(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Разработка электротехнических решений для ГАЭС, установленной мощностью 200 МВт
Содержание
определения
Обозначения и сокращения
Введение
1 Принцип деяния и технологическая схема
2 Главные характеристики ГАЭС
2.1 структура и динамика употребления электронной энергии
2.2 анализ графиков электронных нагрузок Калининградской области
3 Схема выдачи мощности электростанции в энергосистему
4 Определение числа отходящих линий
5 Структурная электронная схема
6 Выбор трансформаторов
7 Основная схема электростанции
7.1 Выбор мощности трансформаторов собственных нужд
7.2 Расчёт токов обычного и утяжелённого режимов
8 Расчёт токов недлинного замыкания
9 Выбор аппаратов и проводников главной электронной схемы
9.1 Выбор коммутационных аппаратов
9.2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
10 Оценка серьезных издержек на реализацию проекта
Заключение
Перечень использованных источников
Приложения
определения
В реальном проекте использованы определения и определения по ГОСТ Р 19431-84, ГОСТ Р 52735-2007, ГОСТ 24291-90, ГОСТ Р 52002-2003, также последующие определения с надлежащими определениями:
1 гидроаккумулирующая электростанция: гидроэлектростанция, применяемая для сглаживания дневной неоднородности графика электронной перегрузки;
2 структурная электронная схема: схема трансформаторных соединений меж генераторами и распределительными устройствами главных напряжений;
3 основная электронная схема: схема электронных и трансформаторных соединений меж главными элементами, связанными с созданием, преобразованием и распределением электроэнергии;
4 собственные нужды электростанции: комплекс вспомогательного электронного оборудования, обеспечивающего бесперебойную работу главных агрегатов.
Обозначения и сокращения
ВЛ — воздушная линия электропередачи;
ВН — высшее напряжение;
ГАЭС — гидроаккумулирующая электростанция;
КПД — коэффициент полезного деяния;
КЗ — куцее замыкание;
КРУ — комплектное распределительное устройство;
ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) — линия электропередачи;
НН — низшее напряжение;
РУ — распределительное устройство;
РУСН — распределительное устройство собственных нужд;
СН — собственные нужды;
ТТ — трансформатора тока;
ТН — трансформатор напряжения;
ЭДС — электродвижущая сила
Введение
Калининградская область размещена на побережье Балтийского моря, имеет районы с возвышенным рельефом, что является принципиальным стратегическим ресурсом, позволяющим развивать генерацию, основанную на принципе гидроаккумулирования энергии.
Гидроэнергоресурсы Калиниградской области интенсивно использовались еще в довоенный период, о чем свидетельствуют имеющиеся бессчетные гидротехнические сооружения разной степени сохранности.
недостаток независящих от поставок горючего через границы примыкающих стран энергоисточников в области и возникновением технологий обеспечения полной автоматизации с отказом от огромного числа эксплуатационного персонала послужили предпосылками для разработки проектов восстановления электронной мощности имеющихся гидроэлектростанций и оценки потенциала для строительства остальных электростанций, использующих возобновляемые источники энергии.
Не считая того, энергосистема Калининградской области в качестве головного источника имеет термическую электростанцию, которая не адаптирована для целей регулирования графика перегрузки энергосистемы. При централизованной работе энергосистемы области в составе единой энергетической системы задачи регулирования графика перегрузки не так животрепещущи, как при изолированном режиме работы энергосистемы области, который вероятен в дальнейшем. Делему регулирования (сглаживания) графика перегрузки энергосистемы и понижения надобной установленной мощности термических электростанций способна решить гидроаккумулирующая электростанция, электронная часть которой разрабатывается реальным проектом.
Опыт строительства ГАЭС как в Рф, так и за рубежом показал техно и экономическую эффективность данного вида электростанций.
Практическая значимость работы заключается в том, что она быть может применена как вариант при оценке необходимости строительства гидроаккумулирующей электростанции в Калининградской области.
Основная цель данной работы — разработка электротехнических решений для ГАЭС, установленной мощностью 200 МВт.
В комплексе задач проектирования ГАЭС выделены особо: решения по выдаче мощности, главной электронной схеме, электрооборудованию.
1 Принцип деяния и технологическая схема
Гидроаккумулирующие электростанции употребляют принцип насосного аккумулирования энергии. Технологическая схема простейшей ГАЭС представлена на рисунке 1. В составе станции предусматриваются /1,2/ верхний и нижний бассейны, связанные трубопроводной системой, и машинное здание, выполняемое в подземном, полуподземном либо поверхностном выполнении.
При покрытии пиков перегрузки ГАЭС работают в турбинном режиме и вырабатывают электронную энергию. При всем этом происходит сработка верхнего и наполнение нижнего бассейна. В часы пониженной перегрузки энергосистемы ГАЭС работает в насосном режиме и перекачивает воду из нижнего бассейна в верхний.
ГАЭС почаще всего производится с обратимыми агрегатами — двухмашинная система, состоящая из реверсивного двигатель-генератора и обратимой гидромашины, смонтированных на вертикальном валу.
В геологических, геодезических и гидрологических критериях Калининградской области верхний бассейн устраивается методом частичной срезки и обвалования возвышенности.
Нижним бассейном может служить водохранилище, озеро либо даже море. В нашем случае в качестве нижнего бассейна и источника воды употребляется Балтийское море. На ГАЭС почаще всего применяется схема компоновки сооружений (см. набросок 1) с напорными (зарядными) насосо-турбинными трубопроводами. Конкретно у верхнего бассейна сооружается водоприемник, через который вода по напорным водоводам поступает к турбинам и насосами подается в верхний бассейн. Эффективность строительства ГАЭС зависит от наличия подходящего рельефа местности, который содействовал бы получению может быть большего перепада меж бассейнами при меньшем расстоянии меж ними и при может быть наименьшем объеме работ для сотворения этих бассейнов.
Выбранное пространство строительства ГАЭС (см. рис. 8) дозволяет получить перепад высот около 80 м (абсолютные отметки варьируются от 56 м до 116 м над уровнем моря). Рельеф местности представлен Вармийской холмисто-моренной возвышенностью /3,4/, сложенной песчано-гравийными и валунно-суглинистыми основаниями четвертичного периода (гляциальные отложения и краевые ледниковые образования). Расстояние от берега Балтийского моря (Калининградского залива) составляет 9 км.
