Расчет электрооборудования электрических станций и подстанций S системы 800

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В данном курсовом проекте на тему «Расчет электрооборудования электрических станций и подстанций S системы 800 с разработкой вопроса: «Регенерация трансформаторного тока» производится расчет и выбор электрооборудования электростанции на напряжение 110/35/10 кВ.

Целью курсового проекта является расчет и выбор электрооборудования электростанции.

Задачи проектирования:

-выбор главных схем электрических соединений, анализ работы схемы;

-выбор трансформаторов и схем собственных нужд;

-выбор аппаратов, изоляторов и токоведущих частей для всех цепей.

Электроэнергетика - отрасль промышленности, занимающая производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям. Она является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики Казахстана невозможно без постоянно развивающейся энергетики.

Питание электрической энергией потребителей осуществляется от сетей энергосистем или от собственных местных электрических станций.

Программа развития электроэнергетики носит концептуальный характер и разработана как часть стратегии, реализующей программу развития Республики Казахстан. Электроэнергетика, являясь одной из базовых отраслей, играет важную роль в экономической, социальной сфере любого государства. Поэтому электроэнергетический комплекс определен как один из приоритетных секторов экономики Республики Казахстан и рассматривается как динамично сбалансированная система энергетики.

Основой электроэнергетики является угольная электроэнергетика, базирующаяся на дешевых экибастузских углях. В угольную промышленность и в энергетику в предыдущие периоды вложены крупные капитальные вложения и созданы значительные заделы для ее развития в перспективе. Угольные месторождения, главным образом, сосредоточены в Северном и Центральном Казахстане, здесь же размещены и основные источники электрической энергии. Эти регионы самообеспечены электроэнергией и потенциально имеют ее избыток, который может быть предложен на внутренние и внешние рынки электроэнергии. В связи с исчерпанием нормативных ресурсов оборудования по части электростанций Северной зоны потребуется демонтаж и замена турбин с доведением суммарной мощности электростанций Северной зоны до установленной и прироста выработки за счет эффективного использования установленного оборудования.

В части технического перевооружения к первоочередным объектам следует отнести: Аксуйскую ГРЭС, Экибастузскую ГРЭС-1, Балхашскую ТЭЦ, Жезказганскую ТЭЦ, Усть-Каменогорскую ТЭЦ, Петропавловскую ТЭЦ.



1. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Выбор схем выдачи мощности

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции (подстанции), так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т.д.

Каждый вариант структурной схемы представляет собой технически возможное решение, для которого выбираются трансформаторы (автотрансформаторы) и оцениваются приведенные затраты. Вариант с наименьшими приведенными затратами принимается для дальнейшей проработки.

Рисунок 1.1- Структурная схема ТЭЦ

На рисунке 1.1 показана структурная схема электростанции с преимущественным распределением электроэнергии на повышенном напряжении ТЭЦ. Отсутствие потребителей вблизи таких электростанций позволяет отказаться от распределительного устройства генераторного напряжения.

Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии U = 6 10 кВ, то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ). Количество генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6 - 10 кВ. Если вблизи ТЭЦ предусматривается сооружение энергоемких производств, то питание их может осуществляться по ВЛ 35 - 220 кВ. В этом случае на ТЭЦ предусматривается распределительное устройство среднего напряжения (РУ СН). Связь между РУ разного напряжения осуществляется с помощью трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов. [1.c.387].

1.2 Выбор силовых трансформаторов

В соответствие с исходными данными для курсового проектирования необходимо наметить принципиальную схему подстанции, а так же выбрать основные и вспомогательные оборудование подстанций.

Таблица 1.1 - Исходные данные

Напряжение, кВ	Нагрузка, МВт	Параметры энергосистемы
Uвн	Uсн	Uнн	Pсн	Pнн	cos цнн	cos цсн	cos цж	Sкз, МВА	Кол. линий	L, км
220	35	10	40	55	0,87	0,85	0,94	800	2	75

Исходя из основных данных напряжений:

РУ ВН = 220кВ

РУ СН = 35кВ

РУ НН = 10кВ



Рисунок 1.2 - График нагрузки для зимы (лето) проходящий через обмотку СН трансформаторов

Рисунок 1.3- График нагрузки для зимы (лето) проходящий через обмотку НН трансформаторов

Для построения графиков полной мощности, передаваемой через обмотки трансформаторов необходимо построить предварительно графики реактивной мощности на среднем, низшем и высшем напряжениях с учетом реактивной мощности, вырабатываемой статическими конденсаторами на низшем напряжении.

