Проектирование электрической части ГЭС-450 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Выбор структурной схемы ГЭС

Исходные данные

1. Установленная мощность ГЭС - 450 МВт

2. Число агрегатов (150 МВт) - 3 шт.

3. Аварийный резерв Р_рез = 320 МВт

4. Мощность к.з. на шинах системы S_к.з=2950 МВА

5. Нагрузка:

- напряжение: 220 кВ, 110 кВ

- Р_нб = 200 МВт

- число линий - 2 шт.

6. Связь с системой

- напряжение: 220 кВ

- число линий - 2 шт.

- длина линий - 160 км.

7. Графики нагрузки ГЭС

Период	Станции	Нагрузки 110 кВ	Количество суток
	часы	0-8	8-16	16-22	22-24	0-8	8-16	16-22	22-24
Зима	n (%)	90	100	100	90	90	100	100	90	165
Лето	n (%)	80	90	90	80	80	90	90	80	200

8. Генераторы:

- тип: СВ-1260/185-60УХЛ4

- мощность одного генератора: 150 МВт

- U_ном = 15,75 кВ

- cosц_ном = 0,8

- х “ = 0,2 [1, 86 стр.]

Проверка возможности применения укрупненных блоков

Проверку возможности применения укрепленных блоков производим по условию

Р_рез ? Р_бл

где Р_рез = 320 МВт - аварийный резерв

Р_бл = n•Р_г.ном

пусть n = 2, тогда

Р_бл = n•Р_г.ном = 2•150 МВт = 300 МВт

320 МВт ? 300 МВт

Укрепленные блоки можно применять с подключением 2-х генераторов к одному повышающему трансформатору.

Построение исходных графиков выработки мощности ГЭС и нагрузки 110 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Технико-экономическое сравнение вариантов

При выборе структурной схеме гидроэлектростанции расход электроэнергии на собственные нужды ГЭС не учитывается ввиду его малости.

Варианты структурных схем станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1 Структурная схема ГЭС

Определяем распределение потоков мощности в схеме и строим графики нагрузок

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Распределение потоков мощности в нормальном режиме

	часы период	0-8	8-16	16-22	22-24
Выработка мощности ГЭС - Г1,Г2 МВт	зима	270	300	300	270
	лето	240	270	270	240
Выработка мощности ГЭС - Г3, МВт	зима	135	150	150	135
	лето	120	135	135	120
Выработка мощности ГЭС - Г1, Г2, Г3, МВт	зима	405	450	450	405
	лето	360	405	405	360
Нагрузка 110 кВ, МВт	зима	180	200	200	180
	лето	160	180	180	160
Нагрузка обмоток 220 кВ АТ1 и АТ2, МВт	зима	225	250	250	225
	лето	200	225	225	200
Нагрузка обмоток 110 кВ АТ1 и АТ2, МВт	зима	45	50	50	45
	лето	40	45	45	40

Распределение потоков мощности в аварийном режиме (например при отключении АТ2)

	часы период	0-8	8-16	16-22	22-24
Выработка мощности ГЭС - Г1, МВт	зима	135	150	150	135
	лето	120	135	135	120
Выработка мощности ГЭС - Г3, МВт	зима	135	150	150	135
	лето	120	135	135	120
Нагрузка 110 кВ, МВт	зима	180	200	200	180
	лето	160	180	180	160
Нагрузка обмоток 110 кВ АТ1, МВт	зима	45	50	50	45
	лето	40	45	45	40
Нагрузка обмоток 220 кВ АТ1, МВт	зима	90	100	100	90
	лето	80	90	90	80

В аварийном режиме, нагрузка 110 кВ, равная 200 МВт будет обеспечиваться АТ1 и Т.

Выбор автотрансформаторы АТ1 и АТ2

Номинальная мощность автотрансформатора

где - коэффициент выгодности автотр-ра.

Выбираем АТ1 и АТ2: АТДЦТН - 500-230/121/15,75; [1, 165 стр.]

P_х=145 кВт;

Р_к.вн-сн=520 кВт;

Р_к.вн-нн=410 кВт;

P_к.сн-нн=400 кВт;

Цена: 26 440 000 сом

где Р_к.вн-сн, Р_к.вн-нн, P_к.сн-нн - нагрузочные потери по каталогам.

Выбор трансформатор Т

Мощность трансформатора Т:

Выбираем Т на стороне 110 кВ: ТДЦ - 200/121/15,75; [1, 146 стр.]