Для ГАЭС с искусственно создаваемым верхним резервуаром типично суточное аккумулирование, которое может сочетаться с недельным циклом. Приблизительная длительность работы ГАЭС в турбинном режиме 4 — 6 часов, в насосном 6 — 8 часов в день. При недельном цикле гидроаккумулирования заряд осуществляется ночкой во время выходных суток, а разряд — днём в рабочие деньки с дневным подзарядом в минимумы нагрузок рабочих суток.
2 Главные характеристики ГАЭС
2.1 структура и динамика употребления электронной энергии
Набросок 2 — структура употребления электроэнергии Калининградской области
Набросок 3 — Динамика употребления электроэнергии в Калининградской области
В главном спрос на электронную энергию в Калининградской области сформировывают непромышленные пользователи, транспорт, сфера услуг и домашние хозяйства. На их долю в 2012 году приходилось 70,6% от полезного отпуска электроэнергии.
На рисунке 2 представлена диаграмма общего употребления электроэнергии Калининградской области в 2012 году, на рисунке 3 — динамика употребления электроэнергии /5/.
2.2 анализ графиков электронных нагрузок Калининградской области
Роль ГАЭС в покрытии графика перегрузки
Режим работы потребителей электроэнергии меняется в часы суток, деньки недельки и месяцы года. Эти конфигурации изображают в виде графиков нагрузок, на которых по оси ординат откладывают активные (кВт) перегрузки, а по оси абсцисс — время, в течение которого удерживаются эти перегрузки.
На период курсового проектирования (2014, 2015 годы) наибольшая мощность перегрузки энергосистемы Калининградской области составляла 742 МВт (01.12.2014 г.). Исторический максимум перегрузки был зафиксирован 06.02.2012г. и составил 807 МВт (см. набросок 4).
Набросок 4 — Динамика конфигурации максимума перегрузки
Согласно прогнозам /5/ в 2018 году максимум перегрузки энергосистемы Калининградской области может составить 1070 МВт.
Ввод в эксплуатацию 2 энергоблока Калинингрдской ТЭЦ-2 (900 МВт) в 2011 году и развитие распределённой генерации с внедрением электростанций маленькой мощности в дальнейшем дозволят самосбалансироваться с достаточным резервом и не получать энергию снаружи. Наибольшая пропускная способность имеющихся магистральных ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 330 кВ, связывающих Калининградскую энергосистему с ОЭС Северо-Запада, составляет 400…500МВт.
Стройку ГАЭС дозволит сделать лучше режимы эксплуатации главных ТЭЦ, а может быть, и АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) Калининградской области и удешевить электроэнергию, отпускаемую пользователям.
Картинки 5, 6 иллюстрируют типичную динамику конфигурации электронных нагрузок региональной энергосистемы в различное время года и суток по данным /6/.
Набросок 5 — Дневные графики электронной перегрузки рабочего денька
Набросок 6 — Дневные графики электронной перегрузки воскресного денька
Набросок 7 — Роль электростанций в покрытии графика перегрузки
гидроаккумулирующая электростанция трансформатор ток
Из рисунка 7 видно, что ГАЭС в состоянии покрывать не наиболее 10% наибольшей перегрузки, потому мощность ГАЭС принимается
Руст.=0,10Рmax=0,18•1070=193 (МВт).
Русскими заводами делаются обратимые генераторы мощностью 50/55МВт СВО-845/140-44Т, как следует нужную мощность обеспечат 4 гидроагрегата по 50 МВт.
Таковым образом, дальше в расчетах принимается установленная мощность ГАЭС равная 200 МВт.
Зная установленную мощность ГАЭС в турбинном режиме, средневзвешенный напор и к.п.д. полного цикла гидроаккумулирования может быть найти нужную отчуждаемую полезную площадь и объём верхнего искусственного резервуара.
, (1)
, (2)
где — нужный объём верхнего резервуара ГАЭС, м3;
— установленная мощность агрегатов ГАЭС, кВт;
— время работы в турбинном режиме в день, часов;
— средневзвешенный напор, м;
— КПД гидроаккумулирования, о.е. (/1/);
— средняя нужная площадь акватории верхнего резервуара, м2;
— глубина сработки, приблизительно 6-10% от напора (стр. 36, /1/) , м.
(м3)
(м2)
Приблизительные размеры резервуара ГАЭС составят 734х500 м. Проектом предлагается для размещения верхнего бассейна ГАЭС употреблять вольную от населённых пт и земель специального предназначения местность южнее пос. Ладушкин и восточнее пос. Пятидорожное (см. рис. 8).
Потребление энергии в насосном режиме и выработка энергии в турбинном режиме определяются по формулам:
, (3)
, (4)
где — энергия, затрачиваемая на закачивание воды в резервуар ГАЭС, кВт*ч/сут;
— энергия, вырабатываемая гидротурбинами ГАЭС;
— КПД гидроагрегата, о.е (/7/) .
(кВт*ч/сут).
(кВт*ч/сут).
технический потенциал (располагаемая мощность) ГАЭС в рациональном режиме определяется по формуле:
, (5)
где — коэффициент полезного деяния агрегата (турбины и генератора) (стр. 26, /1/)
Из формулы (5) можно выразить расчётный расход воды через турбины ГАЭС:
(6)
Расчётный расход воды через турбины и сооружения ГАЭС по (6) составит:
Соответственно расход через любой из четырёх гидроагрегатов составит 72,5 м3/с.
Набросок 8 — пространство расположения ГАЭС на карте
3 Схема выдачи мощности электростанции в энергосистему
ГАЭС обычно сооружаются поблизости узлов перегрузки энергосистемы и маленькими линиями 110 — 750 кВ соединяют с узловыми подстанциями.
В правилах /8, 9/ регламентирован выбор номинального напряжения выдачи мощности и предельных токов КЗ. Напряжение принимается по одной из шкал номинального напряжения сети: 110—220—500—1150 либо 110—330—750 кВ. Сочетание напряжений входящих в различные шкалы, не применяется, не считая районов стыкования сетей, использующих различные системы номинальных напряжений.
Схема выдачи мощности обязана обеспечивать выдачу мощности электростанции в систему и электроснабжение ГАЭС в насосном режиме как в обычном режиме так и при плановых ремонтах частей схемы.
Располагаемая к выдачи мощность (Рвыд) определяется исходя из установленной мощности и учёта расхода на собственные нужды (Рс.н.):
(7)
Мощность потребителей собственных нужд определяется по справочным данным (табл.1.17, /10/) по отношению .
, (8)
где Руст — установленная мощность электростанции (Руст=NГАЭС), МВт.
