Проектирование электростанции. Разработка эксплуатационного специального задания "Самозапуск двигателей собственных нужд станции"

Размещено на http://www.allbest.ru/

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Проектирование электростанции. Разработка эксплуатационного специального задания "Самозапуск двигателей собственных нужд станции"



АННОТАЦИЯ

Пояснительная записка дипломного проекта содержит 22 рисунка, 30 таблиц , 15 источников.

Проект предусматривает разработку и эксплуатацию станции, выбор трансформаторов и трансформаторов связи между распределительными устройствами 330 кВ и 110 кВ.

Из двух вариантов выбрали более экономичный, в котором связь между распределительными устройствами осуществляется двумя автотрансформаторами связи.

Выбраны схемы электрических соединений, распределительных устройств и собственных нужд подстанции.

Расчет токов короткого замыкания произведен с применением информационных технологий.

Выбраны электрические аппараты и токоведущие части подстанции для заданных цепей по полным и номинальным параметрам.

Рассчитано заземляющее устройство ОРУ-330 кВ.

Разработано эксплуатационное специальное задание на тему: «Самозапуск двигателей собственных нужд станции».

В завершении произведен расчет основных технико-экономических показателей подстанции 330/110 кВ.



ВВЕДЕНИЕ

Стратегическими целями развития электроэнергетики являются:

обеспечение энергетической безопасности страны и регионов;

удовлетворение потребностей экономики и населения страны в электрической энергии (мощности) по доступным конкурентоспособным ценам, обеспечивающим окупаемость инвестиций в электроэнергетику;

обеспечение надежности и безопасности работы системы электроснабжения России в нормальных и чрезвычайных ситуациях;

инвестиционно-инновационное обновление отрасли, направленное на обеспечение высокой энергетической, экономической и экологической эффективности производства, транспорта, распределения и использования электроэнергии.

Ход реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 года в указанной сфере характеризуется следующим.

За прошедший период с начала реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 года в связи с более ускоренным развитием экономики страны спрос на электроэнергию рос более высокими темпами, чем прогнозировалось. В то же время ввод новых мощностей в электроэнергетике существенно отставал от прогноза, предусмотренного указанной стратегией, и не в полной мере удовлетворял потребности растущей экономики.

Для достижения стратегических целей развития электроэнергетики необходимо решить следующие основные задачи:

сбалансированное развитие генерирующих и сетевых мощностей, обеспечивающих необходимый уровень надежности снабжения электроэнергией как страны в целом, так и отдельных ее регионов;

дальнейшее развитие Единой энергетической системы России, в том числе за счет присоединения и объединения изолированных энергосистем;

расширенное строительство и модернизация основных производственных фондов в электроэнергетике (электростанции, электрические сети) для обеспечения потребностей экономики и общества в электроэнергии;

развитие конкурентных отношений на розничных рынках электроэнергии, обеспечение экономической обоснованности цен и тарифов на соответствующие товары и услуги;

опережающее развитие атомной, угольной и возобновляемой энергетики (включая гидроэнергетику), направленное на снижение зависимости отрасли от природного газа, а также на диверсификацию топливно-энергетического баланса страны;

расширенное внедрение новых экологически чистых и высокоэффективных технологий сжигания угля, парогазовых установок с высокими коэффициентами полезного действия, управляемых электрических сетей нового поколения и других новых технологий для повышения эффективности отрасли;

обеспечение живучести, режимной надежности, безопасности и управляемости электроэнергетических систем, а также необходимого качества электроэнергии;

развитие малой энергетики в зоне децентрализованного энергоснабжения за счет повышения эффективности использования местных энергоресурсов, развития электросетевого хозяйства, сокращения объемов потребления завозимых светлых нефтепродуктов;

разработка и реализация механизма сдерживания цен за счет технологического инновационного развития отрасли, снижения затрат на строительство генерирующих и сетевых мощностей, развития конкуренции в электроэнергетике и смежных отраслях, а также за счет создания государственной системы управления развитием электроэнергетики;

снижение негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду на основе применения наилучших технологий.

Перспективные уровни производства электроэнергии определяются ожидаемой динамикой внутреннего спроса на нее, которая будет существенно опережать рост спроса на первичные топливно-энергетические ресурсы. При этом темпы увеличения потребления электроэнергии будут определяться региональными стратегиями социально-экономического развития, в результате чего в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке они будут существенно выше, чем средние темпы по России.

Региональная структура генерирующих мощностей в соответствии с ожиданиями внутреннего спроса, требованиями обеспечения энергетической безопасности страны и повышения надежности электроснабжения будет формироваться следующим образом.

В европейской части России:

атомные электростанции с увеличением их доли в базовой части графика электрических нагрузок при синхронизации вводов новых блоков атомных электростанций с гидроаккумулирующими электростанциями;

тепловые электростанции с заменой газомазутных паросиловых энергоблоков на парогазовые и выводом из работы старого оборудования. Замена паросиловых на парогазовые установки будет поддержана мерами экономического характера, включая введение платы за выбросы углекислого газа и прямое запрещение использования устаревшего оборудования, не отвечающего современным технологическим и экологическим стандартам;

парогазовые, газотурбинные и модернизированные паротурбинные теплоэлектроцентрали разной мощности, в том числе блок-станции, работающие преимущественно на газе и отчасти на угле (там, где уголь является проектным топливом);

гидроаккумулирующие электростанции и газотурбинные установки для покрытия пиковой части графика нагрузок.

Настоящая Стратегия предусматривает особые направления перспективного развития для теплоэнергетики, атомной энергетики и гидроэнергетики, а также для Единой энергетической системы России и электросетевого комплекса.

Так, в теплоэнергетике будет реализовываться стратегическое направление опережающего развития угольных тепловых электростанций, особенно в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

В результате доля угля в потреблении топлива тепловыми электростанциями к концу третьего этапа реализации настоящей Стратегии увеличится соответственно с 26 до 34 - 36 процентов, а доля газа, наоборот, снизится с 70 до 60 - 62 процентов.

Энергетика, основанная на возобновляемых источниках энергии, будет развиваться в том числе в виде малых гидроэлектростанций, солнечных энергоустановок, геотермальных электростанций и теплоснабжающих установок, биоэнергетических и ветровых установок, мусоросжигающих и мусороперерабатывающих энергокомплексов в крупных городах. Возможно использование энергии приливов.

Производство тепла будет сосредоточено на теплоцентралях с уменьшением их роли в теплоснабжении за счет развития систем когенерации (газотурбинная установка с котлом-утилизатором) и автономных теплоснабжающих установок. В 2030 году доля тепла, производимого на теплоэлектроцентралях в системах централизованного теплоснабжения, уменьшится с 43 (2005 год) до 35 процентов. Эту нишу займут газотурбинные установки на теплоэлектроцентралях и автономные установки.

Таким образом, генерирующие мощности в 2030 году будут состоять из энергоустановок, работающих на передовых технологиях мирового уровня, позволяющих проводить их эффективную эксплуатацию.

Единая энергетическая система России будет развиваться как путем присоединения к ней ныне изолированных энергосистем и энергообъединений, так и путем развития межсистемных и внутрисистемных электрических сетей всех классов напряжений, в том числе для экспорта электроэнергии.