Суточные графики характеризуют работу потребителя в разное время года и в разные дни недели. Это типовые графики зимних и летних суток для рабочих дней. Основным является зимний суточный график рабочего дня. Его максимальная нагрузка Pmax принимается за 100% и ординаты всех остальных графиков задаются в процентах относительно этого значения.

На низшем напряжении для повышения cosц могут быть установлены синхронные компенсаторы или батареи статических конденсаторов.

При наличии на подстанции трех распредустройств могут быть рассмотрены различные варианты схем как с трехобмоточными трансформаторами или автотрансформаторами, так и с двухобмоточными трансформаторами.

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная их нагрузка, определяет режим работы электростанции в энергосистеме, непрерывно меняется. Этот факт можно выразить через графики, то есть диаграммой изменения мощности электроустановки во времени в следующих режимах:

-нормальном зимнем и летнем, в работе находятся все батареи статических конденсаторов;

-аварийном, при отключении одной батареи статических кондесаторов период наибольших нагрузок, то есть в зимнее время.

Полная мощность, передаваемая через обмотку, определяется по формуле

, МВА

где Q - реактивная мощность, передаваемая через обмотку трансформатора.



, МВА

Необходимая реактивная мощность для повышения коэффициента мощности Qку определяется по формуле

, Мвар

где P - максимальное значение активной мощности нагрузки на низшем напряжении, МВт;

- значение желаемого коэффициента мощности;

- значение заданного коэффициента мощности.

Расчет мощности, протекающей через обмотки трансформаторов сведен в таблицы 1.2, 1.3 и 1.4. При построении графиков мощности, протекающей через обмотки трансформаторов при аварийном отключении одной батареи статических конденсаторов учитываем, что оставшиеся в работе батареи конденсаторов загружены так, чтобы по возможности обеспечивали заданный график выработки реактивной мощности.

Рисунок 1.4 - Структурная схема подстанции



На рисунке 1.4 показана структурная схема подстанции. На узловых подстанциях осуществляется связь между отдельными частями энергосистемы и питание потребителей [1.c.387].

Таблица 1.2- Мощности, протекающие через обмотки трансформаторов в зимний период

Мощность, передаваемая ч/з обмотки трансформатора	Продолжительность ступеней графиков нагрузок по времени
	0-6	6-8	8-10	10-12	12-13	13-18	18-20	20-24
Pсн	20	36	36	36	40	40	40	34
Qсн	12,39	22,31	22,31	22,31	24,79	24,79	24,79	21,09
Sсн	23,53	42,35	42,35	42,35	47,06	47,06	47,06	40
Pнн	33	49,5	49,5	49,5	55	55	55	38,5
Qнн
Qку
Qпотр
Sнн	35,11	52,66	52,66	52,66	58,51	58,51	58,51	40,96
Pвн
Qвн
Sвн

Рисунок 1.5-График перетока мощности через обмотку ВН в ЗНР



Таблица 1.3- Мощности, протекающие через обмотки трансформаторов в летний период

Мощность, передаваемая ч/з обмотки трансформатора	Продолжительность ступеней графиков нагрузок по времени
	0-6	6-8	8-10	10-12	12-13	13-18	18-20	20-24
Pсн	8	8	8	10	10	10	10	9
Qсн	4,24	4,24	4,24	5,31	5,31	5,31	5,31	4,77
Sсн	9,05	9,05	9,05	11,32	11,32	11,32	11,32	10,18
Pнн	19	19	19	22,8	22,8	22,8	22,8	20,9
Qнн	12,25	12,25	12,25	14,7	14,7	14,7	14,7	13,48
Qку	-4,18	-4,18	-4,18	-5,01	-5,01	-5,01	-5,01	-4,59
Qпотр	8,07	8,07	8,07	9,69	9,69	9,69	9,69	8,89
Sнн	20,64	20,64	20,64	24,77	24,77	24,77	24,77	22,71
Pвн	27	27	27	32,8	32,8	32,8	32,8	29,9
Qвн	16,49	16,49	16,49	20,01	20,01	20,01	20,01	18,25
Sвн	30,33	30,33	30,33	38,42	38,42	38,42	38,42	35,02

Рисунок 1.6-График перетока мощности через обмотку ВН в ЛНР

Таблица 1.4- Мощности, протекающие через обмотки трансформаторов в зимний период (аварийный)