Реактивная мощность собственных нужд по известному выражению:
(9)
;
;
.
tgцс.н.=0,62 принят исходя из средневзвешенного значения коэффициента мощности потребителей системы собственных нужд (электроприводы насосов, задвижек, заслонок, решёток и т.д.) равного cosцс.н=0,85.
Наивыгоднейшее напряжение (Uэн) за ранее определяется по эмпирической формуле:
, (10)
где L — длина полосы, км;
Р — наибольшая передаваемая одной ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) мощность, МВт.
Для выдачи мощности 196 МВт на расстояние до 50 км лучше употреблять обычное напряжение 330 кВ как наиблежайшее к расчётному экономически целесообразному: (кВ)
Выдачу мощности ГАЭС целенаправлено производить на шины больших узловых подстанций и термических электростанций. Проектируемую ГАЭС предлагается подключить к шинам ПС О-1 «Центральная», связанной имеющейся сетью 110; 330 кВ с Калининградской ТЭЦ-2, график перегрузки которых целенаправлено регулировать с помощью пусков ГАЭС.
Схема присоединения ГАЭС к энергосистеме на напряжении 330 кВ представлена на рис. 9.
Набросок 9 — Структурная схема присоединения ГАЭС к энергосистеме
4 Определение числа отходящих линий
Подход к выбору числа отходящих ВЛ зависит от последующих причин:
— значением выдаваемой мощности и перетока обменной мощности меж узлами системы;
— необходимости учёта резервирования пропускной возможности оставшимися в работе линиями выдачи мощности при выключении одной из их.
Так как определение значений перетоков обменной мощности просит специального расчёта с учётом всей ОЭЭС, то за очень вероятную выдаваемую мощность примем установленную мощность АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) с вычетом мощности потребителей собственных нужд.
Согласно табл. 4.3. /10/ предельная мощность передаваемая по линиям 330 кВ составит 270-450 МВт на расстояние до 700 км, а натуральная мощность составляет 360 МВт.
Малое количество ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 330 кВ по условиям обеспечения надёжности выдачи всей мощности равно двум.
Сечение проводов ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) определяется по экономической плотности тока в обычном режиме работы:
Sэк = Iн.р / Jэк , (11)
где Iнр — больший расчётный ток обычного режима;
Jэк — финансовая плотность тока, принимаемая согласно мировым
тенденциям равной 0,5 А/мм2.
Больший расчётный ток (без учёта мощности утрат) рассчитывается исходя из установленной мощности станции:
, (12)
где Рвыд — установленная мощность электростанции, кВт;
сosцном — номинальный коэффициент мощности генератора (приложение 1);
n — количество линий либо цепей.
Утяжелённый режим характеризуется завышенным током, к примеру при выключении одной из линий выдачи мощности.
(13)
Рассчитаем сечения проводов линий выдачи мощности станции.
Самые большие токи на одну линию (цепь):
сosцном=0,9 (для генератора мощностью 50 МВт);
Экономически целесообразное сечение проводов:
Sэк = 185 / 0,5 = 370 (мм2) — принимаем провод марки 2АС-300/39.
Проверка по перегрузке аварийного режима:
Iутж=370 A < Iдоп=2*710=1420 A,
где Iдоп=1420 А — продолжительно допустимый ток для 2-ух проводов АС-300/39 в расщепленной фазе ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 330 кВ, принятый по табл. 1.3.29 /8/.
5 Структурная электронная схема
Структурной схемой определяются соединения меж генераторами, трансформаторами и распределительными устройствами.
Структурная электронная схема ГАЭС формируется по блочному принципу, без распределительного устройства генераторного напряжения. Высочайшая маневренность и переменный режим работы ГАЭС обуславливает применение укрупнённых и объединённых блоков (по 2 гидрогенератора на 1 трансформатор) с установкой генераторных выключателей и реверсивных разъединителей (см. набросок 10).
Набросок 10 — Структурная электронная схема ГАЭС
В виду того, что ГАЭС делает необыкновенную функцию в энергосистеме, а задачка питания местной перегрузки не ставилась, то распределительные устройства для подключения ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) электроснабжения потребителей не предусматриваются.
Распределительное устройство собственных нужд (РУСН) 6 кВ создано для электроснабжения потребителей собственных нужд как в турбинном, так и в насосном режиме работы ГАЭС.
6 Выбор трансформаторов
В качестве блочных используются двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения и, что типично для ГАЭС с обратимыми гидроагрегатами, с устройством регулирования напряжения под напряжением (РПН).
Выбор мощности трансформатора производится с учётом его нагрузочной возможности, также специфики перегрузки (переток мощности через трансформатор в насосном режиме больше, чем в турбинном режиме). Для трансформатора блока «обратимый генератор — трансформатор» с ответвлением на собственные нужды формула для расчёта мощности смотрится последующим образом.
, (14)
где Рном.г и Qном.г — номинальные активная и реактивная мощности генератора,
МВт и Мвар;
Рс.н. и Qс.н. — активная и реактивная мощности потребителей собственных нужд,
МВт и Мвар.
Перегрузка ГАЭС и соответственно блочного трансформатора может иметь существенное снижение перегрузки (отключение 1-го из парных гидрогенераторов), потому можно учитывать возможность периодических перегрузок без понижения срока службы.
, (15)
где kп.сист — допустимый коэффициент периодических перегрузок, принимаемый по графикам нагрузочной возможности, приведённым в эталоне /11/.
Выбор блочного трансформатора по формулам (1.5, 1.6).
;
За ранее принимаем к установке блочный трансформатор ТРДЦН-125000/330-У1 — 330/11-11 кВ со схемой соединения Ун/Д-Д-11.
Для анализа среднего коэффициента загрузки (использования установленной мощности) трансформатора делается эквивалентирование графика перегрузки.
Эквивалентирование по /12/ графика перегрузки (набросок 11) производится по формуле:
, (16)
S1, S2, Sm — перегрузка трансформатора по графику, МВА;
Дt — интервал времени, соответственной усреднённой перегрузке.
Эквивалентный коэффициент перегрузки трансформатора по (16):
Потому что Kэкв=0,76 < Kдоп=1,15 /табл.1.36, 12/ для и=00С, то избранный трансформатор владеет достаточной нагрузочной способностью.
Набросок 11 — График перегрузки блочного трансформатора ГАЭС с обратимыми гидрогенераторами
7 Основная схема электростанции
На рисунке 12 представлена упрощённая схема поясняющая главные узлы электронной части ГАЭС.
РУ высшего напряжения производится по более экономной и надёжной схеме для четырёх присоединений (две полосы и два трансформатора) — «четырёхугольник».