P_х=200 кВт;

Р_к.вн-нн=640 кВт;

U_к.вн = 11%

Цена: 15 300 000 сом

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2 Структурная схема ГЭС

Определяем распределение потоков мощности в схеме и строим графики нагрузок

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Распределение потоков мощности в нормальном режиме

	часы период	0-8	8-16	16-22	22-24
Выработка мощности ГЭС -Г3, МВт	зима	135	150	150	135
	лето	120	135	135	120
Нагрузка 110 кВ, МВт	зима	180	200	200	180
	лето	160	180	180	160
Переток мощности через АТС1 и АТС2, ВН>СН, МВт	зима	45	50	50	45
	лето	40	45	45	40

При отключений Т2 (аварийный режим) АТ связи должен обеспечить питание нагрузки 110 кВ с учетом допустимой перегрузки.

Выбор трансформаторы Т1 и Т2

Мощность трансформатора Т1:

Выбираем Т1 на стороне 220 кВ:

ТДЦ - 400/242/15,75-73; [1, 159 стр.]

P_х=330 кВт;

Р_к.вн-нн=880 кВт;

U_к.вн = 11%

Цена: 17 040 000 сом

Мощность трансформатора Т2:

Выбираем Т2 на стороне 110 кВ:

ТДЦ - 200/121/15,75; [1, 146 стр.]

P_х=200 кВт;

Р_к.вн-нн=640 кВт;

U_к.вн = 11%

Цена: 15 300 000 сом

Выбор автотрансформаторы связи АТС1 и АТС2

Мощность АТ связи по нормальному режиму:

При отключений Т2 АТ связи должен обеспечить питание нагрузки 110 кВ с учетом допустимой перегрузки.

где k_пер - коэффициент перегрузки,

k_пер =1,4•cosц

Выбираем 2 АТ связи:

АТДЦТН - 125-230/121/15,75; [1, 156 стр.]

P_х=65 кВт;

Р_к.вн-сн=315 кВт;

Цена: 11 700 000 сом

Расчет годовых потерь энергии в трансформаторах и автотрансформаторах

Так как географический район расположения станции - Средняя Азия, примем количество суток зимой равным 165, а летом - 200.

Удельная стоимость потерь энергии в стали и меди составляет 0,25 сом/кВтч. Потери в меди определяется по формуле:

или

где Р_кз - мощность короткого замыкания в трансформаторе МВт.

Р_i - мощность, перетекающая со стороны НН на сторону ВН за время t_i

m₃, m_л - количество суток зимой и летом;

S_н - номинальная мощность трансформатора;

cos - коэффициент мощности генератора.

Потери в стали определяться как:

?Э_ст = Р_хх 8760

где Р_хх - мощность холостого хода, 8760 - количество часов в году.

Автотрансформаторы АТДЦТН - 500-230/121/15,75

Потери в стали ?Э_ст = n • Р_хх 8760 = 2•145•8760=2540,4•10³ кВт•ч

Для расчета потерь энергии в меди предварительно необходимо найти потери мощности к.з. в отдельных обмотках [2, 7стр.]

Потери в меди в обмотках ВН, СН, НН:

Трансформатор ТДЦ- 200/121/15,75

Потери в стали:

?Э_ст = Р_хх 8760 = 200•8760=1752•10³ кВт•ч

Потерь в меди:

Стоимость потерь энергии:

U_пот = С_о· ( ?Э_ст+?Э_м) = 25· 10^-2· ( 2540,4+1752+12635,6+4046,9) · 10³ =

= 5243,7т. сом

где С_о = 0,25 сом/кВт·ч

Отчисления на амортизацию, обслуживанию и ремонт

Амортизационные отчисления определяется по формуле

где k - суммарная стоимость трансформаторов и автотрансформаторов.

Издержки на обслуживание

где Р_а и Р_о - норма амортизационных и обслуж. отчислений от капиталовложения k.

Так как, отчисления на амортизацию, обслуживанию и ремонт:

т.сом

Суммарные годовые издержки

т.сом

Трансформатор ТДЦ- 400/242/15,75

Потери в стали:

?Э_ст = Р_хх 8760 = 330•8760=2890,8•10³ кВт•ч

Потери в меди:

Трансформатор ТДЦ- 200/121/15,75

Потери в стали:

?Э_ст = Р_хх 8760 = 200•8760=1752•10³ кВт•ч

Потерь в меди:

Автотрансформаторы АТДЦТН - 125-230/121/15,75

Потери в стали

?Э_ст = n • Р_хх 8760 = 2•65•8760=1138,8•10³ кВт•ч

Потерь в меди:

Стоимость потерь энергии:

U_пот = С_о· ( ?Э_ст+?Э_м) = 25· 10^-2· ( 5564,49+4046,9+283,3+2890,8+1752+

+1138,8) · 10³ = 3919,1т. сом

Отчисления на амортизацию, обслуживанию и ремонт

т.сом

Суммарные годовые издержки

т.сом

Капитальные затраты в трансформаторах и автотрансформаторах

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. сом	вариант 1	вариант 2
		Кол-во шт.	Стоимость единицы, тыс. сом	Кол-во шт.	Стоимость единицы, тыс. сом
АТДЦТН 500-230/121/15,75	28440	2	56880	-	-
ТДЦ-400/242/15,75	17040	-	-	1	17040
ТДЦ-200/121/15,75	15300	1	15300	1	15300
АТДЦТН 125-230/121/10,5	11700	-	-	2	23400
Итого:			72180		55740