электростанция трансформатор распределительные



1. ВЫБОРГЕНЕРАТОРОВ

Исходя из того, что мощность станции КЭС - 2100 МВт выбираем семь генераторов типа ТГВ - 300 - 2УЗ /1, с. 76 - 78/.

Параметры генератора заносим в таблицу 1.

Таблица 1 - Технические данные генератора

Тип турбогенератора	Рном,МВт	Sном,МВА	Uном,кВ	сos	Iном,кА	X?ое
ТГВ-300-2У3	300	353	20	0,85	10,2	0,195



2. ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

С учетом количества выбранных генераторов распределяем их на напряжение 330 кВ и 110 Кв. Принимаем для первого варианта схему с шестью блоками на 330 кВ и одним - на 110 кВ.

Связь между распределительными устройствами 110 и 330 кВ осуществляется двумя автотрансформаторами связи.

Изображаем схему первого варианта

ост 240 МВт

W1-6 120 МВт W1-6

ОРУ-330кВ ОРУ-110кВ

АТ1

Т2 Т3 Т4 Т5 Т6 Т7 Т1

АТ2

G2 G3 G4 G5 G6 G7 G1

Рисунок 1 - Структурная схема первого варианта

Во втором варианте присоединяем к ОРУ 330 кВ все семь блоков

Изображаем структурную схему второго варианта.

240 МВт

ост W1-6 120 МВт W1-6

ОРУ-330кВ ОРУ-110кВ

АТ1

Т1 Т2 Т3 Т4 Т5 Т6 Т7

G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 АТ2

Рисунок 2 - Структурная схема второго варианта.

3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЁННЫХ СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ РАЗНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ

В соответствии с требованиями рекомендации норм технологического проектирования (НТП) принимаем схемы распределительных устройств, для чего определяем общее количество основных присоединений каждого распределительного устройства (РУ).

Первый вариант

ОРУ-330кВ: шесть блоков; шесть линий и два автотрансформатора связи: итого четырнадцать присоединений. Согласно рекомендации норм технологического проектирования (НТП) выбираем схему с двумя системами шин с тремя выключателями на два присоединения. Так как количество цепочек больше пяти, то сборные шины секционируем выключателем для увеличения надежности/2, с.343-344/.

Достоинства схемы: при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе, высокая надежность, гибкость, возможность опробования выключателя в рабочем режиме.

Недостатки схемы: отключение короткого замыкания на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей; удорожание конструкции РУ при нечётном числе присоединений; снижение надёжности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторов; усложнение цепей релейной защиты; увеличение количества выключателей в схеме.

ОРУ-110кВ: один блок; шесть линий и два автотрансформатора связи: итого девять присоединений. Согласно НТП принимаем схему две рабочие системы шин с обходной с отдельными ячейками обходного и шиносоединительного выключателей/2, с.341-342/.

Достоинства схемы: надежность, гибкость.

Недостатки схемы: повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений; большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ; необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Второй вариант

ОРУ-330кВ: семь блоков; шесть линий и два автотрансформатора связи. Итого пятнадцать присоединений. Согласно НТП принимаем схему с двумя системами шин с тремя выключателями на два присоединения. Так как количество цепочек больше пяти, то сборные шины секционируем/2, с.343-344/.

РУ-110кВ: шесть линий и два автотрансформатора связи. Итого восемь присоединений. Согласно НТП принимаем схему две рабочие системы шин с обходной с отдельными ячейками обходного и шиносоединительного выключателя/2, с.341-342/.



4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СТАНЦИИ

4.1 Выбор блочных трансформаторов

Определяем расход собственных нужд. Так как топливо каменный уголь, то процент отчисления на собственные нужды берём из /1,с. 20 таблица 1.17/Рсн%= 8%

Определим мощность собственных нужд одного блока Рсн, МВт:

Р_снG = ( Р_сн% Р_номG)/100% , (4.1)

где Р_сн% - процентное содержание собственных нужд, зависящее от вида топлива, %;

Р_номG - номинальная мощность генератора, МВт.

Р_снG = (8 300)/100 = 24 МВт

Определяем расчетную мощность блочного трансформатора, S_{расч бл.тр}, МВА:

S_{расч бл. тр}= (Р_номG- Р_сн)/cos, (4.2)

где cos - коэффициент мощности генератора.

S_{расч бл. тр}.= (300 - 24)/0,85 = 324,7 МВА

По справочнику принимаем блочные трансформаторы типа ТДЦ-400000/330; ТДЦ-400000/110 /1,с. 146-147,157,160/.

Т а б л и ц а 2 - Технические данные блочных трансформаторов.

Кол-во1в/2в	Тип трансформатора	Sном, МВА	Uном, кВ	Uк, %	Ркз кВт	Рхх кВт	Расч. стоимость, тыс. руб.
			ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
1/0	ТДЦ-400000/110	400	121	-	20	-	10,5	-	900	320	373
6/7	ТДЦ-400000/330	400	347	-	20	-	11,5	-	790	300	398,5

4.2 Выбор автотрансформаторов связи

Первый вариант

Рассчитываем перетоки мощности через автотрансформаторы связи в следующих режимах.

Максимальный режим (S_макс):

S_макс= (Р_номG - Р_макс110 - Р_снG)/ cos (4.3)

где Sмакс - нагрузка в максимальном режиме, МВА;

Р_макс110 - максимальная нагрузка линий.

S_макс= (300 - 270 - 24)/0,85= 7,06 МВА

Минимальный режим(Sмин):

S_мин= (Р_номG - Р_мин110 - Р_снG)/ cos (4.4)

где S_мин - нагрузка в минимальном режиме, МВА;

Р_мин110 - минимальная нагрузка линий

S_мин = (300 - 180 - 24)/0,85 = 112,94 МВт

Ремонтный режим (S_рем)

S_рем= (Р_номG - Р_макс110 - Р_снG)/ cos (4.5)

где S_рем - нагрузка в ремонтном режиме, МВА;

S_рем = (0 - 270 - 0)/0,85= -317,65 МВА

Рассчитываем мощность автотрансформатора связи S_АТ, МВА:

S_{АТ расч} = S_наиб /1,4, (4.6)

где S_наиб - наибольшая мощность из мощностей трёх режимов, МВА;

S_{АТ расч} = 317,65/1,4 = 226,89 МВА

Принимаем четыре автотрансформатора связи типа АТДЦТН-125000/330/110 /1, с. 157,160 таблица 3.8/, данные автотрансформатора связи сносим в таблицу 3.

Т а б л и ц а 3 - Каталожные данные автотрансформатора связи.

Тип автотрансформатора	Sном, МВА	Uном, кВ	Uк, %	Ркз кВт	Рхх кВт	Расч. стоимость, тыс. руб.
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н	В-С	В-Н	С-Н
АТДЦТН-125000/330	125	330	115	38,5	10	35	24	345	240	210	100	238,5

Второй вариант

Для выбора автотрансформатора связи рассчитываем перетоки мощности в трех режимах.