Запуск обратимого агрегата в турбинный режим делается так же как и запуск обыденного гидроагрегата. Запуск в насосный режим труднее и просит большего времени. Прямой запуск электродвигателя таковой мощности приведёт к недопустимому понижению напряжения на шинах, к которым подключается машинка. Проектом предусматривается запуск при помощи вспомогательного асинхронного электродвигателя с фазным ротором на одном валу с гидроагрегатом. Когда агрегат добивается подсинхронной частоты вращения, он возбуждается и заходит синхронизм.
В цепях электронных машин установлены выключатели и по два параллельно соединенных разъединителя для конфигурации порядка чередования фаз (реверсирующие разъединители). Зависимо от режима агрегата (двигательный либо генераторный) включают соответственный разъединитель. Запуск агрегатов в насосный режим осуществляется асинхронными электродвигателями М мощностью 1 МВт, напряжением 6 кВ. Электроэнергию движки получают с шин РУСН-6кВ. Трансформаторы ТЗ, Т4 присоединены глухой отпайкой к блочным трансформаторам. Остальная перегрузка СН присоединяется к шинам низкого напряжения 0,4 кВ через понижающие трансформаторы Т5, Т6.
Построение схемы собственных нужд координируется с принятым методом пуска обратимых гидроагрегатов в насосный режим.
В данном проекте предусматривается запуск гидроагрегата с помощью вспомогательного асинхронного мотора.
Набросок 12 — Основная схема ГАЭС
Электроснабжение потребителей собственных нужд ГАЭС осуществляется переменным током напряжением 6 и 0,4 кВ. Оперативный ток — неизменный 220 В (данным проектом не разрабатываются)
Распределительные устройства собственных нужд как 6 кВ так и 0,4 кВ принимаются с одной системой сборных шин. Число секций РУСН-6кВ принимается равным числу блоков. Распределительное устройство 0,4 кВ также секционируется на две секции — по числу трансформаторов СН 6/0,4 кВ.
7.1 Выбор мощности трансформаторов собственных нужд
Номинальная мощность трансформаторов собственных нужд первой ступени (6 кВ) выбирается в соответствие с расчётной перегрузкой. При всем этом перегрузка трансформаторов не допускается в виду больших требований надёжности. Расчётная мощность складывается из мощностей потребителей СН: движков для асинхронного запуска и трансформаторов 2-ой ступени 6/0, 4кВ.
, (17)
Где УРД1, УQД1 — суммарные активная и реактивная мощности электродвигателей первой ступени напряжения, МВт, Мвар;
УР2, УQ2 — суммарные активная и реактивная мощности электроприёмников
2-ой ступени, МВт, Мвар.
При определении расчётной перегрузки движков употребляется расчётный переводной коэффициент, который определяется последующим образом:
, (18)
где kр — коэффициент разновремённости максимумов перегрузки движков;
kн.ср, зср, cosцср — средние значения коэффициентов перегрузки, КПД, мощности движков.
Коэффициент разновременности по (16):
При курсовом проектировании комфортно пользоваться упрощённой формулой:
, (19)
где УРном.Д1 — сумма номинальных мощностей движков;
УSном.Т2 — сумма номинальных мощностей трансформаторов 2-ой ступени 6/0,4 кВ.
Расчётная мощность трансформатора 11/6 кВ (Т3, Т4), с учётом 100% резервирования составит:
В расчёте принята обычная мощность трансформаторов 6/0,4кВ (Т5, Т6) 1000кВА.
За ранее принимается трансформатор типа ТМ-6300/10-У1 мощностью 6300 МВА, У/Д-11.
7.2 Расчёт токов обычного и утяжелённого режимов
Цепи генераторов
Больший ток обычного режима принимается при загрузке генератора до номинальной мощности Pн, при номинальном напряжении Uн и коэффициенте мощности cosцн:
Iн.р = Pн / (v3Uнcosцн) (20)
Больший ток определяется при условии работы генератора в режиме мотора и понижении напряжения на его зажимах на 5%:
Iутж = Pн / (v3·0,95·Uнcosцн) (21)
Расчёт по (20) и (21):
Iн.р = 50·103/ (v3·11·0,9)=2916 (А);
Iутж = 55·103 / (v3·0,95•11·0,9)=3377 (А).
Цепи трансформаторов
Больший ток обычного режима принимается исходя из передачи номинальной мощности трансформатора:
Iн.р = Sн / (v3Uн) (22)
Больший ток ремонтного либо послеаварийного режима принимается с учётом продолжительно допустимых периодических перегрузок:
Iутж = Kп.сист·Iн.р , (23)
где Kп.сист — допустимый коэффициент загрузки трансформатора при периодической перегрузке, принимается в согласовании со эталоном /11/.
Расчёт по (22) и (23):
1)Трансформаторы Т1, Т2:
— принимается 0,5 мощности, потому что
обмотка НН трансформатора расщеплена;
;
;
.
2)Трансформаторы Т3, Т4 11/6 кВ:
;
;
;
.
3)Трансформаторы Т5, Т6 6/0,4 кВ
;
;
;
.
Цепи секционных, шиносоединительных выключателей, сборные шины распределительных устройств
Расчётный ток обычного режима определяется с учётом токораспределения по шинам при более неблагоприятном эксплуатационном режиме. Таковыми режимами являются: отключение части генераторов, перевод отходящих линий на одну систему шин, а источников питания — на другую. Обычно ток, проходящий по сборным шинам, секционному и шиносоединительному выключателям, не превосходит расчётного тока самого массивного генератора либо трансформатора, присоединённого к сиим шинам.
Отходящие полосы 330 кВ
Выбор количества и сечений отходящих ВЛ на напряжении 330кВ выполнен в разделе 1.3.
;
.
8 Расчёт токов недлинного замыкания
Для проверки проводников и аппаратов хоть какого присоединения по аварийному режиму определяются расчётные условия недлинного замыкания (КЗ): составляется расчётная схема, схема замещения, намечаются места расчётных точек КЗ, определяется расчётное время протекания тока КЗ.
Расчётная схема составляется для обычного режима работы с учётом режимных мер по ограничению токов КЗ.
Схема замещения составляется для исходного момента тока КЗ и потому все источники вводятся в неё своими сверхпереходными параметрами.
Расчётная схема представлена на рисунке 13, а схема замещения — на рисунке 14.
Набросок 13 — Схема расчётная
Набросок 14 — Схема замещения
Так как главный целью проведения расчёта токов КЗ является выбор проводников и аппаратов по условиям тепловой и электродинамической стойкости, то за главный расчётный вид примем трёхфазное КЗ.