Определение показателей надежности вариантов структурных схем ГЭС

Определим ущерб от ненадежности структурной схемы ГЭС. При выборе структурной схемы ГЭС расчет надежности производится только для трансформаторных блоков. На этом этапе проектирование принимают, что схемы РУ во всех вариантов одинаковы. Так как число элементов структурной схемы мало, то таблицу расчетных связей можно составляет Расчетные показатели надежности элементов схемы ГЭС сведены в таблицу.

Элементы	щ;1/год	Тв; ч	м;1/год	Тр;ч/год
Гидрогенераторы	0,5	70	0,25	200
Трансформаторы и автотрансформаторы с ВН-220 кВ	0,025	60	1,0	30
Трансформаторы с ВН-110 кВ	0,014	70	0,75	28
Генераторный выключатель	0,4	20	0,2	40

Вероятность ремонтных режимов гидрогенераторов:

q_р.г = (щ•Т_в+м •Т_р)/8760 = (0,5•70+0,25•200)/8760 =0,009?0,01

Определим среднегодовой недоотпуск электроэнергии из-за отказов трансформаторов (автотрансформаторов) с ВН 220кВ (режим аварийного отключения трансформатора):

в варианте 1

Где

Т_уст - число использования часов установленной мощности ГЭС.

в варианте 2

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии при отказах трансформаторов с ВН 110кВ:

в варианте 1

в варианте 2

При отключении одного из АТ связи время перерыва составит 1ч., т.е. время, не обходимое для отделения поврежденного АТ в работу. Недоотпуск электроэнергии:

где Р_{пер.мощ} - наибольший переток через АТ связи.

Сумма среднегодовой недоотпуск электроэнергии:

в варианте 1

в варианте 2

Среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии в систему:

в варианте 1

т. сом

где У₀ = 2 сом / кВт•ч - удельный системный ущерб

в варианте 2

т. сом

Расчетные затраты с ущербом:

в варианте 1

т. сом

в варианте 2

т. сом

Разница в расчетах затраты по вариантам 1 и 2

№ варианта	К, т. сом	Uао, т. сом	Uпот, т. сом	У, т. сом	З, т. сом	?З, %
Вариант 1	72180	6063,12	5243,7	1068	21036,42	-
Вариант 2	55740	4682,16	3919,1	1072,5	16362,56	28,56

Выбираем более экономичный и надежный вариант №2

Выбор схемы РУ

Схема электрических соединений РУ ГЭС должна строиться та, чтобы отключение одной линии с одного конца производилось, как правило, не более чем двумя выключателями: отключение блока трансформатора с.н.- не более чем четырьмя выключателями в РУ повышенного напряжения; отключения трансформатора (АТ) связи - не более чем четырьмя выключателями в РУ одного напряжения не более чем шестью выключателями ВРУ двух повышенных напряжений; отключения часто отключаемых повышающих трансформаторов - не более чем двумя выключателями.

Норма технологического проектирования гидроэлектростанций рекомендует для РУ повышенных напряжений ГЭС. В зависимости от числа присоединений выбирать следующие схемы: блока генератор трансформатор-линия; мостика; треугольника; многоугольника (не более 6ти); с двумя системами шин и с стремя выключателями и на 2 цепи (полуторная схема); с двумя системами и с четырьмя выключателями на 3 цепи (схема 4/3); схема с двумя системами сборных шин и с обходной системой шин.

В РУ-220кВ проектируемой ГЭС всего 4 присоединения. Расчеты по выбору схемы РУ-220кВ проводим для двух вариантов:

· 1 вариант - схема мостика;

· 2 вариант - схема квадрата;

а) б)

Рис. 3 Варианты схем РУ - 200 кВ: а - схема мостика, б - схема квадрата

Определим предельную и допустимую мощность, выдаваемую ГЭС в систему при отключений одной ЛЭП-220кВ. ЭДС генераторов:

где

Индуктивное сопротивление Т и АТ.

Индуктивное сопротивление ЛЭП-220кВ:

Индуктивное сопротивление системы:

при отключении одной ЛЭП 220 кВ суммарное сопротивление между шинами генераторами и системы:

Придел передаваемой системной мощности:

допустимое передаваемая мощность:

где К₃=1,2 коэффициент запаса.

Следовательно, при отключении одной ЛЭП 220 кВ вся мощность ГЭС 450МВт может быть выдана по второй ЛЭП и не отпуска электра энергии не будет.