Мощность, передаваемая ч/з обмотки трансформатора	Продолжительность ступеней графиков нагрузок по времени
	0-6	6-8	8-10	10-12	12-13	13-18	18-20	20-24
Pсн	10	10	17	17	20	20	20	17
Qсн	5,31	5,31	9,02	9,02	10,62	10,62	10,62	9,02
Sсн	11,32	11,32	19,24	19,24	22,64	22,64	22,64	19,24
Pнн	22,8	22,8	30,4	30,4	38	38	38	30,4
Qнн	14,7	14,7	19,6	19,6	24,51	24,51	24,51	19,6
Qку	-	-	-	-	-	-	-	-
Qпотр	14,7	14,7	19,6	19,6	24,51	24,51	24,51	19,6
Sнн	27,12	27,12	36,17	36,17	45,21	45,21	45,21	36,17
Pвн	32,8	32,8	47,4	47,4	58	58	58	47,4
Qвн	20,01	20,01	28,62	28,62	35,13	35,13	35,13	28,62
Sвн	38,42	38,42	55,36	55,36	67,8	67,8	67,8	55,36

Рисунок 1.7-График перетока мощности через обмотку ВН в ЗАР

Ориентировочно номинальную мощность автотрансформатора связи находим по формуле

Sт.ном = 0,7 ? S max, МВА

где Sт.ном - номинальная мощность трансформатора;

Smax - максимальная мощность, проходящая через автотрансформатор связи.

Ориентировочно номинальную мощность автотрансформатора связи находим по формуле

Sт.ном = 0,7 ? 67,8 = 47,46 МВА

Предварительно выбираем к установке автотрансформатор связи ТДТН-63000/110 [3.с.152].

Определяем эквивалентную максимальную нагрузку автотрансформатора из выражения

Где - мощность i-ой ступени графика;

ti-время i-ой ступени графика.

Определяем эквивалентную максимальную нагрузку трансформатора из выражения

Sэкв.max = = 62,57 МВА

Определяем эквивалентную начальную нагрузку трансформатора из выражения

Sэкв.нач = = 38,42 МВА

Определяем коэффициент загрузки трансформатора К1 по формуле

= 0,6

Определяем коэффициент загрузки трансформатора К2 по формуле

0,99

Если К'2 ? 0,9 Kmax, то принимают К'2 = Kmax ,

если К'2 < 0,9 Kmax, то принимают К2 = 0,9 Kmax ,

0,9 Kmax = 0,9 0,99 = 0,891; 0.891<1,4 > h=4 часа;

Для Павлодарской области = -16,7.

Из таблицы 1.36 [1.с.63] К2доп=0,6<1,67 допустимая норма по систематической перегрузки трансформатора, К2доп=0,6< 1,8 допустимая норма по аварийной перегрузки трансформатора. Выбранный трансформатор подходит по условиям перегрузочной способности.

Таблица 1.5-Основные характеристики трансформаторов связи ТДТН-63000/110

№	Наименование	Значение
1	Номинальная полная мощность	63 МВА
2	Напряжение обмотки ВН	115 кВ
3	Напряжение обмотки СН	38,5 кВ
4	Напряжение обмотки НН	11 кВ
5	Потери холостого хода	53 кВт
6	Потери короткого замыкания	210 кВт
7	Uk ВН-СН	10,5 %
8	Uk ВН-НН	18 %
9	Uk СН-НН	7 %
10	Ток холостого хода	0,55 %

Блочные трансформаторы выбираются из условий обеспечения выдачи всей мощности генератора в сеть повышенного напряжения без их перегрузки.

Таблица 1.6-Основные характеристики трансформатора связи ТДН-63000/110

№	Наименование	Значение
1	2	3
1	Номинальная полная мощность	63 МВА
2	Напряжение обмотки ВН	115 кВ
3	Напряжение обмотки НН	38,5 кВ
4	Потеря холостого хода	50 кВт
5	Потери короткого замыкания	245 кВт
6	Uk	10,5 %
7	Ток холостого хода	0,5 %

Таблица 1.7-Основные характеристики трансформатора связи ТРДНС-63000/35

№	Наименование	Значение
1	Номинальная полная мощность	63 МВА
2	Напряжение обмотки ВН	36,75 кВ
3	Напряжение обмотки НН	10,5 кВ
4	Потеря холостого хода	50 кВт
5	Потери короткого замыкания	250 кВт
6	Uk	12,7 %
7	Ток холостого хода	0,45 %

?Wпот = n•PX•(ТГ + ТРТ) +

где Рх, Pк- потери холостого хода и короткого замыкания трансформаторов

соответственно;

n - количество параллельно работающих трансформаторов;

Nз, Nл - количество дней работы трансформатора в году по зимнему и

летнему графикам нагрузки;

Si, Sj - нагрузки i-й и j-й ступени соответственно летнего и зимнего графика нагрузок;

- длительность ступеней со 8 ответственно летнего и зимнего графика нагрузок.

