Тупиковые ЛЭП:
— ваттметр
— варметр
— ФИП
— счетчик активной энергии
— счетчик реактивной энергии
2
Д-335
Д-335
САЧ-4681
САЧ-4676
1.5
1.5
3
2
3
2
2
1
2
2
1
1
1
0.38
0.38
0
0
0
0.925
0.925
2
2
2
2
2
6
6
6
3.04
4.56
0
0
0
7.4
11.1
2
ЛЭП связи с системой:
— ваттметр
— варметр
— ФИП
— счетчик активной энергии
2
Д-335
Д-335
СА3-4681
1.5
1.5
3
2
2
2
1
2
1
1
1
0.38
0
0
0
0.925
2
2
2
4
6
6
6
6.08
0
0
0
14.8
3
Сборные шины:
— вольтметр
— вольтметр регистрирующий
— ваттметр регистрирующий
— частотомер регистрирующий
— осциллограф
1
Э-335
Н-395
Н-395
Н-397
2
10
10
7
10
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0
0
0
0
0
1
2
1
2
1
2
20
10
14
10
0
0
0
0
0
4
Приборы колонки синхронизации:
— вольтметр
— частотомер
— синхроноскоп
1
Э-335
Э-362
Э-327
2
1
10
1
1
1
1
1
1
0
0
0
1
1
1
2
1
10
0
0
0
5
Приборы АТС:
— ваттметр
— варметр
1
Д-335
Д335
1.5
1.5
2
2
1
1
0
0
1
1
3
3
—
—
Итого:
124.
68
33.3
Кабель от каждой фазы ТН до шкафа ТН (длина 10 м) принимаем сечением 3 16 мм2. Т.к. нулевая точка собрана в шкафу ТН, учитываем двойную длину этого кабеля:
Полное действительное сопротивление жил кабелей в фазе от ТН до релейного щита:
Сопротивление кабеля питающего по трем фазам измерительные приборы на ЦЩУ:
Выбор трансформаторов напряжения в цепи генераторов 300 МВт
Uном ТН=Uном G=20кВ
Перечень приборов подключенных к ТН приведен в таблице 31
Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа ЗНОМ-20-63У1 с номинальной мощностью в классе 0.5
S2н = 75 ВА, соединенные в группу Y/Y/
3S2н = 225 ВА > S2 = 129.05 ВА,
т.е. условие проверки по классу точности выполняется.
4. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
4.1 Выбор проводов сборных шин РУ 110 кВ
Выбор сечения сборных шин производят по нагреву наиболее нагруженного участка. Для его выявления произведем расчет перетоков мощности на участках сборных шин в четырех режимах: нормально-максимальном, нормально-минимальном, аварийно-максимальном и аварийно-минимальном. Предварительно произведем распределение присоединений (линий, блочных трансформаторов и АТС) к шинам, как это показано на рисунке 14.
Будем считать, что одна линия нагружена максимально во всех режимах мощностью Pmax=200МВт (см. табл.3, п.6,а). Остальные линии нагружены равномерно:
— в максимальном режиме мощностью
— в минимальном режиме
Соответствующие мощности определим с помощью коэффициента нагрузки Q=P•tgцн
На рисунке 14,а показано распределение мощности по участкам сборных шин в нормально-максимальном режиме. Мощности присоединений и участков представлены в виде дроби: в числителе — активная мощность, в знаменателе — реактивная мощность. Мощности, подтекающие от трансформаторов блока, взяты из раздела расчета перетоков мощности через трансформаторы связи. Из рисунка 14,а видно, что наиболее нагруженным участком является участок 2-3:
.
На рисунке 14,б показано распределение мощности по участкам сборных шин в нормально-минимальном режиме. Наиболее нагруженным участком является участок 2-3:
.
На рисунке 14,в показано распределение мощности по участкам сборных шин в аварийно-максимальном режиме. В качестве аварийного режима принято отключение блока G1-T1, т.к. в этом случае перетоки мощности через некоторые участки шин максимальны. Наиболее нагруженным участком является участок 6-7:
На рисунке 14,г показано распределение мощности по участкам сборных шин в аварийно-минимальном режиме (отключен блок G1-T1). Наиболее нагруженным участком является участок 6-7:
.
Исходя из мощности наиболее нагруженного участка (участок 6-7 в аварийно-максимальном режиме), определим ток на этом участке:
.
Рисунок 14. Распределение мощности по участкам сборных шин
Учитывая, что сборные шины будут расположены в РУ открытого типа выберем по справочнику для каждой фазы шин два сталеалюминиевых провода 2 АС-500/27 с номинальным сечением 481мм2 и суммарным допустимым током
.