Расчет сравнения схем РУ по надежности проводим таблично - логическим способом. Он заключается в определении математического ожидания число отключений элементов, коммутируемых в РУ, и длительности их простая и проводиться в виде таблицы, где по строкам размещаются элементы, последствия отказов которых рассматриваются. По столбцам размещается выключателя, находящихся в ремонте.

Значение показателей надежности. В качестве основных показателей надежности приняты [1, 487 стр.]:

· масляные выключатели 220кВ:

щ_в=0,06 - параметр потока отказов, 1/год ;

T_в=20 - средняя время восстановления, ч;

М_в=0,14 - среднее число плановых отключений, 1/год;

T_р=30 - среднее число часов простоя при плановых отключениях (на один выключатель), ч;

Для трех фаз: T_р=3·30=90 ч

· Линия 220кВ:

щ_л =0,36 1/год 100км;

щ_л=0,36·70/100=0,252 1/год;

T_в=9,3 ч;

м_л =1,8 1/год ;

Т_р=24ч;

· Трансформатор (АТ) с ВН 220кВ:

щ=0,025 1/год;

Т_вт=60 ч;

м=1,0 1/год;

Т_р=30 ч.

Число операций выключателем за год:

где N_ц- количество операций цикла, равное числу операций выключателем, необходимых для отключение и последующего присоединения (N_ц = 4- для схем РУ подключением присоединений через два выключателя; N_ц = 2 - для схем РУ с подключением через один выключатель); м₁ м₂- частота плановых ремонтов присоединений или систем сборных шин, которое соединяет данный выключатель;

м_реж- частота отключений присоединения по режимным требованием (принимаем м_реж=0);

щ₁, щ₂ - параметры потока отказов присоединений или систем сборных шин, которое соединяет данный выключатель;

алгебраическая сумма табличных параметров потока отказов соседних выключателей, отказы которых вызывают автоматическое отключение данного выключателя;

а_вн - относительная частота отказов выключателя при отключений повреждение на присоединение (а_вн=0,013).

Собственный параметр потока отказов выключателя:

щ_соб=щ·а_в.ст+ а_в.оп·N_on;

где а_в.ст = 0,01 - относительная частота отказов масляных выключателей в статическом состоянии;

а_в.оп = 0,006 - относительная частота отказов выключателя при оперативных переключениях.

Вероятность ремонтного состояния выключателя

Вероятность нормального состояния схемы РУ-220кВ:

Примем, что время восстановления рабочего состояния схемы РУ путем переключений разъединителями равно 0,54ч. при совпадений отказа одного выключателя присоединения с ремонтным другого выключателя данного присоединения время восстановление.

Вариант 1 (схема мостика)

Число операций определим в год с выключателями Q1 и Q2:

1/год,

Собственный параметр потока отказов выключателя:

щ_соб=щ·а_в.ст+ а_в.оп·N_on= 0,06·0,1+0,006·8=0,054 1/год

Вероятность ремонтного состояния выключателя

=0,0016

Вероятность нормального состояния схемы РУ:

= 1 - 3 · 0,0016 = 0,9952

Число операций определим в год с выключателя Q3:

1/год,

Собственный параметр потока отказов выключателя:

щ_соб=щ·а_в.ст+ а_в.оп·N_on= 0,06·0,1+0,006·8,2=0,055 1/год

Вероятность ремонтного состояния выключателя

=0,00166

Вероятность нормального состояния схемы РУ:

= 1 - 3 · 0,00166 = 0,9952

Расчеты сводим в таблицу 1. Суммарное время простая подключенных к трансформатору Т:

ч / год.

Время отключения АТ будет такое же - 0,0646 ч/ год.

Таблица 1

Учитывае- мый элемент	щ, 1/год	Отключившиеся элементы и показатели надежности при различных режимах и ремонтных элементах
		Нормальный режим qН.0=0.9952	Q1	Q2	Q3
			qP.В=0.0016
Q1	0.054	T1,W1 0.0537 0.5	------	T,AT 0.000086 17.84	T,AT 0.000086 17.84
Q2	0.054	AT2,W2 0.0537 0.5	T,AT 0.000086 17.84	-----	T,AT 0.000086 17.84
Q3	0.055	T,AT 0.0547 0.5	T,AT 0.000088 17.84	T,AT 0.000088 17.84	----
W1	0.252	-----	T,AT 0.0004 0.5	T,AT 0.0004 0.5	T,AT 0.0004 0.5
W2	0.252	-----	T,AT 0.0004 0.5	T,AT 0.0004 0.5	T,AT 0.0004 0.5

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

т. сом

где У₀ = 2,0 сом/кВт•ч - удельный ущерб от недоотпуска электрической энергии потребителям,

Т_у - число использования часов установленной мощности ГЭС.