Максимальный режим

S_макс = - Р_макс110 / cos = - 270/0,85 = 317,65 МВА

Минимальный режим

S_мин = - Р_мин110 / cos = - 180/0,85 = 211,76МВА

Ремонтный режим

S_рем = - Р_макс110 / cos = - 270/0,85 = 317,65 МВА

Рассчитываем мощность автотрансформатора связи S_АТ, МВА:

S_{АТ расч} = S_наиб /1,4 = 317,65/1,4 = 226,9 МВА

Принимаем четыре автотрансформатора связи типа АТДЦТН -125000/330/110 /1,с. 157,160/. Каталожные данные автотрансформатора связи записаны в таблицу 3.



5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ

Первый вариант.

Максимальную нагрузку потребителя на напряжении 330кВ, Рмакс330, МВт определяем по формуле:

Р_макс330 = Р_ст - Р_сн - Р_макс110, (5.1)

где Р_ст - мощность станции, МВт;

Р_сн - мощность собственных нужд станции, МВт.

Р_макс330= 2100 - 7 24 - 240 = 1662 МВт.

Продолжительность работы станции Тст, ч, определяем по формуле:

Т_ст = (Р_макс330Т_макс330 +Р_макс110Т_макс110)/(Р_макс330+_{Рмакс110}), (5.2)

где Т_ст - продолжительность использования максимальной нагрузки, ч;

Т_макс330- продолжительность использования максимальной нагрузки на шинах 330 кВ, ч;

Т_макс110- продолжительность использования максимальной нагрузки на шинах 110 кВ, ч.

Т_ст= (1662 6100 + 270 5000)/(1662 + 270) = 5946 ч

Продолжительность максимальных потерь , ч, определяется по кривой /2,с. 328, рисунок 5.5/ в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки.

При Т_ст = 5946 ч _ст = 4600 ч

Потери мощности в блочных трансформаторах W, кВтч, определяем по формуле:

W= Р_ххТ + Р_к (S_{расч бл.тр}/S_ном)² _ст; (5.3)

где Р_хх - потери мощности холостого хода, кВт;

Р_к - потери мощности короткого замыкания, кВт;

S_{расч.бл.тр} - расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВА;

Т- продолжительность работы трансформатора (обычно принимают Т= 8760 ч);

- продолжительность максимальных потерь, ч

W₁₁₀ = 320 8760 + 900 (324,7/400)² 4600 = 5535600 кВт ч

W₃₃₀ = 300 8760 + 790 (324,7/400)² 4600 = 5026440 кВт ч

Потери мощности в автотрансформаторе связи W_АТ, кВтч, определяем по формуле:

W_АТ= Р_ххТ + Р_кв (S_макс,в/S_{ном т})² _в + Р_кс (S_макс,с/S_{ном т})² _с, (5.4)

где S_макс - расчётная (в максимальном режиме)нагрузка автотрансформатора;

Р_кв и Р_кс - потери мощности короткого замыкания обмотки ВН и СН, кВт.

W_АТ1= 100 8760+172,5(7,06/4125) 4800+172,5(7,06/4125) 3500 =890359 кВтч



Определим суммарные годовые потери электроэнергии для первого варианта:

W₁= 4 W_АТ + W₁₁₀ + 6 W₃₃₀ , (5.5)

W₁= 4 890359+ 5535600 + 6 5026440 = 39255,7 10 ³ кВт ч

Определим стоимость годовых потерь первого варианта Сп1, тыс.руб., по формуле:

С_п1= W₁ , (5.6)

где - стоимость 1 кВт ч потерь электроэнергии, 1,75 руб./(кВт ч).

С_п1= 1,75 39255,7 10 ³ = 68697,5 тыс.руб.

Второй вариант

Потери мощности в автотрансформаторе связи W_АТ, кВт ч, определяем по формуле (5.4):

W_АТ2=1008760+172,5(317,6/4125)4800+172,5(317,6/4125)3500=1735050 кВтч

Определим суммарные годовые потери для второго варианта:

W₂= 4 W_АТ + 7 W₃₃₀ , (5.7)

W₂= 4 1735050 + 7 5026440 = 42125,310 ³ кВтч



Определим стоимость годовых потерь второго варианта Сп2, тыс.руб., по формуле:

С_п2= W₂ (5.8)

С_п2= 1,75 42125,310 ³ = 56148,81 тыс.руб.

Определяем годовые эксплуатационные издержки, И, тыс.руб., по формуле:

И= (Р_отч% К)/100 + С_отч, (5.9)

где Р_отч% - отчисления на амортизацию и обслуживание /2, с.549 таблица 10.2/, принимаем равным 6,4%;

К-капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс.руб.

И1= (Р_отч% К₁)/100 + С_отч 1= (6,4 331735,1)/100 + 68697,5 = 89928,5 тыс.руб.

И2= (Р_отч% К₂)/100 + С_отч2 = (6,4 340925,2)/100 + 73719,3= 95538,5 тыс.руб.

Определяем приведенные затраты З, тыс.руб. по формуле:

З= р_н К + И, (5.10)

где р_н= 0,12-нормативный коэффициент экономической эффективности.

З1= р_н К1 + И1 = 0,12 331735,1 + 89928,5 = 129736,7 тыс.руб.

З2= р_н К2 + И2 = 0,12 340925,2 + 95538,5 = 136449,5 тыс.руб.

Определяем расчетную стоимость трансформаторов и автотрансформаторов С_расч, тыс.руб., по формуле:

С_расч= С_зав К1 К2, (5.11)

где С_зав - заводская стоимость трансформатора, тыс.руб.;

К1 - коэффициент для пересчета заводской стоимости к расчетной /2, с.550 таблица 10.3/;

К2 - коэффициент удорожания оборудования, на 01.01.2010 г. принимаем равным 35.

С_расч110 = 373 1,5 35 = 19582,5 тыс.руб.

С_расч330 = 398,5 1,35 35 = 18829,1 тыс.руб.

С_расчАТ = 238,5 1,4 35 = 11686,5 тыс.руб.

Определяем стоимость ячеек ОРУ - 330 кВ и ОРУ - 110 кВ

С_расч= С_{зав яч} К2, (5.12)

где С_зав - заводская стоимость ячейки ОРУ, тыс.руб.

С_{расч ОРУ-110}= 46,3 35 = 1620,5 тыс. руб.

С_{расч ОРУ-330}= 165,2 35 = 5782 тыс. руб.

Проводим сравнение двух вариантов схем

% = (З₂ - З₁) 100/ З₂ = (136449,5 - 129736,1) 100/136449,5 = 4,9 %

Для дальнейшего расчета принимаем первый вариант.

Результаты расчетов сводим в таблицу 4.

Т а б л и ц а 4 - Технико-экономическое сравнение вариантов

Наименование оборудования	Стоимость единицы тыс.руб.	I вариант	II вариант
		Коли-чество	Общая стоимость тыс.руб.	Коли- чество	Общая стоимость тыс.руб.
ТДЦ-400000/110	19582,5	1	19582,5	-	-
ТДЦ-400000/330	18829,1	6	112974,6	7	131803,7
АТДЦТН-125000/330/110	11686,5	4	46746	4	46746
Ячейка ОРУ-330кВ	5782	23	132986	25	144550
Ячейка ОРУ-110кВ	1620,5	12	19446	11	17825,5
Капитальные затраты, К, тыс. руб.	-	-	331735,1	-	340925,2
Стоимость потерь, Сп, тыс. руб.	-	-	68697,5	-	73719,3
Издержки, И, тыс. руб.			89928,5		95538,5
Затраты, З, тыс. руб.			129736,7		136449,5



6. ВЫБОР СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД (СН) И ТРАНСФОРМАТОРОВ СН

При выборе используем /5, с. 130-131/. Собственные нужды блоков 6 кВ получают питание от блочных трансформаторов с.н., подключаемых на ответвлении между генератором и силовым трансформатором. Каждый блок имеет две секции с.н. напряжением 6 кВ( так как мощность генератора 300 МВт, а это больше 160 МВт).