Проверка сборных шин РУ 110 кВ
Проверка на термическую стойкость при КЗ.
Проверка производится при трехфазном КЗ и заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения КЗ и допустимой температурой (для сталеалюминевых проводов это 200 С).
Для вычисления предварительно определим начальную температуру проводов:
где — температура воздуха (зададим = 30 С);
— нормированная температура воздуха (25);
— допустимая температура проводов в длительном режиме (70).
Зная и материал провода по кривым для определения температуры нагрева проводников определим начальное
Зная Ак, по той же кривой определим конечную температуру
Таким образом, провода сборных шин РУ 110 кВ удовлетворяют условию проверки по термической стойкости.
Проверка проводов фаз сборных шин РУ 110 кВ на схлестывание.
Проверка производится в следующем порядке:
1)рассчитываем усилие, действующее на 1 м погонной длины токопровода:
где, D — расстояние между фазами (при U=110 кВ, D=3 м)
2)определим вес 1 м погонной длины токопровода для расщепленных проводов:
,
где m=1.329+0.208=1.537кг/м — масса 1 м погонной длины провода АС-500
3)определим отношения
где h=2м — максимальная стрела провеса провода в пролете;
tэк время действия релейной защиты;
4)по диаграмме определяем отклонение провода при двухфазном КЗ от вертикального положения:
b=0.32h=0.32•2=0.64м,
допустимое отклонение провода
Таким образом, b=0.64 < bдоп=1.17м.
Проверка проводов одной фазы сборных шин по электротермическому взаимодействию.
Проверка производится в следующем порядке:
1)рассчитываем усилие на провод от взаимодействия с другими проводами в фазе
где n — число проводов в фазе (n=2);
— действующее
а — расстояние между проводами в фазе;
2)определяем удельную нагрузку от собственного веса
,
где q — сечение одного провода в фазе мм2;
3)определяем удельную нагрузку от собственного веса
,
где m — масса 1 м погонной длины провода;
4)вычисляем расстояние между распорками для случая алюминиевых проводов:
Проверка по условиям коронного разряда.
В нашем случае эта проверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов сборных шин больше минимально допустимого по условию коронирования.
4.2 Выбор ошиновки ОРУ 110 кВ
Выбор сечения производится по экономической плотности jэк, которая зависит от вида проводника и часов использования максимальной нагрузки в год Тmax .
Экономическое сечение
,
Примем для ошиновки 1 сталеалюминиевыq провод АС-500/26 с сечением по алюминию
,
и допустимым током.
Проверка ошиновки линии на термическую стойкость
Начальное
Зная Ак, определим конечную температуру
Таким образом, ошиновка линии РУ 110 кВ удовлетворяет условию проверки по термической стойкости.
Проверка по условиям коронного разряда
В нашем случае эта проверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов сборных шин больше минимально допустимого по условию коронирования.
4.3 Выбор токопровода в цепи генератора 200МВт
Для соединения трансформатора блока с турбогенератором мощностью 60 мВт и выше применяют комплектные, пофазноэкранированные токопроводы, в которые встроены трансформаторы тока и напряжения.
Для каждого типа турбогенератора разработан свой комплектный токопровод. На основании этого для цепи генератора типа ТГВ-200-2У3 принимаем к установке комплектный пофазноэкранированный токопровод ТЭКН-Е-20-10000-300. Выбранный токопровод должен удовлетворять электродинамической стойкости, т.е. ударный ток трехфазного КЗ в цепи генератора не должен превышать ток электрической стойкости.
4.4 Выбор ошиновки ОРУ 220кВ
Выбор сечения производится по экономической плотности jэк, которая зависит от вида проводника и часов использования максимальной нагрузки в год Тmax .
Экономическое сечение
,
Примем для ошиновки 2 сталеалюминиевых провода АС-550 с сечением по алюминию
,
и допустимым током.
Проверка ошиновки линии на термическую стойкость.
Начальное
Зная Ак, определим конечную температуру
Таким образом, ошиновка линии РУ 220 кВ удовлетворяет условию проверки по термической стойкости.
Проверка ошиновки линии РУ 220 кВ на схлестывание.