Вариант 2(схема квадрата)

число операций выключателей Q1,Q2,Q3, иQ4:

1/год

Собственный параметр потока отказов выключателя:

щ_соб=щ·а_в.ст+ а_в.оп·N_on= 0,06·0,1+0,006·0,12=0,079 1/год

Вероятность ремонтного состояния выключателя

=0,0016

Вероятность нормального состояния схемы РУ:

= 1 - 4 · 0,0016 = 0,9936

Расчеты сводим в таблицу 2. Суммарное время простая подключенных к трансформатору Т (АТ):

ч/год.

Таблица 2

Учитываемый элемент	щ, 1/год	Отключившиеся элементы и показатели надежности при различных режимах и ремонтных элементах
		Нормальный режим qН.0=0,9936	Q1	Q2	Q3	Q4
			qP.В=0.0016
Q1	0,079	T,W1 0,0785 0,5ч	__	T,AT 0,000126 0,5 ч	T,W1 0,000126 17,8 ч	T,W1 0,000126 0,5 ч
Q2	0,079	AT,W2 0,0785 0,5ч	T,AT 0,000126 0,5ч	__	AT,W2 0,000126 17,8 ч	AT,W2 0,000126 0,5 ч
Q3	0,079	T,W2 0,0785 0,5ч	T,W2 0,000126 17,8 ч	T,W2 0,000126 0,5 ч	__	T,AT 0,000126 0,5 ч
Q4	0,079	AT,W1 0,0785 0,5ч	AT,W1 0,000126 0,5 ч	AT,W1 0,000126 17,8 ч	T,AT 0,000126 0,5 ч	__
W1	0,252	__	__	AT 0,0004 0,5 ч	T 0,0004 0,5 ч	__
W2	0,252	__	T 0,0004 0,5 ч	__	__	AT 0,0004 0,5 ч

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

т. сом

Капитальные затраты на выключатели [1,251]:

· вариант 1: т.сом;

· вариант 2: т.сом;

Отчисление на амортизацию, ремонт и обслуживание:

т.сом

т.сом

Расчетные затраты:

· вариант 1: т.сом

· вариант 2: т.сом

Разница в затратах:

Выбираем вариант 1 - схему мостика

Собственные нужды ГЭС

Технологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на ТЭС, а поэтому требует значительно меньшего числа механизмов С.Н.

Потребители с.н. ГЭС делится на ответственные и неответственные агрегатные и общестанционные.

К ответственным относится электроприемники, нарушение работы которых может привести к повреждению или отключению гидроагрегатов, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений и т.п. Таким электроприемниками является: технический водоснабжение (водяная смазка турбинных подшипников, маслоохладители подпятников и подшипников агрегатов, воздухоохладители генераторов), маслоохладители трансформаторов, вспомогательные устройства систем возбуждения, маслонапорные установки (МНУ), аварийное освещение, система пожаротушения, механизмы закрытия дроссельных затворов напорных трубопроводов. К ответственным потребителям относится также потребители 1-ой категории при станционного поселка или местной электрической сети, если их питание осуществляется от сети с.н. Для ГЭС характерны: относительное стабильность потребителей с.н. как правило, незначительная мощность электродвигателей, отсутствие электродвигателей, постоянного тока и двухскоростных электродвигателей.

Агрегатные с.н. (маслонасосы МНУ, насосы откачки воды с крышки турбины, охлаждения главных трансформаторов м др.) получают питание на напряжении 380/220 В.

Общестанционные с.н. (насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, дренажные и пожарные насосы, отопление, подъемные механизмы и т.д.) могут питаться на напряжениях 6 и 0,4 кВ.

На проектируемой ГЭС применением схему с общим питанием агрегатных и общестанционных собственных нужд (рис 1) через ТСН 1 и ТСН 2 мощностью

где К_п =1,4 - допустимая краткость аварийной перегрузки трансформаторов

Выбираем ТДНС-10 000 /15,75/ 6,3;

Мощность агрегатных ТСН

Выбираем сухие трансформаторы: ТС3-1600/6,3/0,4.

Мощность резервных ТСН ТСН5 и ТСН6 также 1600 кВА.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1 Схема собственных нужд ГЭС

Расчет токов КЗ

Расчетная схема сети

Расчет токов КЗ проводим в относительных единицах методом приближенного приведения. Примем S_б=1000 МВА и определим параметры

элементов схемы замещения:

- система:

- ЛЭП 220 кВ:

- трансформаторы:

генераторы:

Схема замещения для расчета токов КЗ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Упростим схему замещения:

X₁₂=X₁+X₂=0,34+0,265=0,605

X₁₅=X₁₃+X₃=0,53+0,275=0,805

X₁₆=X₁₄+X₄=0,106+0,525=0,631

X₁₇=X₁₆+X₆=0,631+0,44=1,071

Размещено на http://www.allbest.ru/

Базисный ток

Начальное значение периодической составляющий тока КЗ:

-от системы:

-от Г1,2;

-от Г3;

суммарное значение

Ударный ток КЗ:

-от системы:

-от Г1-3:

где К_у - ударный коэффициент [3, 182стр.]