Резервирование питания секций осуществляется автоматически от спаренных резервных магистралей 6 кВ, получающих питание от резервных трансформаторов.

Так как блоков 7, то резервных трансформаторов с.н. принимаем три: причём один - подключается к сети более низкого из повышенных напряжений - 110 кВ; второй - к третичным обмоткам автотрансформаторов связи, а третий - не подключается, но готов к транспортировке и включению в работу.

Определяем мощность рабочего трансформатора собственных нужд Sтсн, МВА, по формуле:

S_тсн= Р_{сн макс} К_с, (6.1)

где К_с - коэффициент спроса установок собственных нужд

S_тсн= 24 0,9 = 21,6 МВА.

Принимаем рабочий ТСН типа ТРДНС-25000/35 /1,с.130-131 таблица3.4/. Данные трансформаторов сносим в таблицу 6.

Мощность резервных ТСН принимаем на порядок выше мощности рабочего ТСН. Один резервный трансформатор собственных нужд (РТСН), который присоединяется к обмоткам НН автотрансформаторов связи типа ТРДНС-32000/35 /3, с.144 таблица3.5/, а другой к шинам 110кВ типа ТРДН-40000/110 /3, с.148-149 таблица3.6/. Данные трансформаторов сносим в таблицу 5.

Т а б л и ц а 5 - Технические данные рабочих и резервных ТСН.

Тип трансформатора	Sном, МВА	Uном, кВ	Uк, %	Рк, кВт	Рх, кВт
		ВН	НН
ТРДНС-25000/35	25	20	6,3-6,3	10,5	25	115
ТРДНС-32000/35	32	36,75	6,3-6,3	12,7	29	145
ТРДН-40000/110	40	115	6,3-6,3	10,5	36	170

Рисунок 3 - Упрощенная главная схема оптимального варианта с С.Н.



7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

ПС 2х63

80 км 70км РЭС2

S 110 Кв

^~ 40 км 4х100 МВт

S_c= 1000МВА 50 км

X_c=0.3 100 км

КЭС-2100МВт

250 км 330 Кв 60 км

ГЭС4 ПС

300км 4х500 МВт 300 км 200 км 2х12.5 МВ А

РЭС3 4х300 МВт

~

Рисунок 4 - Расчетная схема энергосистемы.

Технические данные оборудования:

РЭС2: генератор типа ТВФ-100-2,

трансформатор типа ТДЦ-125000/110

S_номG= 125 МВА; Х”d= 0,191;

S_номТ= 125 МВА; uк%= 10,5 %.

ГЭС4: генератор типа СВФ-1690/175-64,

трансформатор типа ТЦ-630000/330

S_номG= 590 МВА;

Х”d= 0,3;

S_номТ= 630 МВА;

uк%= 11,5 %.

РЭС3: генератор типа ТГВ-300-2У3,

трансформатор типа ТДЦ-400000/330;

S_номG= 353 МВА;

Х”d= 0,195; S_номТ= 400 МВА;

uк%= 11,5%.

Расчет ведем в относительных единицах. Принимаем базисную мощность S_б=1000МВА;

Составляем схему замещения энергосистемы

2/1,94 7/1,69

РЭС2

10/1,53 14/0,84

С 1/0,3

5/0,97 6/0,97

3/1,21 13/1,53 17/0,84

4/1,21 8/2,42 4х100 МВт

9/2,42

КЭС 2100

18/0,55

42/0,69

ГЭС4

37/0,18 33/0,6 41/0,69 19/0,55

23/0,83 22/0,83

32/0,83 20/0,55

40/0,18 36/0,6 21/0,55

4х500 МВт

24/0,55 27/0,55

28/0,29 31/0,29

РЭС3 4х300 МВт

Рисунок 5 - Схема замещения

Определяем сопротивление генераторов Хг, по формуле:

Хг= (Х”d Sб)/ SномG, (7.1)

где Х”d - сверхпереходное сопротивление генератора;

Sб - базисная мощность;

SномG - полная номинальная мощность генератора, МВА

Х1 = 0,3(1000/1000)= 0,3

Х10,11,12,13 = (0,191 1000)/125 = 1,53

Х24,25,26,27 = (0,195 1000)/353 = 0,55

Х33,34,35,36 = (0,3 1000)/500 = 0,6

Определяем сопротивление трансформаторов Хт, по формуле:

Хт= (uк%/100) (Sб/ SномТ), (7.2)

где uк% - напряжение короткого замыкания, %.

Х14,15,16,17 = (10,5/100) (1000/125) = 0,84

Х28,29,30,31= (11,5/100) (1000/400) = 0,29

Х37,38,39,40= (11,5/100) (1000/630) = 0,18

Определяем сопротивление линий Хл, по формуле:

Хл= (Худ l Sб)/ U²ср, (7.3)

где Худ -индуктивное сопротивление линии на 1км длины, принимаем Худ= 0,32

Ом/км для U =330 кВ; Худ =0,4 Ом/км для U =110 кВ/1,с.130/;

l - длина линии, км;

Uср - среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ.