1.3 Выбор главных схем электрических соединений, анализ работы схем

Главная схема электрических соединений электростанции (подстанции) - это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции (подстанции), так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т. д.

Главная схема должна выбираться на основании утвержденного проекта развития энергосистемы, т.е должны быть согласованы напряжения, на которых выдается электроэнергия, графики нагрузки на этих напряжениях, схема сетей и число отходящих линий, допустимые токи КЗ на повышенных напряжениях, требования в отношении устойчивости и секционирования сетей, наибольшая допустимая потеря мощности по резерву в энергосистеме и пропускной способности линий электропередачи [1.с.345-350].

Рисунок 1.8-Схема мощной узловой подстанции

На рисунке 1.8 показана схема мощной узловой подстанции. В схеме, потребители 6-10 кВ получают питание реактированными отпайками от генераторов G1, G2; более удаленные потребители питаются через подстанции глубокого ввода от шин 35 кВ. Параллельная работа генераторов осуществляется на высшем напряжении, что уменьшает ток КЗ на стороне 6 - 10 кВ. Как и вся блочная схема, такая схема дает экономию оборудования, а отсутствие громоздкого ГРУ позволяет ускорить монтаж электрической части. Потребительское КРУ имеет две секции с АВР на секционном выключателе. В цепях генераторов для большей надежности электроснабжения устанавливаются выключатели Q1, Q2. Трансформаторы связи T1, T2 должны быть рассчитаны на выдачу всей избыточной активной и реактивной мощности и обязательно снабжаются РПН.

На трансформаторах блоков G3, G4 также может быть предусмотрено устройство РПН, позволяющее обеспечить соответствующий уровень напряжения на шинах 10 кВ при выдаче резервной реактивной мощности ТЭЦ, работающей по тепловому графику. Наличие РПН у этих трансформаторов позволяет уменьшить колебания напряжения в установках с. н.

При дальнейшем расширении ТЭЦ устанавливают турбогенераторы G5, G6, соединенные в блоки. Линии 110 кВ этих блоков присоединяются к близлежащей районной подстанции. При недостаточной чувствительности релейной защиты подстанции к повреждениям в трансформаторах T5, T6 предусматривают передачу телеотключающего импульса или устанавливают выключатели 110 кВ Q7, Q8. Отключение генераторов производится выключателями Q5, Q6.

Связи между РУ 35 и 110 кВ не предусмотрено, что значительно упрощает схему РУ 110 кВ. Это допустимо в том случае, если связь сетей 35 и 110 кВ осуществляется на ближайшей районной подстанции.

Современные мощные ТЭЦ (500 - 1000 МВт) сооружаются по блочному типу. В блоках генератор - трансформатор устанавливается генераторный выключатель, что повышает надежность питания с. н. и РУ высокого напряжения, так как при этом исключаются многочисленные операции в РУ с. н. по переводу питания с рабочего на резервный трансформатор с. н. при каждом останове и пуске энергоблока и исключаются операции выключателями высокого напряжения [1.с.431-432].

1.4 Технико-экономическое сравнение вариантов

Выбор окончательного варианта проектируемой подстанции производится по технико-экономическим показателям. Экономическими показателями являются размеры капиталовложений и ежегодные издержки производства.

Капиталовложения определяются:

К=КТ + К, т.т

Откуда

КТ=КТ.З• б, т.т

где КТ - капиталовложения в трансформаторы, тг

КТ.З - заводская стоимость трансформаторов, тг

К - капиталовложения в ячейки распредустройств, тг

б - коэффициент, учитывающий дополнительные расходы, зависящие от номинального напряжения обмотки высшего напряжения и номинальной мощности трансформатора.

Ежегодные издержки определяются:

И=ИА + И0 + ИПОТ, т.т

где , т.т

(б - норма амортизационных отчислений = 6,4% - стоимости амортизационных отчислений);

- норма отчислений на обслуживание, тг

, т.т

(=2%; при кВт)

ИПОТ = т.т

где тенге - удельные затраты на возмещение потерь.