Суммарный ударный ток КЗ:

КЗ в точке К-2

Упростим схему замещения:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Базисный ток:

Начальное значение периодический составляющий тока КЗ:

-от системы:

-от Г1,2:

-от Г3:

Суммарное значение

Ударный ток КЗ:

-от системы:

-от Г1-3:

Суммарный ударный ток КЗ:

КЗ в точке К-3

Упростим схему

Размещено на http://www.allbest.ru/

Базистный ток:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

-от системы:

-от Г1(Г2):

-от Г3:

Суммарное значение

Ударный ток КЗ:

-от системы и Г3:

-от Г1(Г2):

Ударный ток КЗ от внешних источников (с Г2,3):

КЗ в точке К-4 (U_бIV=6,3кВ)

Упростим сему замещения из расчета кз в точке к-4:

Базисный ток:

Начальное значение периодической составляющей

-от системы:

-от Г1ч3:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Суммарный ток КЗ:

Ударный ток КЗ: -от системы:

-от Г1ч3:

Суммарный ударный ток КЗ

Расчет однофазного тока КЗ на землю

Размещено на http://www.allbest.ru/

Схема замещения прямой последовательности из расчета тока трехфазного КЗ в точке К-1:

Результирующее сопротивление схемы замещения прямой последовательности

Эквивалентная ЭДС:

Результирующее сопротивление схемы замещения прямой обратной последовательности:

В схему замещения нулевой последовательности входит только те элементы по которым проходит ток нулевой последовательности линии трансформаторы и АТ о заземленными нейтралями (К/К/Д)-Х₀=Х₁. Сопротивление нулевой последиветельности линии с тросом:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Схема замещения нулевой последовательности имеет вид

Результирующее сопротивление нулевой последовательности

где

Величина тока однофазного КЗ на землю в К-1:

Выбор выключателей

Выключатели выбирают:

- по напряжению установки U_устU_ном;

- по длительному току: I_махI_ном;

- по отключающей способности.

на симметричный ток отключения по условию:

;

на отключение апериодической составляющей по условию:

;

где _н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе.

Если условие не соблюдается, то допустимо проверить выключатель по полному току КЗ

;

- по выключающей способности:

;

- на электродинамическую стойкость при КЗ:

;

- на термическую стойкость по тепловому импульсу тока КЗ:

;

где I_Т и t_Т - ток и время термической стойкости (по каталогу).

Разъединители выбирают по напряжению установки, длительному току и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость при КЗ.

Выбор выключателя в цепи генератора

Номинальный ток генератора:

Наибольший ток в цепи генератора:

Выбираем выключатель типа МГУ-20-9500-90; t_св=0,13 с.[1, 230 стр.]

Определим расчетные токи КЗ для момента времени отключения

- минимальное время действия релейной защиты

- собственное время отключения выключателя

Периодическая составляющая тока КЗ:

- от системы и Г3:

;

- от Г₁: при отключении и =0,14 с по кривым рис 3.26 [4] находим:

и

- от Г2 при отношении

и =0,14с

находим и Периодический ток КЗ от внешних источников(С,Г2,3):

Суммарный периодический ток КЗ:

Апериодический ток КЗ:

- от системы и Г3:

- от Г1(Г2): ;

Апериодический ток КЗ от внешних источников:

Суммарный апериодический ток КЗ:

Тепловой импульс тока КЗ от внешних источников:

где - для цепей генераторов

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ определяется из табл.

Выключатель в цепи генератора выбирается по току КЗ от самого генератора или от внешних источников, который по величине больше.

Расчеты по выбору выключателя и разъединителя сводим в таблицу.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГУ-20-9500-90	Разъединитель РВР-20/8000
Uуст=15,75 кВ	Uном=15,75 кВ	Uном=15,75 кВ
Iмах=7235 А	Iном=9500 А	Iном=8000 А
Iп,=86,4	Iотк.ном=90 кА	-
		-
Iп,о=86,4 кА	Iвкл=105 кА	-
iу=250,8 кА	iдин=300 кА	iдин=320 кА
Вк=39111 кА2с	IT2tT=10524= 44100кА2с	IT2tT=12523= 46875кА2с

Величина определена по кривой рис. 4-50 [3, 344 стр]

Выключатель и разъединитель удовлетворяет предъявленным требованиям.

Выбор выключателя в РУ-220 кВ

Номинальный ток:

Длительный ток:

Выбираем выключатель типа ВМТ-220Б-25/1250

t_с.в=0,05 с. ; _н=30 % =0,3

Определим расчетные токи КЗ для момента отключения:

Периодический ток КЗ:

- от системы:

- от Г1-2 при отношении и =0,06 сек.