Схема приняла вид

2/1,94 7/1,69

1/0,3 47/0,49 43/0,59

С РЭС2

46/0,6 48/1,21

КЭС - 2100

52/0,35

45/0,2

ГЭС4 54/0,24

32/0,83

44/0,21

РЭС3

Рисунок 6 - Схема замещения

Преобразуем звезду Х₅₂, Х₃₂, Х₄₅ в треугольник Х₅₅, Х₅₆, Х₅₇

Х55= Х45+ Х52+(Х45 Х52)/ Х32 = 0,2+ 0,35+ (0,2 0,35)/0,83 = 0,63

Х56= Х45+ Х32+(Х45 Х32)/ Х52 = 0,2+ 0,83+ (0,2 0,83)/ 0,35 = 1,52

Х₅₇= Х₅₂+ Х32+(Х52 Х32)/ Х45 =0,32 + 0,83+ (0,32 0,83)/ 0,2 = 2,5

Преобразуем звезду Х₂, Х₁, Х₄₆, в треугольник Х₅₈, Х₅₉, Х₆₀

Х58= Х1+ Х2+(Х1 Х2)/ Х46 = 0,3+ 1,94 + (0,3 1,94)/ 0,6 = 3,21

Х59= Х1+ Х46+(Х1 Х46)/ Х2 = 0,3+ 0,6+ (0,3 0,6)/ 1,94 = 0,99

Х60= Х2+ Х46+(Х2 Х₄₆)/ Х1 = 1,94+ 0,6+ (1,94 0,6)/ 0,3 = 6,41

Преобразуем звезду Х₇, Х₄₃, Х₄₈, в треугольник Х₆₁, Х₆₂, Х₆₃

Х61= Х7+ Х43+(Х7 Х43)/ Х48 = 1,69+ 0,59+ (1,69 0,59)/1,21 = 3,11

Х62= Х48 +Х43+(Х48 Х43)/ Х7 = 1,21+ 0,59+ (1,21 0,59)/ 1,69 = 2,22

Х63= Х₇+ Х48+(Х7 Х48)/ Х43 = 1,69 + 1,21+ (1,69 1,21)/ 0,59 = 6,36

Схема приняла вид

58/3,21 61/3,11

С 60/6,41 63/6,36 РЭС2

59/0,99 62/2,22

КЭС-2100МВт

55/0,63

ГЭС4

57/2,5 54/0,24

56/1,52

44/0,21

РЭС3

Рисунок 7 Схема замещения

Х₆₄= Х₅₇//Х₅₄= (Х₅₇ Х₅₄)/(Х₅₇+ Х₅₄)= (2,5 0,24)/(2,5+0,24)= 0,22

Х₆₅= Х₆₀//Х₆₃= (Х₆₀ Х₆₃)/(Х₆₀+Х₆₃)= (6,41 6,36)/(6,41+6,36)= 3,19

Схема приняла вид



С РЭС2

2 2

58/3,21 61/3,11

С РЭС2

2 2

65/3,19

59/0,99 62/0,22

КЭС 2100

55/0,63

ГЭС4 64/0,22

ГЭС4 2

2 56/1,52

44/0,21

РЭС3

Рисунок 8 - Схема замещения

Х₆₆ = (Х₅₈ Х₆₁)+ (Х₅₈+ Х₆₁) = + Х₆₅ = (3,21 3,11)+ (3,21+ 3,11) + 3,19 = 4,77

Х₆₇= 1/(1/Х₅₉)+(1/Х₆₆)+(1/Х₆₂) = 1/(1/0,99)+(1/4,77)+(1/2,22) = 0,6

Х₆₈= (Х₅₆Х₄₄)/(Х₅₆+Х₄₄)+ Х₆₄= (1,52 0,28)/(1,52+0,28) +0,22 = 0,49

Х₆₉= (Х₅₅ Х₆₈)/(Х₅₅+Х₆₈)= (0,630,49)/(0,63+0,49) = 0,28

Схема приняла вид



С+РЭС2

110 кВ 67/0,6

КЭС-2100МВт

330 кВ 69/0,28

ГЭС4+РЭС3

Рисунок 9 - Окончательная схема преобразования системы

Составляем схему замещения станции

ГЭС4+РЭС3 С+РЭС2

69/0,28 67/0,6

К1 110 кВ

76/0,84 77/ 0

330 Кв 74/0,26

70/0,29 71/0,29

К2

72/0,55 73/0,55 75/0,55

78/1,96

G₂ G₃ G₄ G₅ G₆ G₇ G₁

Рисунок 10 - Схема замещения станции

Определяем сопротивление трансформаторов Хт, по формуле (7.2):

Х70-71= (uк%/100) (Sб/ SномТ) = (11,5/100) (1000/400) = 0,29

Х74= (uк%/100) (Sб/ SномТ) = (10,5/100) (1000/400) = 0,26

Определяем сопротивление генераторов Хг, по формуле (7.1):

Х72,73,75 = (Х”dSб)/ SномG = (0,195 1000)/353 = 0,55

Определяем сопротивление автотрансформатора.

Определяем сопротивление обмотки высокого напряжения Хтв, % по формуле:

Хтв%= 0,5 (UкВ-Н + UкВ-С - UкС-Н), (7.4)

где UкВ-Н - напряжение короткого замыкания между обмотками высокого и низкого напряжения, %;

UкВ-С - напряжение короткого замыкания между обмотками высокого и среднего напряжения, %;

UкС-Н - напряжение короткого замыкания между обмотками среднего и низкого напряжения, %;

Хтв%= 0,5 (35 + 10 - 24) = 10,5%

Определяем сопротивление обмотки среднего напряжения Хтс, % по формуле:

Хтс%= 0,5 (UкВ-С + UкС-Н - UкВ-Н), (7.5)

Хтс%= 0,5 (10 + 24 - 35) = -0,5 0%

Определяем сопротивление обмотки низкого напряжения Хтн, % по формуле:

Хтн%= 0,5 (UкВ-Н + UкС-Н - UкВ-С), (7.6)

Хтн%= 0,5 (35 + 24 - 10) = 24,5 %

Х76= (Хтв%/100) (S_б/ SномАТ) = (10,5/100) (1000/125) = 0,84

Х77= (Хтс%/100) (S_б / SномАТ) = (0/100) (1000/125) = 0

Х78= (Хтн%/100) (S_б/ SномАТ) = (24,5/100) (1000/125) = 1,96

Преобразуем схему к точке К1, U = 330 кВ

Х79= (Х70 + Х72)/6 = (0,29 + 0,55)/6 = 0,14

Х80 = Х₇₅ + Х₇₄ = 0,55 +0,26 = 0,81

Х81 = Х76/2 = 0,84/2 = 0,42

Схема приняла вид

Рисунок 11 - Схема замещения

Х82= (Х80 Х67)/(Х80 + Х67) + Х81 = (0,81 0,6)/(0,81 + 0,6) + 0,42 = 0,77

Схема приняла вид

ГЭС4+РЭС3

69/0,23

G_2-7 79/0,14 К1 82/0,77 G1+ С+РЭС2

Рисунок 12 - Схема замещения для точки К1

Х83= (Х69 Х82)/(Х69 + Х83) = (0,28 0,77)/(0,28 + 0,77) = 0,21



Схема приняла вид

ГЭС4+РЭС3+G₁+ 83/0,21 К1 79/0,14

РЭС2+ ТЭЦ1 G2-7

Рисунок 13 - Схема замещения для точки К1

Рассчитываем токи короткого замыкания

Точка К1, U=330кВ

Определяем значение базисного тока для точки К1 Iб, кА, по формуле:

Iб= Sб/3 Uср.кз, (7.7)

где Uср.кз - среднее напряжение КЗ.