Сопротивление системы определяется исходя из данного уровня тока КЗ в точке присоединения к сети. По данным ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Янтарьэнерго» на шинах РУ-330 кВ ПС О-1 «Центральная» расчётное
Расчёт на различных ступенях напряжения комфортно создавать в базовых величинах.
Определение главных характеристик схемы замещения.
Принимаемые базовые величины:
Sб=100 МВА — мощность
Uб1=340 кВ Uб2=11 кВ Uб3=6,3 кВ — напряжения ступеней
Базовый ток ступени определяется по формуле:
(24)
Расчёт по (24)
Сопротивление системы рассчитывается исходя из данной величины тока КЗ в точке присоединения к энергосистеме.
(25)
Реактивное и активное сопротивления ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) выдачи мощности:
(26)
(27)
где x0, r0 — удельные реактивное и активное сопротивления, Ом/м (табл. П10, /13/).
Сопротивление лучей схемы замещения двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения:
, (28)
, (29)
где uкВ-Н — напряжение КЗ меж обмоткой высшего напряжения и параллельно соединенными ветвями обмотки низшего напряжения;
uкН1-Н2 — напряжение КЗ меж ветвями обмотки низшего напряжения (измеряется при разомкнутой обмотке высшего напряжения);
Sном — номинальная мощность трансформатора, МВА;
Uном — номинальное напряжение, кВ.
Расчёт сопротивлений Т1, Т2 по (26), (27):
;
Сопротивление двухобмоточного трансформатора:
(30)
где uk — напряжение недлинного замыкания, %;
Sном — номинальная мощность трансформатора, МВА
Сопротивление генератора в именованных еденицах:
(31)
где Sном — номинальная мощность генератора (Р/cosцном);
хd» — сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси.
Для синхронных генераторов сверхпереходная ЭДС в предыдущем режиме определяется по формуле:
, (32)
В формуле (30) символ «+» относится к синхронным машинкам, которые к моменту КЗ работали в режиме перевозбуждения, а символ «-» — к работавшим с недовозбуждением.
;
.
При преобразовании начальной схемы замещения подмену 2-ух источников ЭДС можно произвести по формуле:
, (33)
где Е1, Z1 и Е2, Z2 — ЭДС и полное сопротивление веток источников ЭДС.
Полное сопротивление элемента схемы определяется по формуле:
, (34)
где Ri, Xi — активное и реактивное сопротивления, рассчитанные по (25)…(31).
Сопротивление элемента эквивалентного двум параллельным веткам схемы:
(35)
Повторяющийся ток КЗ от эквивалентного источника определяется по последующей формуле:
(36)
Наибольший ударный ток КЗ:
, (37)
где — ударный коэффициент принимаемый по справочным данным.
Набросок 15 — Эквивалентная схема замещения для точки К1
Расчёт эквивалентных сопротивлений и ЭДС конечной эквивалентной схемы замещения (набросок 15) при поочередном упрощении начальной схемы и составляющих токов КЗ от источников «системы» и генераторов для точки К1 по (33)…(37):
;
;
;
;
;
;
(кА);
Аналогично рассчитывается ток КЗ в остальных точках КЗ. Результаты расчёта сведены в таблицу 1.
Таблица 1 — Расчётные значения токов КЗ
Параметр
Точка КЗ
К
К1
К2
К3
РУ-330кВ
ПС О-1
РУ-330кВ
ГАЭС
шины 11кВ ГАЭС
РУСН-6 кВ
ГАЭС
Повторяющаяся составляющая тока КЗ , кА
10,497
9,82
24,3
6,1
Амплитуда ударного
тока КЗ iуд, кА
26,42
26,88
66,3
16,0
9 Выбор аппаратов и проводников главной электронной схемы
9.1 Выбор коммутационных аппаратов
Коммутационные аппараты главной схемы должны быть способны включать и отключать надлежащие цепи в длительных и в краткосрочных аварийных режимах, в том числе в режиме КЗ. Специфичным режимом является режим включения на КЗ. Во включенном положении коммутационные аппараты должны быть способны пропускать сквозной ток КЗ.
В согласовании с правилами /8/ и руководящим указаниям по выбору аппаратов и проводников /13/ выключатели выбираются по сформулированным условиям условиям — см. таблицу 2.
Таблица 2 — Условия выбора и проверки выключателей
Условие выбора и проверки
Вид проверки
выбор по уровню изоляции
выбор по номинальному току
выбор по току в утяжеленном режиме
выбор по отключающей возможности повторяющейся составляющей
проверка по отключающей возможности апериодического тока
проверка по включающей возможности
проверка по включающей возможности
проверка по электродинамической стойкости
проверка по тепловой стойкости
Выбор и проверка выключателя РУ-330 кВ
С учётом критерий эксплуатации к установке за ранее принимается выключатель колонковый элегазовый ВГГ-УЭТМ-330II*-40/3150 У1.
Проверка по уровню изоляции:
— условию соответсвует.
Длительные режимы характеризуются токами, приобретенными в разд. 3.1.:
;
.
Проверка выключателя по краткосрочному режиму КЗ.
Расчетной точкой КЗ для выбора генераторных выключателей является точка К3. Для нее из расчета токов КЗ имеем:
.
Проверим выключатель по включающей возможности:
,.
Проверяем выключатель по отключающей возможности:
.
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения контактов:
(38)
где ф — время начала расхождения контактов выключателя (по каталожным данным завода-изготовителя), с;
Tа — неизменная времени затухания апериодической (табл. 45.5, /14 /)
Время начала расхождения контактов выключателя определяется суммой времён tсобст собственного времени выключателя и tотк времени отключения выключателя:
ф=tсобст+tоткл (39)
ф=tсобст+tоткл=0,025+0,05=0,075(с).
Номинальный ток отключения апериодической составляющей тока КЗ:
, (40)
где — номинальное относительное содержание апериодиеской составляющей, %. .
Апериодическая составляющая тока КЗ по (38):
— условие проверки производится.
Таковым образом, выключатель удовлетворяет условиям проверки по включающей и отключающей возможности.
Проверка на электродинамическую стойкость:
— условия производятся.
Проверка на тепловую стойкость
Тепловой импульс (интеграл Джоуля) определим согласно указаниям /13/ и упрощённой методике /15/ при tотк=2,6с<4с (при отказе «собственных» и действии запасных защит) по упрощённой формуле:
, (41)
где tотк — полное время отключения повреждения с учётом уставки времени срабатывания релейной защиты и времени срабатывания выключателя, с.