по кривым рис.3.26 [4] находим

и

- от Г3 при отношении находим

и

Суммарный периодический ток КЗ:

Апериодический ток КЗ:

- от системы: ;

- от Г1-2: ;

- от Г3: ;

Суммарный апериодический ток КЗ:

Суммарный тепловой импульс тока КЗ:

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВМТ-220Б-25/1250	Разъединитель РНДЗ-220/630
Uуст=220 кВ	Uном=220 кВ	Uном=220 кВ
Iмах=1050 А	Iном=1250 А	Iном=1250 А
Iп,=9,75 кА	Iотк.ном=20 кА	-
		-
Iп,о=9,75 кА	Iвкл=20 кА	-
iу=22 кА	iдин=65 кА	iдин=100 кА
Вк=58,72 кА2с	IT2tT=2023=1200 кА2с	IT2tT=4023=4800 кА2с

Выбранные выключатели и разъединители удовлетворяют всем предъявленным требованиям.

Выбор выключателя в РУ-110 кВ

Наибольший длительный ток:

Выбираем ВМТ-110Б-25/1250;

t_св=0,05с; _н=0,3

Определим расчетные токи КЗ для:

=0,05+0,01=0,06с

Периодический ток КЗ:

- от системы:

- от Г1-3 при и =0,06 сек находим

и

где

Суммарный периодический ток КЗ:

Апериодический ток КЗ:

- от системы: ;

- от Г1-2: ;

- от Г3: .

Суммарный апериодический ток КЗ:

Суммарный тепловой импульс тока КЗ:

Все расчеты сводим в таблицу

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВМТ-110Б-25/1250	Разъединитель РНДЗ-1-110/1250 Т1
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ	Uном=110 кВ
Iмах=1050 А	Iном=1250 А	Iном=1250 А
Iп,=7,17 кА	Iотк.ном=20 кА	-
		-
Iп,о=15,45 кА	Iвкл=20 кА	-
iу=41,7 кА	iдин=65 кА	Iу=100 кА
Вк=107,55 кА2с	IT2tT=2023=1200 кА2с	IT2tT=4024=6400 кА2с

Выключатель и разъединитель удовлетворяют предъявленным требованиям.

Выбор выключателя в РУ собственных нужд 6 кВ

Наибольший ток ввода:

где - допустимая кратность аварийной перегрузки трансформаторов

Выбираем КРУ КМ1 с выключателями типа ВМПЭ-10-1600-20У3 [1, 229 стр],

t_с.в=0,105 сек. [1,228 с]

Определим расчетные токи КЗ

Периодический ток КЗ принимаем незатухающим, т.к. точка КЗ электрически удалена от источников, т.е:

Апериодический ток КЗ:

Тепловой импульс тока КЗ:

Все расчеты сводим в таблицу.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВМПЭ-10-1600-20У3
Uуст=6,3 кВ	Uном=10 кВ
Iмах=1026 А	Iном=1600 А
Iп,=12,12 кА	Iотк.ном=31,5 кА
Iп,о=12,12 кА	Iвкл=31,5 кА
iу=30,1 кА	iдин=80 кА
Вк=52,88 кА2с	IT2tT=31,523=2976 кА2с

В шкафах КРУ вместо разъединителей используют высоковольтные разъемы.

Выбор шин

Согласно ПУЭ параграф 1, 3, 28 сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току нагрузки.

Выбор шин в цепи генератора

По наибольшему длительному току I_{раб.макс} =7235 А выбираем шины коробчатого сечения [1, 398 стр.]

2(200Ч90Ч10) мм сечением 2Ч3435=6870 мм².

По табл. 7.6 [1] I_дл.доп =7550А;

I_дл.доп =7550А; > I_{раб.макс} =7235 А

Проверим шины на термическую устойчивость при КЗ.

мм² < 6870 мм²

где q_min - минимально допустимое сечение по условию термической устойчивости;

С =91 - постоянная для неизолированных алюминиевых шин.

Проверим шины на механическую прочность при КЗ:

Принимаем, что шины расположены горизонтально, длина пролета между изоляторами l =2 м, расстояние между шинами (фазами) а =0,8 м, швеллеры шин соединены сваркой жестко только в местах крепления. Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз при КЗ:

где

где W_{ф =} W_уо-уо = _{422 см}² - _{момент сопротивления шины [1, 398 стр].}

_{Напряжения в материале шин от взаимодействия швеллеров шины между собой}

где

где W_{п =} W_у-у = _{40 см}² - _{момент сопротивления шины [1, 398 стр].}

l_n = l = 2 м, h = 0,2м

Суммарное напряжение в материале шин:

у_расч =у_ф+у_п =12,9 + 131,04 = 143,94 МПа.