Iб= 1000/3 340 = 1,7 кА

Рассчитываем токи по лучам

Луч G2-7

Определяем ток периодический для нулевого момента времени Iпо, кА по формуле:

Iпо= (Е” Iб)/Хрез, (7.8)

где Х_рез - сопротивление луча;

Е” - относительная сверхпереходная ЭДС, принимаем Е”=1,13 /1,с.130 таблица3.4/

Iпо= (Е” Iб)/Х79 = (1,13 1,7)/0,14 = 13,7 кА

Определяем ударный ток iуд, кА, по формуле:

iуд = 2 Iпо Ку, (7.9)

где Ку - ударный коэффициент, принимаем Ку= 1,97, Та=0,32 с /1, с.150 таблица3.8/

iуд = 2 Iпо Ку = 2 13,7 1,97 = 38,05 кА

Суммарная номинальная мощность Sном, МВА, определяется по формуле:

Sном = SномG_2-7 , (7.10)

Sном = 6 353 = 2118 МВА

Определяем ток номинальный суммарный Iном, кА, по формуле:

Iном = Sном /3 Uср.кз, (7.11)

Iном = 2118/3 340 = 3,6 кА

Определяем отношение тока периодического нулевого к току номинальному суммарному по формуле:

Iпо/Iном, (7.12)

Iпо/ Iном = 13,7/3,6 =3,81

Луч ГЭС4+РЭС3+G₁+C+РЭС2

Определяем ток периодический для нулевого момента времени Iпо, кА по формуле (7.8):

Iпо= (Е” Iб)/Х83 = (1 1,7)/0,21 = 8,1 кА

Принимаем Е”=1, /1,с.130 таблица3.4/

Определяем ударный ток iуд, кА, по формуле (7.9):

iуд = 2 Iпо Ку= 2 8,1 1,78 = 20,33 кА

Принимаем Ку = 1,78, Та = 0,04 с /1, с.150 таблица3.8/

Суммарная номинальная мощность Sном, МВА, определяется по формуле:

Sном = SномG1 + Sном ГЭС4 + SномРЭС3 + SномС+ SномРЭС2, (7.13)

Sном = 353 + 4 235,35 + 5353+ 278,75+ 378,75+ 2 125 = 3702,95 МВА

Определяем ток номинальный суммарный Iном, кА, по формуле (7.10):

Iном = Sном /3 Uср.кз = 3702,95/3 340 = 6,3 кА

Определяем отношение тока периодического нулевого к току номинальному суммарному по формуле (7.11):

Iпо/ Iном = 8,1/6,3 = 1,29



Преобразуем схему относительно точки К2 ,U = 20 кВ

G1+ ГЭС4+РЭС3+С+РЭС2

83/0,21

70/0,29 71/0,29

К2 20 кВ

72/0,55 73/0,55

G2 G3 G4 G5 G6 G7

Рисунок 14 - Схема замещения для преобразования станции к точке К2

Х84 = (Х70 + Х71)/5 = (0,55 + 0,29)/5 = 0,17

Схема приняла вид

G1+ ГЭС4+РЭС3+С+РЭС2 83/0,21

84/0,17 71/0,29 К2

G_2-6 73/0,55

Рисунок 15 - Схема замещения

Х85 = (Х84 Х83)/( Х84 + Х83) + Х71 = (0,17 0,21)/( 0,17 + 0,21) +0,29 = 0,4

Схема приняла вид



ГЭС4+РЭС3+С+ К2

РЭС2+G_1-6 85/0,4 73/0,55 G₇

Рисунок 16 - Схема замещения для точки К2

Рассчитываем токи короткого замыкания

Точка К2, U = 20кВ

Определяем значение базисного тока для точки К2 Iб, кА, по формуле (7.7):

Iб= Sб/3 Uср.кз = 1000/3 20 = 28,9 кА

Рассчитываем токи по лучам

Луч G7

Определяем ток периодический для нулевого момента времени Iпо, кА по формуле (7.8):

Iпо1= (Е Iб)/Х73 = (1,13 28,9)/0,55 = 59,37 кА

Определяем ударный ток iуд, кА, по формуле (7.9):

iуд = 2 Iпо Ку = 2 59,37 1,981 = 165,8 кА

Принимаем Ку= 1,981, Та=0,54 с /1, с.149 таблица 3.7/

Суммарная номинальная мощность Sном1, МВА, определяется по формуле:

Sном1 = SномG7 (7.14)

Sном1= 353 МВА

Определяем ток номинальный суммарный Iном1, кА, по формуле (7.10):

Iном1 = Sном1 /3 Uср.кз = 353/3 20 = 10,2 кА

Определяем отношение тока периодического нулевого к току номинальному суммарному по формуле (7.11):

Iпо1/ Iном1 = 59,37/10,2 = 5,8

Луч G1-6 ,ГЭС4, РЭС3,С,РЭС2

Определяем ток периодический для нулевого момента времени Iпо, кА по формуле (7.8):

Iпо2= (Е” Iб)/Х85 = (1 28,9)/0,4 = 72,25 кА

Принимаем Е”=1, /1,с.130 таблица3.4/

Определяем ударный ток iуд, кА, по формуле (7.9):

iуд = 2 Iпо Ку= 2 72,25 1,905 = 194,06 кА

Принимаем Ку= 1,905, Та=0,12 с /1, с.150 таблица3.8/

Суммарная номинальная мощность Sном2, МВА, определяется по формуле:

Sном2 = SномG1-6 + Sном ГЭС4 + SномРЭС3 + SномС+ SномРЭС2, (7.15)

Sном2 = 6353+578,75+5353+378,75+4 235,3+2125 = 5467,95 МВА

Определяем ток номинальный суммарный Iном2, кА, по формуле (7.10):

Iном2 = Sном /3 Uср.кз = 5467,95 /3 20 = 158,03 кА

Определяем отношение тока периодического нулевого к току номинальному суммарному по формуле (7.12):

Iпо2/ Iном2 = 72,25/158,03 = 0,45

Расчет токов короткого замыкания сводим в таблицу 6.

Т а б л и ц а 6 - Сводная таблица расчета токов короткого замыкания

Точка КЗ	Наимено- вание луча	Sном, МВА	Iном, кА	Iпо, кА	iуд, кА	Та, с	Ку	Iпо/ Iном
К1 330кВ	G2-7	2118	3,6	13,7	38,05	0,32	1,97	3,81
	Система	3702,95	6,3	8,95	22,46	0,04	1,78	1,92
	Итого	5820,95	-	22,62	60,51	-	-	-
К2 20кВ	G7	353	10,2	59,37	165,8	0,54	1,981	5,8
	Система	5467,95	158,03	72,25	194,06	0,12	1,905	0,45
	Итого	5820,95		131,62	359,86



8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И

ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ ДЛЯ ЗАДАННЫХ ЦЕПЕЙ

8.1 Выборвыключателяна330кВ

Допустимо производить выбор выключателя по важнейшим параметрам:

напряжению установки:

U_уст U_ном

330 кВ = 330 кВ

длительному допустимому току наиболее мощного присоединения, в нашем случае блока генератор-трансформатор:

I_макс I_ном

I_норм I_ном

где I_норм - наибольший ток нормального режима, А;

I_макс - наибольший ток послеаварийного режима или ремонтного режима, А.

Iнорм=Iмакс= SномG/(3 Uном), кА (8.1)

Iнорм=Iмакс = 353/3330 = 0,618 кА = 618 А

Предварительно принимаем выключатель типа ВВД-330Б-40/3150У1 /3, с.238-239/. Данные в таблице 7.



Т а б л и ц а 7 - Каталожные данные выключателя

Тип	Uном, кВ	Iном, А	Iном.отк. кА	, %	Iдин, кА	iдин, кА	Iтер/ tтер	tов, с	tос, с
ВГГ-330Б	330	3150	40	47	40	102	40/3	0,05	0,025

Проверка выключателя:

по току:

I_норм=I_макс = 618 А I_ном = 3150 А

по отключающей способности на симметричный ток отключения

Iп Iотк.ном,

где I_п - ток периодический для момента времени , кА;

Iотк.ном = 40 кА - номинальный ток отключения выключателя.