Расчёт по (41):
Условие тепловой стойкости аппарата:
производится.
Выбор и проверка выключателей в цепи генератора и в РУСН-6 кВ подобны приведённым для РУ-330 кВ и, для сокращения объёма текстовой части, не приводится.
Разъединители выбираются по условиям, сформулированным в табл. 3.3.
Таблица 3 — Условия выбора и проверки разъединителей
Условие выбора и проверки
Вид проверки
выбор по уровню изоляции
выбор по номинальному току
выбор по току в утяжеленном режиме
проверка по электродинамической стойкости
проверка по тепловой стойкости
Выбор и проверка разъединителя в цепи 330 кВ блочного трансформатора Т1-330/11 кВ.
За ранее принимается разъединитель полупантографного типа РПГ-330/3150 УХЛ1.
Расчетной точкой КЗ для выбора разъединителя РУ-330 кВ является точка К1. Для нее из расчета токов КЗ имеем:
.
Проверка избранного разъединителя по сформулированным условиям:
;
;
;
Расчёт подтверждает возможность внедрения данных разъединителей в РУ-330 кВ.
Выбор и проверка разъединителей в цепи генератора подобны приведённым для РУ-330 кВ и, для сокращения объёма текстовой части, не приводится.
9.2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Выбор измерительных трансформаторов тока (ТТ) делается по последующим условиям:
— выбор по уровню изоляции,
— выбор по номинальному току,
— выбор по току в утяжеленном режиме,
— проверка по динамической стойкости,
— проверка по тепловой стойкости;
— соответствие класса точности требуемой точности измерений.
Также делается проверка по перегрузке вторичной цепи, по предельной допустимой 10% полной погрешности измерения, очень допустимому вторичному напряжению (1000В).
Выбор измерительных трансформаторов напряжения (ТН) делается по последующим условиям:
— выбор по первичному напряжению электроустановки
— по схеме соединения обмоток;
— классу точности;
— вторичной перегрузки.
Выбор и расчётная проверка трансформаторов тока в цепи 330 кВ трансформатора Т1-330/11 кВ.
За ранее по расчётным условиям установки принимается трансформатора элегазовый ТОГФ-330-II*-0,2S/0,5/10Р/10Р-200-400-800/5 УХЛ1.
Номинальное напряжение ТТ обязано соответствовать номинальному напряжению установки: Uн.ТТ=330= Uн.уст=330 (кВ)
Номинальный первичный ток должен быть может быть поближе к расчётному току присоединения.
Больший расчётный (утяжелённый) ток трансформатора:
Iутж = 244А
Избираем ТТ с шкалой переключаемых обмоток с номинальным первичным током 200-400-800А (принимаем ответвление I1.н= 400 А).
Для подключения токовых цепей измерительных устройств предусматривается две из восьми вторичных обмоток, обеспечивающая класс точности 0,2S (коммерческий учёт электроэнергии) и 0,5 (измерения тока и мощности), а для релейной защиты — обмотки класса точности 10Р.
Проверка на 10% полную погрешность токовых цепей РЗ по кривым предельных кратностей
Для токовых защит с независящей чертой выдержки времени кратность составит:
Кmax.1 = 1,1·Iп.о/I1.н (42)
где 1,1 — коэффициент, учитывающий повышение кратности первичного тока по сопоставлению с кратностью вторичного тока, вследствие 10% погрешности ТТ.
Кmax.1 =1,1·9820/400 = 27 (принимается ТТ с предельной кратностью 20)
Из кривых предельных кратностей ТТ находим Zн.доп.1=1,2 Ом (в классе точности 10Р) и Zн.доп.2=1,2 Ом (в классе 0,2S) — допустимое
Условие: Zн.расч<Zн.доп,
где Zн.расч -сопротивление вторичных цепей.
Определяем вторичную нагрузку. Сопротивление соединительных проводов:
rпр = l/j·S, (43)
где l — длина провода от ТТ до зажимов вторичных устройств, м;
S — сечение провода, мм2;
j — удельная проводимость для меди равна 57 м/(Ом*мм2).
Расчёт по (43)
rпр= 100/57*4,0=0,43 (Ом),
Для схемы соединения ТТ и реле защиты «звезда» вторичная перегрузка в более загруженных фазах А и С:
Zн.расч.1=2rпр+rр+rип+rконт, (44)
где rр — сопротивление аппаратуры РЗ (по каталогу), Ом;
rип — сопротивление измерительных устройств (по паспорту), Ом;
rконт- переходное сопротивление контактов, Ом.
Zн.расч.1=2·0,43+0,05+0,1+0,15=1,16 (Ом),
Условие: Zн.расч<Zн.доп.1 — производится: 1,16<1,2 (Ом)
Вывод: трансформаторы тока ТОГФ-330 удовлетворяют требованиям е<10%.
Проверка надёжной работы реле при наивысшем значении тока КЗ
Для определения наибольшей токовой погрешности fmax употребляется зависимость А=ш(f). Коэффициент А:
А=Кmax.1 /Кном , (45)
А=27 /20 =1,35
По графику А=ш(f) (рис. 12, /16/ для А=1,35 находим наивысшую токовую погрешность fmax=30% что меньше допустимых 80% для цифровых реле защиты.
Проверка по условию предотвращения небезопасных перенапряжений во вторичных цепях ТТ и защиты при наибольших значениях тока КЗ
Наибольшее вторичное напряжение:
U2.max=v2•kу•kmax•I2. ном•Zн.расч, (46)
где kу — ударный коэффициент тока КЗ (табл.45.5, /14/);
I2. ном — номинальный вторичный ток ТТ, А.
U2.max= v2•1,78•27•5•1,16=394(В)
Условие U2.max=394< U2.доп=1000 (В) производится.
Проверка по режиму трёхфазного недлинного замыкания
Трансформатор тока устойчив к тепловому действию токов КЗ при соблюдении условия: .
Трансформатор тока устойчив к динамическому действию токов КЗ при соблюдении условия: .
Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи генератора и в РУСН-6 кВ подобны приведённым для РУ-330 кВ и, для сокращения объёма текстовой части, не приводится.
Выбор трансформаторов напряжения внешной установки на шинах РУ-330 кВ.
Номинальное напряжение ТН обязано соответствовать номинальному напряжению установки:
Uн.ТН=330= Uн.уст=330 (кВ)
Номинальное напряжение вторичной обмотки Uн.2=100 В.