Так как у_расч = 143,94 МПа > у_доп =75 МПа [3, 270], то необходимо усилить конструкцию шин путем сварки швеллеров между собой по всей длине. Тогда у_п =0 и у_расч =у_ф=12,9 МПА < 75 МПА и шины механически прочны при КЗ.

ОРУ-220кВ

В РУ-220 кВ шины обычно выполняются гибким проводом марки АС.

Наибольший длительный ток

I_нб =1050 А

Выбираем провод АС-700/86. I_доп =1180 А>1050А. d_о=3,62 см, r_o=1,81см [1, 428 стр.], Проверим провода на коронирование

Начальная напряженность короны [3, 282]:

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

r₀ - радиус провода

Рабочая напряженность вокруг провода [3, 282]:

где U - линейное напряжение, кВ; D_ср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см. _. где D - расстояние между соседними фазами, см.

Условие проверки: 1,07Е?0,9·Ео

1,07·19,2?0,9·30,36 20,54<27,32

Провод АС-700/86 по короне проходит.

ОРУ-110 кВ

Наибольший длительный ток: I_нб =1050 А. В РУ-110кВ применяются гибкие шины, выполненные проводом АС-700/86, I_доп =1180 А>1050А, d_о=3,62 см, r_o=1,81 см. Проверим провода на коронирования.

Начальная напряженность короны [3, 282]:

Рабочая напряженность вокруг провода [3, 282]:

где

Условие проверки: 1,07Е?0,9·Ео

1,07·10,56?0,9·30,36 11,29<27,32

Провод АС-700/86 по короне проходит.

РУ- 6 кВ

Наибольший длительный ток: I_дл =1026 А

Выбираем алюминиевые однополосные шины прямоугольного сечения 80х6=480 мм²,I_доп =1150 А > 1026 А [1, 395 стр.]

Проверим шины на термическую стойкость при КЗ:

мм²

Так как q_min=78м²< q =200 мм², то шины будет термически стойки КЗ.

Проверим шины на механическую прочность при КЗ:

При расположении шин на изоляторах на ребро, длина пролета между изоляторами из условия, что собственная частота колебаний шин больше 200 Гц.

где - момент инерции шины, расположенной ребром. q =2 см²; .

При расположении шин на изоляторах плашмя

,

где - момент инерции шины, установленной плашмя на изоляторах. Принимаем расположение шин на изоляторов плашмя, т.к. при этом меньше требуется изоляторов l = 1,73 м.

Определим силу взаимодействия между фазами при КЗ:

где а =0,26 м - расстояние между шинами в КРУ-10 кВ

Определим механические напряжения в материале шин при КЗ:

где - момент сопротивления шины плашмя.

Так как у_расч.=28,22 МПа < у_доп.=75 МПа, то шины механически прочны КЗ.

Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

· напряжению по установки U_уст ? U_ном

· по току I_мах ? I_ном.

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей

· по конструкции и классу точности

· по электродинамической стойкости

i_у ? i_дин;

где i_у - расчетный ударный ток КЗ;

i_дин - ток электродинамической стойкости (по каталогу);

· по термической стойкости

В_к ? I²_т*t_т; В_к ?(k_Т ·I_н)²t_T

где В_к- расчетный тепловой импульс; k_Т - кратность термической устойчивости по каталогу; t_т - время термической стойкости (по каталогу);

· по вторичной нагрузке

Z₂ ?Z_2ном;

где Z₂ - вторичная нагрузка ТТ,

Z_2ном - номинальная нагрузка ТТ в заданном классе точности

Выбор трансформатора тока в цепи генератора

Наибольший ток нормального режима I_дл=7235 А

Выбираем трансформатор тока типа ТШВ -15 -8000/5, Z_ном =1,2 Ом в классе точности 0,5 [1, 298 стр.]

Сравнение расчетных и каталожных данных сводим в таблицу.

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=15,75 кВ	Uном= 15,75 кВ
Iдл=7235 A	Iном=8000 А
iy=250,8 кА	-
Вк=39111 кА2с

Перечень необходимых измерительных приборов цепи генератора определим по таблице. Данные о вторичной нагрузке ТТ сводим в таблицу.

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	--	0,5
Варметр	Д-335	0,5	--	0,5
Счетчик активной энергии	И-680	2,5	--	2,5
Амперметр регистрирующий	Н-334	--	10	--
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	--	10
	Всего	14	10,5	14

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Общее сопротивление приборов:

r_приб. =S_приб./I₂² = 14/5² =0,56 Ом

Допустимое сопротивление приборов:

r_приб. =Z_2ном - r_приб. - r_к =1,2-0,56-0,1 =0,54 Ом

Для генератора мощностью 90 М...