Определяем ток периодический для момента времени , Iп, кА по формуле:

Iп=пIпо, (8.2)

где п - определяется по отношению Iпо/Iном, с помощью кривых /1, с.152 рисунок3.26/;

- расчетное время, требуемое для определения тока короткого замыкания, с.

=tр.з.min + tсв, (8.3)

где tр.з.min = 0,01 с - минимальное время действия релейной защиты;

tсв = 0,06 с - собственное время отключения выключателя /2, с.238 таблица5.2/.

= tр.з.min + tсв = 0,01 + 0,025 = 0,035 с

Луч система Iпо/Iном = 1,29 п1 = 0,98

Iп1= п1 Iпо1 = 0,98 8,1 = 7,94 кА

Луч G₂-G₇ Iпо/Iном = 3,81 п2= 0,88

Iп2= п2 Iпо2 = 0,88 13,7 = 12,06 кА

Iп= Iп1 + Iп2 = 7,94 + 12,06 = 20 кА

Iп= 20 кА Iотк.ном = 40 кА

на возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:

iа iа ном , (8.4)

где iа - апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов, кА;

iа ном - номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , кА.

Определяем апериодическую составляющую тока короткого замыкания в момент расхождения контактов iа, кА, по формуле:



iа = 2 Iпо е^-/Та, (8.5)

Луч системы:

iа1 = 2 Iпо е^-/Та = 2 8,1 е ^{-0,035/ 0,043} = 4,8 кА

Луч G₂-G₇

iа2= 2 Iпо е^-/Та = 213,7 е^{-0,035/ 0,32} = 5,99 кА

iа = iа1 + iа2 = 4,8 + 5,99 = 10,79 кА

Определяем номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , iа ном, кА., по формуле:

iа ном = 2 н Iотк.ном/100 , (8.6)

где н = 47% - нормированное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе, /2, с.238 таблица 5.2/.

iа ном = 2 н Iотк.ном/100 = 2 47 40/100 = 26,51 кА

iа = 10,79 кА < iа ном = 26,51 кА

на электродинамическую стойкость

Iпо Iдин; iу iдин,



где Iдин = 40 кА- действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ;

iдин = 102 кА - ток электродинамической стойкости.

21,8 кА 40 кА, 58,38 кА 102 кА.

на термическую стойкость

ВкIтер t²тер, (8.7)

где Вк - тепловой импульс тока короткого замыкания по расчету, кА²с;

Iтер = 40 кА - среднеквадратичное значение тока за время его протекания;

tтер = 3 с - длительность протекания тока термической стойкости.

Определяем тепловой импульс тока короткого замыкания, Вк, кА² с, по формуле:

Вк = I²по (tоткл + Та), (8.8)

где tоткл - время действия тока короткого замыкания, с;

Iпо - суммарный ток короткого замыкания в точке К1, кА.

tоткл=tр.з. + tов , (8.9)

где tр.з. = 0,1 с - максимальное время действия релейной защиты;

tов = 0,05 с - полное время отключения выключателя.

tоткл = tр.з. + tов = 0,1 + 0,05 = 0,15 с

Вк1 = I²по1 (tоткл + Та) = 8,1² (0,0,15 + 0,04) = 12,47 кА² с

Вк2= I²по2 (tоткл + Та) = 13,7² (0,15 + 0,32) = 88,21 кА² с

Вк = Вк1 + Вк2 = 12,47 + 88,21 = 100,68 кА² с

Вк = 100,68 кА² с I²тер tтер = 40² 3 = 4800 кА² с

Выбранный ранее выключатель типа ВГГ-330 по всем условиям проверки проходит.

8.2 Выбор разъединителя на 330кВ

Разъединитель выбираем:

напряжению установки:

U_уст U_ном

330 кВ = 330 кВ

длительному току:

I_макс I_ном

I_норм I_ном

Iнорм=Iмакс = 618 А

Предварительно принимаем разъединитель типа РПГ-330/3150УХЛ1, /3, с.275 таблица5.5/. данные разъединителя сносим в таблицу 8.



Т а б л и ц а 8 - Каталожные данные разъединителя

Тип	Uном, кВ	Iном, А	iдин, кА	Iтер, кА	tтер, с	Тип привода
РНД-330/3200У1	330	3150	160	63	2	ПДГ-8УХЛ1

Проверка разъединителя

по току:

Iнорм=Iмакс = 618 А I_ном = 3150 А

на электродинамическую стойкость:

iу iдин,

68,45 кА 160 кА

на термическую стойкость:

Вк I²тер tтер,

100,68 кА² с 63² 2 = 7938 кА² с

Выбранный ранее разъединитель типа РПГ-330/3150УХЛ1 по всем условиям проверки проходит.

Данные расчета сводим в таблицу 9.

Т а б л и ц а 9 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГГ-330	Разъединитель РПГ-330/31508УХЛ1
Uуст = 330 кВ Imax = 618 А Iп= 23,96 кА Iпо = 21,8 кА iу = 68,45 кА Вк =100,68 кА2 с привод	Uном = 330 кВ Iном = 3150 А. Iотк.ном = 40 кА Iдин = 40 кА iдин = 102 кА I2тер tтер = 4800 кА2 с ШРНА	Uном = 330 кВ Iном = 3200 А. - - iдин = 160 кА I2тер tтер = 7938 кА2 с ПДГ-8УХЛ1

8.3 Выбор сборных шин напряжением 330кВ

Так как напряжение 330 кВ , то принимаем гибкие сталеалюминевые провода марки АС, сборные шины выбираем по допустимому току наиболее мощного присоединения блока генератор-трансформатор. Значение тока определяем по формуле (8.1):

Iнорм=Iмакс= SномG/(3 Uном)= 353/3 330 = 0,618 кА = 618 А

Предварительно принимаем сборные шины типа 2хАС-400/64 /1, с.624 таблица П3.3/

Iдоп=2 860 = 1720 А, d = 27,7 мм, r_о = 1,4 см, q = 2400 мм²

Проверка сборных шин:

по допустимому току:

I_макс I_доп

618 А 1720 А

на коронирование:

1,07Е 0,9Ео



Напряженность электрического поля в начальный момент времени Ео, кВ/см, определяется по формуле:

Ео= 30,3m (1 + 0,299/rо), (8.10)

где m = 0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

rо - радиус провода, см.

Ео= 30,3 0,82 (1 + 0,299/1,4) = 31,2 кВ/см

Напряженность электрического поля на поверхности провода Е, кВ/см, определяется по формуле:

Е= (k 0,354U)/(n rо lg(Dср/rэк)), (8.11)

где k - коэффициент, учитывающий количество проводов в фазе /1, с.237 таблица 4.6/;

U= 1,1 Uном = 1,1 330 = 363 кВ - напряжение на шинах электростанции;

Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см;

rэк - эквивалентный радиус расщепленных проводов, см, /1, с.237 таблица 4.6/

n - число проводов в фазе.

k=1+2rо/а, (8.12)

где а = 40 см - расстояние между проводами в расщепленной фазе /1, с.238/

k = 1 + 2 1,4/40 = 1,07

Dср = 1,26D, см (8.13)

где D - расстояние между соседними фазами, см /1, с.514 таблица 6.1/, принимаем D= 450 см.