Схемы соединения обмоток и класс точности:
— «звезда с выведенной нейтралью» — первичная обмотка с емкостным делителем напряжения 330 кВ;
— «звезда» — вторичная обмотка учёта электроэнергии — 0,2S;
— «звезда» — вторичная обмотка для устройств РЗ и А, измерений — 0,5;
— «открытый треугольник» (фильтр 3U0) — РЗ и А — 3Р.
За ранее примем трансформатор напряжения ёмкостный типа НДЕ-330-У1.
Вторичная перегрузка складывается из мощности обмоток последующих устройств:
ЩП120 — цифровых ватт- и варметров — 2хSном=10ВА;
Н-348 и Н-344 — регистрирующие ваттметр и вольтметр — 2хSном=10ВА;
Е-849/1-6 — преобразователь активной и реактивной мощности — Sном=1,5ВА;
Е-855/1-М1 — преобразователь напряжения — Sном=1,2ВА;
ПСЧ-4ТМ.05Д — счётчик активной и реактивной электроэнергии -Sном=2,3ВА.
Цифровых реле защиты — 2хSном=10ВА.
Суммарная перегрузка вторичной обмотки составит S2У=65 ВА
(ВА), как следует мощность вторичной обмотки ТН выбрана правильно.
Выбор и проверка трансформаторов напряжения в цепи генератора и в РУСН-6 кВ подобны приведённым для РУ-330 кВ и, для сокращения объёма текстовой части, не приводится.
9.3 Выбор ошиновки распределительных устройств
Ошиновка современных распределительных устройств может производиться заводом-изготовителем электротехнического оборудованияи поставляться комплектно в собранном либо в готовом (узлами, блоками) к сборке виде. В таком случае выбор и проверка осуществляется по условиям, сформулированных для аппаратов. Ошиновка распределительных устройств также может производиться на месте монтажа. Таковая ошиновка разделяется по конструктивному выполнению на гибкую либо жёсткую. Это описывает порядок расчёта в согласовании с советами /13/.
Эластичная ошиновка производится нагим проводом с креплением на изоляторах и навесных гирляндах и применяется на открытых распределительных устройствах.
При проектировании нужно избрать марку провода и количество проводов на фазу, также подобрать количество изоляторов в гирляндах зависимо от механической перегрузки и степени загрязнения атмосферы.
С учётом необходимости сокращения площади РУ на ГАЭС проектом принимается жёсткая ошиновка комплектного блочного ОРУ-330 кВ, выполняемая из трубчатых дюралевых шин на изолирующих шинных опорах. Недлинные перемычки меж аппаратами, также ошиновка силовых трансформаторов производятся гибкими. Применение жёсткой ошиновки сберегает до 25% финансирования и 15% площади РУ.
Ошиновка цепи генераторов — комплектные экранированные токопроводы 20кВ.
Ошиновка РУСН-6 кВ — жёсткая, заходит в состав ячеек КРУ-6 кВ.
Выбор проводников ошиновки по нагреву током в длительном режиме осуществляется по условиям:
;
Для ошиновки ОРУ-330 кВ примем и набор жёсткой ошиновки марки ОЖК.330.3150 (ШНК-13600-330/3150УХЛ1; ШН-550-330/3150УХЛ1) с номинальным током 3150 и напряжением 330 кВ:
.
На спусках к аппаратам и в цепи блочных трансформаторов принимается обычный провод марки 2хАСКП-300/39:
Цепи 11 кВ генераторов Г1…Г4 и силовых трансформаторов Т1… Т2 производятся комплектным экранированным токопроводом ТЭНЕ-СЭЩ-20-12500-400У1:
.
Ошиновка комплектного распределительного устройства КРУ-СЭЩ-70-10, используемого в РУСН-6 кВ имеет последующие характеристики:
.
Проверка избранных проводников по режиму КЗ
Проверка комплектных ошиновки и шинопроводов осуществляется аналогично проверке аппаратов (см. раздел 1.8.1):
;
Проверка комплектной ошиновки РУ-330 кВ
;
— условиям проверки удовлетворяет.
Проверка комплектного шинопровода 11 кВ в цепи генераторов:
;
— условиям проверки удовлетворяет.
Тепловой импульс в точке К2 по (39)
Проверка токоведущих частей КРУ-10 кВ РУСН-6 кВ:
;
— условиям проверки удовлетворяет.
Тепловой импульс в точке К3 по (39)
Сечение проводников некомплекной ошиновки обязано быть не меньше мало допустимого, отвечающего тепловой стойкости Smin:
, (47)
где Ст — параметр по табл. 8.4. /13/.
Для участков РУ-330 кВ, выполненных гибким проводом:
, условие производится.
По электродинамической стойкости гибкие проводники, закреплённые на опорных изоляторах и выводах аппаратов, проверке не подлежат в виду того, что применяется гибкий провод, деформации которого под действием тока КЗ допустимы. Электродинамические действия на изоляторы комплектной ошиновки РУ-330 кВ от гибких перемычек учтены заводом-изготовителем в общем параметре тока электродинамической стойкости:
.
10 Оценка серьезных издержек на реализацию проекта
Для оценки серьезных издержек на данном шаге проектирования комфортно пользоваться укрупнёнными показателями цены.
Серьезные Издержки на реализацию проекта определяются по формулам:
K=KВЛ+KГАЭС, (48)
, (49)
, (50)
где — удельные капиталловложения в стройку ГАЭС, млн. руб./кВт/18/;
— укрупнённая стоимость строительства 1 км воздушной ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока),
млн.руб./км (табл.1, /17/) ;
— длина двухцепной ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 330 кВ на железных свободностоящих опорах, км.
Расчёт по (48)…(50):
(млн. руб);
(млн. руб);
K=308,65+12·103=12,309·103 (млн. руб.) ? 12,31( миллиардов. руб.)
Заключение
При проектировании рассмотрены местные условия для строительства ГАЭС, выбрано пространство строительства, технологическая схема, на основании анализа графика перегрузки энергосистемы Калининградской области выбрана установленная мощность, с учётом имеющейся схемы обычного режима энергосистемы выбрана точка присоединения к энергосистеме и схема выдачи мощности, разработаны главные решения по электротехнической части ГАЭС с применением унифицированных схем, современных серийно выпускаемых аппаратов. Конструктивное выполнение главной схемы предугадывает применение комплектных распределительных устройств, ошиновки, шинопроводов, поставляемых готовыми к сборке малогабаритными узлами и блоками, что дозволяет уменьшить сроки строительства, прирастить надёжность, уменьшить площадь стройки и элекропомещений, обеспечить удобство обслуживания. Выбор аппаратов и проводников выполнялся с учётом практики и методики проектирования подобных объектов, на основании работающих нормативных технических документов.