Проверка производится в следующем порядке:
1)рассчитываем усилие, действующее на 1 м погонной длины токопровода:
где, D — расстояние между фазами (при U=220 кВ, D=4м)
2)определим вес 1 м погонной длины токопровода для расщепленных проводов:
,
где m=1.518+0.558=2.076 кг/м — масса 1 м погонной длины провода АС-550
3)определим отношения
где h=3м — максимальная стрела провеса провода в пролете;
tэк время действия релейной защиты;
4)по диаграмме определяем отклонение провода при двухфазном КЗ от вертикального положения:
b=0.14h=0.14•3=0.42м,
допустимое отклонение провода
Таким образом, b=0.42 < bдоп=1.42м.
Проверка ошиновки линии по электротермическому взаимодействию
Проверка производится в следующем порядке:
1)рассчитываем усилие на провод от взаимодействия с другими проводами в фазе
где n — число проводов в фазе (n=2);
— действующее
а — расстояние между проводами в фазе;
2)определяем удельную нагрузку от собственного веса
,
где q — сечение одного провода в фазе мм2;
3)определяем удельную нагрузку от собственного веса
,
где m — масса 1 м погонной длины провода;
4)вычисляем расстояние между распорками для случая алюминиевых проводов:
Проверка по условиям коронного разряда.
В нашем случае эта проверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов сборных шин больше минимально допустимого по условию коронирования.
4.5 Выбор токопровода в цепи генератора 300МВт
Для соединения трансформатора блока с турбогенератором мощностью 60 мВт и выше применяют комплектные, пофазноэкранированные токопроводы, в которые встроены трансформаторы тока и напряжения.
Для каждого типа турбогенератора разработан свой комплектный токопровод. На основании этого для цепи генератора типа ТГВ-300-2У3 принимаем к установке комплектный пофазноэкранированный токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400. Выбранный токопровод должен удовлетворять электродинамической стойкости, т.е. ударный ток трехфазного КЗ в цепи генератора не должен превышать ток электрической стойкости.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте была выполнена разработка электрической части ГРЭС 2000 МВт с единичными агрегатами 4х300 и 4х200 МВт.
Выдача мощности осуществляется через ОРУ 110кВ и ОРУ 220кВ. Для выбора структурной схемы станции рассматривались два варианта. Расчетным оказался вариант, когда два блока 200МВт подключены к шинам ОРУ 110кВ, а остальные— к шинам ОРУ 220кВ.
Для связи ОРУ 110кВ и ОРУ 220кВ выбраны два трехфазных автотрансформатора типа АТДЦТН-200000/220/110/35.
Для ОРУ 110кВ принята схема двойная система шин с обходной. Обе рабочие системы шин секционированы, так как количество присоединений равно четырнадцать.
Для ОРУ 220кВ принята схема двойная система шин с обходной. Обе рабочие системы шин секционированы, так как количество присоединений равно восемнадцати.
Проведен расчет токов короткого замыкания для выбора и проверки аппаратов. ток трехфазного КЗ на шинах 220кВ составил 23.46кА, однофазного — 29.03кА. Наибольший ток при трехфазном КЗ на генераторном напряжении составил 124.71кА.
В ОРУ 110кВ приняты к установке выключатели типа ВГТ-110-40/3150 У1, разъединители типа РНДЗ.2-110/2000У1, трансформаторы тока типа ТГФМ-110-3150/5, трансформаторы напряжения типа НАМИ-110-УХЛ1.
В ОРУ 20кВ приняты к установке выключатели типа ВГТ-220-40/2000, разъединители типа РНДЗ.2-220/2000У1, трансформаторы тока типа ТГФМ-220-2000/5, трансформаторы напряжения типа НАМИ-220-УХЛ1.
В цепях генераторного напряжения блоков 300МВт приняты к установке, трансформаторы тока типа ТШЛ-20Б-18000/5 и трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-20-63У1.
Система шин в ОРУ 110кВ выполнена двумя проводами марки АС-500/27, в. Ошиновка гибкая, выполнена проводами марки АС различных сечений. Связь между генераторами 200МВт и трансформаторами блоков выполнена комплектным пофазноэкранированым токопроводом ТЭКН-Е-20-10000-300.. Связь между генераторами 500МВт и трансформаторами блоков выполнена комплектным пофазноэкранированым токопроводом ТЭКН-Е-20-12500-400.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Околович М.Н. Проектирование электрических станций. — М.: Энергоиздат, 1982. — 400с.
2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — М.: Энергия, 1978. — 456с.
3. Правила устройства электроустановок. — М.: Энергоатомиздат, 2002.
4. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. — М.: Энергия, 1980. — 600с.
5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 648с.
7. Васильев А.А. Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576c.
8. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 640с.
]]>