Dср = 1,26 450 = 567 см

rэк = rо а² = 1,4 40² = 7,48 см

Е= (1,07 0,354 567)/(21,4 lg(567/7,48)) = 25,8кВ/см

1,07 25,8 = 27,61 кВ/см 0,9 31,2 = 28,04 кВ/см

27,61 кВ/см 28,04 кВ/см

Провод 2хАС-400/64 по условиям короны проходит

на термическую стойкость

не производим, так как шины выполнены голыми гибкими проводами и расположены на открытом воздухе.

на схлестывание

Так как I_по = 21,8 кА 20 кА, то необходимо произвести проверку на схлестывание.

Условие проверки:

b b_доп

Определяем усилие от длительного протекания тока КЗ f, Н/м, по формуле:

f = 1,5 I²_по 10^-7/D, (8.14)

f = 1,5 21,8² 10⁶ 10^-7/4,5 = 15,84 Н/м

Определяем силу тяжести 1м токопровода q, Н/м, по формуле:

q= 1,1 9,8 m, (8.15)

где m - масса 1м токопровода, кг/2,с.428 таблица 7.35/

m = 2 (1,074 + 0,498) = 3,144 кг

q= 1,1 9,8 3,144 = 33,9 Н/м

Определяем отношение:

h/t_эк, (8.16)

где h - стрела провеса провода, м, принимаем 2,5м;

t

Подобные документы

• Электрическая часть ТЭЦ–180МВТ

  Выбор основного оборудования на станции, главной схемы станции, трансформаторов, электрических принципиальных схем РУ разных напряжений. Технико-экономическое сравнение вариантов схем ТЭЦ. Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции.
  
  курсовая работа [770,7 K], добавлен 03.10.2008
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы конденсационной электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов блока и собственных нужд, автотрансформаторов связи и блока. Выбор схемы, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов для генераторов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 11.12.2013
  

• Электрическая часть ГРЭС-1220 МВт

  Выбор генераторов исходя из установленной мощности гидроэлектростанции. Два варианта схем проектируемой электростанции. Выбор трансформаторов. Технико-экономические параметры электростанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор схемы собственных нужд.
  
  курсовая работа [339,3 K], добавлен 09.04.2011
  

• Проектирование электрической части станции типа ТЭЦ

  Баланс активных мощностей станции и структурная схема. Выбор силовых трансформаторов и линий электропередачи, коммутационных аппаратов, трансформаторов тока и напряжения, схем электрических соединений распределительного устройства электростанции.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 28.05.2016
  

• Технический проект ТЭЦ мощностью 90 МВт

  Выбор числа и мощности генераторов, трансформаторов электростанции. Выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор выключателей и разъединителей, трансформаторов тока и напряжения. Обеспечение собственных нужд ТЭЦ.
  
  курсовая работа [199,0 K], добавлен 19.11.2010
  

• Проектирование электрической части КЭС-1580 МВт

  Выбор площадки для электростанции, её компоновки и структурной схемы электрических соединений. Выбор автотрансформаторов связи и собственных нужд. Определение показателей надежности структурных схем. Расчет токов и интеграла Джоуля для необходимых точек.
  
  курсовая работа [6,1 M], добавлен 02.02.2012
  

• Проектирование электростанции типа ГРЭС

  Порядок и основные этапы проектирования электростанции типа ГРЭС. Критерии и обоснование выбора генераторов. Выбор схем и трансформаторов на проектируемой электростанции. Технико-экономическое сравнение вариантов схем. Расчёт токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [764,4 K], добавлен 09.04.2011
  

• Проектирование и расчет электростанции

  Определение типа электростанции по исходным данным. Выбор силового оборудования, аппаратов, токоведущих частей, генераторов, трансформаторов. Описание главной схемы электрических соединений. Расчет электростанции в нормальных и в аварийных режимах.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 19.12.2014
  

• Электрические аппараты высокого напряжения

  Выбор генераторов и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции. Выбор блочных трансформаторов, числа и мощности автотрансформаторов связи и собственных нужд. Расчёт вариантов структурной схемы, выбор параметров её трансформаторов.
  
  курсовая работа [393,3 K], добавлен 18.11.2012
  

• Выбор схем распределительных устройств

  Разработка тупиковой подстанции 110/35/10 кВ. Структурная схема, выбор числа и мощности трансформаторов связи. Расчет количества линий. Варианты схем распределительных устройств, их технико-экономическое сравнение. Выбор схемы собственных нужд подстанции.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 04.09.2014
  

• Проектирование электростанции ТЭЦ-720МВт

  Расход мощности на собственные нужды в неблочной части ТЭЦ. Потери в блочном трансформаторе типа ТРДЦН-160000. Выбор секционных реакторов, напряжение 10 Кв. Расчет токов короткого замыкания. Выбор схемы собственных нужд, трансформаторов на электростанции.
  
  курсовая работа [461,2 K], добавлен 09.04.2011
  

• Выбор главных схем электрических соединений и основного оборудования районной понизительной проходной подстанции

  Анализ графиков нагрузок. Выбор мощности трансформаторов, схем распределительных устройств высшего и низшего напряжения, релейной защиты и автоматики, оперативного тока, трансформатора собственных нужд. Расчет заземления подстанции и молниеотводов.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2014
  

• Проектирование и расчет электростанции

  Выбор главной электрической схемы проектируемой электростанции. Расчет числа линий и выбор схем распределительных устройств. Технико-экономический расчет объекта. Выбор измерительных трансформаторов и токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 02.12.2014
  

• Проектирование электрической подстанции

  Проектирование основных элементов тяговой транзитной подстанции, разработка однолинейной схемы, которая определяет наименование выбранного оборудования и измерительной аппаратуры. Выбор силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 23.04.2016
  

• Проектирование электростанции КЭС-1000

  Выбор генераторов и трансформаторов на проектируемой электростанции. Обоснование упрощенных схем распределительных устройств разных напряжений. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей.
  
  курсовая работа [547,1 K], добавлен 21.12.2014
  

• Разработка схем питания собственных нужд подстанции

  Выбор схемы соединения основного оборудования подстанции, определение потоков мощностей. Выбор числа и мощности трансформаторов. Разработка структурной и главной схем питания собственных нужд. Расчет токов в утяжеленном режиме и токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [605,1 K], добавлен 11.02.2015
  

• Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ

  Характеристика главной схемы электрических соединений станции и схемы собственных нужд. Выбор силовых трансформаторов и выключателей. Пути расчетов токов короткого замыкания, выбор электрических аппаратов и проводников. Проектирование главной схемы.
  
  дипломная работа [491,4 K], добавлен 29.04.2011
  

• Проектирование электростанции

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

• Проектирование подстанции 35/10 кВ

  Проектирование электрических станций. Выбор схем электрических соединений на стороне 35 и 10 кВ. Расчет токов короткого замыкания. Выбор аппаратуры на проектируемой подстанции. Напряжение и мощность трансформаторов. Расчет молниезащиты подстанции.
  
  курсовая работа [2,7 M], добавлен 02.06.2014
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Обоснование главной схемы электрических соединений подстанции. Выбор трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 220 кВ. Контрольно-измерительные приборы для цепей схемы.
  
  курсовая работа [605,5 K], добавлен 23.06.2016
  

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