Главные технические решения проекта:
— выдача мощности по двум ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 330 кВ на узловую подстанцию
ПС О-1 «Центральная»;
— два укрупнённых блока 2х50 МВт с обратимыми гидрогенераторами;
— напряжение РУВН — 330 кВ, схема — «четырехугольник»;
— генераторное напряжение — 11 кВ, схема — блок «генератор-трансформатор»;
— напряжение РУСН — 6 кВ, схема — «одна секционированная выключатеелм система шин».
Перечень использованных источников
1. Гидроаккумулирующие электростанции / Бабурин Б.Л. [и др.] — М.: Энергия, 1978
2. Гидроэнергетические установки: Учебник для вузов / Щавелев Д.С. [и др.] — Л.: Энергоиздат, 1981
3. Географический атлас Калининградской области / гл. ред. Орлёнок В.В. — Калининград: Изд-во КГУ; ЦНИТ, 2002
4. Калининградская область. Общегеографическая карта. ФГУП «Балт АГП». 2014
5. Схема и программка многообещающего развития электроэнергетики Калининградской области на 2013-2018 годы. приложение к приказу Министерства развития инфраструктуры Калининградской области от 30 апреля 2013 года № 45
6. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020г.
распоряжение № 215-р от 22.02.2008г. Правительства Русской Федерации.
7. Гидравлические турбины [электрический ресурс]: ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) Силовые машинки — Режим доступа: HTTP://www.power-m.ru
8. Правила устройства электроустановок. — 7-е изд. — М.: НЦ ЭНАС, 2006.
9. СО 153-34.20.161-2003. Советы по проектированию технологической части гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций. — М.: НЦ ЭНАС, 2003
10. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электронная часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — М.: Энергоатомиздат, 1989
11. ГОСТ 14209-97 Управление по перегрузке силовых трансформаторов
12. Балаков Ю.Н. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов / Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. — 2-е изд. Стереотип. — М.: Издательский дом МЭИ. 2006
13. РД 153-34.0-20.527-98 Руководящие указания по расчёту токов недлинного замыкания и выбору электрооборудования. — М.: НЦ ЭНАС, 2006
14. Электротехнический справочник: в 4 т. Т.3. Создание, передача и распределение электронной энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. — М.: Издательство МЭИ, 2004
15. Электронная часть станций и подстанций / Васильев А.А. [и др.] — М.: Энергоатомиздат, 1991
16. Трансформаторы тока в схемах релейной защиты. — М.: НТФ «Энергопресс», 1998
17. Укрупнённые стоимостные характеристики линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ
18. Роль гидроэнергетики [электрический ресурс]: ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Русгидро» — Режим доступа: HTTP://www.rushydro.ru
Приложение 1
Технические данные генератора
Таблица 1 — Технические данные генератора
(данные табл. 2.2 /10/)
Наименование параметра
Тип
СВО-845/140-44Т
Номинальная частота вращения, о/мин
136,4
Номинальная мощность
Режим генератора, МВт
50
Режим мотора, МВт
55
Номинальное напряжение, кВ
11
Номинальный ток, кА
2,945
сosцН
0,9
ОКЗ
0,77
Статическая перегружаемость
1,7
Сопротивления, отн. ед.
X”d
0,18
X’d
0,26
Xd
0,77
Х2
—
Х0
—
Коэффициент полезного деяния, %
96,9
Схема соединения обмоток
Y
Число выводов
6
Возбудитель, тип
СТС(СТН)-375-800
Номинальное напряжение возбуждения Uf.ном, А
300
Номинальный ток возбуждения If.ном, А
800
Система возбуждения
тиристорная
приложение 2
Технические данные силовых трансформаторов
Таблица 1 — Технические данные силовых трансформаторов
(данные табл. 3.8 /10/)
Обозначение
Т1, Т2
Т3, Т4
Т5, Т6
Тип
ТРДЦН-
125000/330 У1
ТМ-6300/10 У1
ТМГ-1000/6 У1
Номинальная мощность, МВА
ВН
125
6,3
1
СН
—
—
—
НН
125
6,3
1
Номинальное напряжение
обмоток, кВ
ВН
347
11
6,3
СН
—
—
—
НН
11
6,3
0,4
Спектр регулирования РПН-авто
+/-6х2%
—
—
Утраты, кВт
Pх
125
7,4
2,45
Рк
380
46,5
11
Напряжение КЗ, %
uк.вн-нн
11
7,5
5,5
uк.нн-нн
28
—
—
uк.вн-сн
—
—
—
uк.сн-нн
—
—
—
ток холостого хода Iх, %
0,55
0,8
1,4
Схема и группа соединений
Ун/Д-Д-11-11
Д/Д-0
Д/Ун-11
приложение 3
Таблица 1 — Технические данные выключателей главной схемы
(данные каталогов ЗАО «Уралэлектротяжмаш», ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «ВО
«Электроаппарат», ЗАО «ГК «Электрощит», ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Контактор» )
Обозначение
Q1…Q4
Q6…Q8
Q9…Q11
QF1…QF3
Тип
ВГГ-УЭТМ-330II*-40/3150 У1
ВГГ-20-
90/6300 У2
ВВУ-П3-10-20/1600 У2
ВА50-45Про
ПРОТОН 25
Номинальное напряжение, кВ
330
20
10
0,69
Номинальный ток, А
3150
6300
1600
2500
Номинальный ток отключения, кА
40
90
20
65
Номинальное относит. содержание апериодической составляющей, %
47
40
40
40
Номинальный ток электродинамической стойкости, кА
102
230
50
100
Номинальный ток включения (действующее
40
90
20
65
Номинальный ток включения (амплитудное
102
230
50
143
Номинальный ток тепловой стойкости, кА
40
90
20
—
время протекания тока тепловой стойкости, с
3
3
3
—
Собственное время отключения, с
0,025
0,1
0,05
0,015
Полное время отключения, с
0,05
—
—
—
Приложение 4
Таблица 1 — Технические данные разъединителей главной схемы
(данные каталогов ЗАО «ЗЭТО)
Обозначение
QS1…QS8
QS9…Q20
Тип
РПГ-330/3150УХЛ1
РРТЗ-20/6300УХЛ3
Номинальное напряжение, кВ
330
20
Номинальный ток, А
3150
6300
Номинальный ток электродинамической стойкости, кА
160
200
Номинальный ток тепловой стойкости, кА
63
80
Время протекания тока тепловой стойкости, с
2
3
]]>