При сопоставлении вариантов проектируемой подстанции необходимо для каждого варианта рассчитать приведенные затраты:

, т.т

где - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Таблица 1.8 - Капиталовложения и издержки для 1 варианта

Наименование оборудования	Количество	Заводская стоимость, т.т	Расчетная стоимость, т.т
ТДТН-63000/110/35	2	115000	230000
ВГТ-110	2	5500	11000
C-35M	12	65300	783600
Ячейка КРУ ВМП-1000/10	6	23100	138600
Трансформаторы собственных нужд ТДНС-1000/10/0,4	2	4160	8320
Итого:	24	213060	1171520

Расчет издержек:

ИА= 6,4% • 1171520 = 74977,28 тт

ИО= 2% • 1171520 = 23430,4 тт

И=74977,28 + 23430,4+ 7703299 = 7801706,68 тт

З=0,12•1171520 + 7801706,68 = 7942289,08 тт

Таблица 1.9 - Капиталовложения и издержки для 2 варианта

Наименование оборудования	Количество	Заводская стоимость, тт	Расчетная стоимость, тт
1	2	3	4
ТДТН-63000/110/35	2	115000	230000
ВГТ-110	2	5500	11000
С-35М	10	65300	653000
Ячейка КРУ ВМП-1000/10	4	23100	92400
Трансформаторы собственных нужд ТДНС-1000/10/0,4	4	4160	16640
Итого:	22	213060	1003040

Расчет издержек:

ИА=6,4% • 1003040 = 64194,56 тт

ИО=2% • 1003040 = 20060,8 тт

И=64194,56 + 20060,8 + 7703299 = 7787554,36 тт

З=0,12 • 1003040 + 7787554,36 = 7907919,16 тт

Таблица 1.10 - Сравнение вариантов

Номер варианта	1- вариант	2- вариант
Капиталовложения К, тт	1171520	1003040
Годовые издержки И, тт	7801706,68	7787554,36
Затраты З, тт	7942289,08	7907919,16

Из данной таблицы 1.10 видно, что наименьшие приведенные затраты приходятся на схему с оборудованием по варианту 2, то есть данный вариант является оптимальным по экономическим показателям.

1.5 Выбор трансформаторов и схем собственных нужд

Трансформатор собственных нужд (Т.С.Н.) предназначен для обеспечения нормального функционирования подстанций, гарантируя бесперебойное электроснабжение потребителей оперативным переменным, постоянным током. На электростанциях и подстанциях 35-110 кВ и более для питания электроэнергией вспомогательных приборов, агрегатов и прочих потребителей собственных нужд используют разветвленные системы электрических соединений.

Основные потребители трансформатора собственных нужд:

-оперативные цепи переменного и выпрямленного тока;

-система охлаждения трансформаторов (автотрансформаторов);

-устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН);

-система охлаждения и смазки подшипников синхронных компенсаторов;

-водородные установки;

-зарядные и под зарядные агрегаты аккумуляторных батарей;

-освещение (аварийное, внутреннее, наружное, охранное);

-устройства связи и телемеханики;

-устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики;

-насосные установки (пожаротушения, хозяйственные, технического водоснабжения);

-устройства электроподогрева помещений аккумуляторных батарей, выключателей разъединителей и их приводов, КРУН, различных шкафов наружной установки;

-бойлерная, дистилляторы, вентиляция и др.

Рис. 1.9 Схема электроснабжения с. н. ТЭЦ (до шин 6 кВ)

На рисунке 1.9 показана схема электроснабжения с. н. ТЭЦ смешанного типа с двумя генераторами 63 МВт, присоединенными к ГРУ, и двумя энергоблоками по 120 МВт, присоединенными к РУ 110 кВ. Рабочие трансформаторы с. н. Т1, Т2 питают секции 1ВА, 2ВА, к которым кроме основной нагрузки присоединены потребители общестанционных с. н. Рабочие трансформаторы с. н. Т3, Т4 питают потребителей с. н. соответствующих энергоблоков. Резервный трансформатор РТ присоединен отпайкой к трансформатору связи (с низкой стороны) неблочной части ТЭЦ [1.c.452].

Таблица 1.11 - Основные характеристики трансформатора собственных нужд ТМ-1000/10

Тип	Sном, кВА	Напряжение обмотки, кВ	Uк, %	Ix, %
		ВН	НН	Px	Pн
ТМ-1000/10	1000	10	0,4	2,45	11	5,5	1,4

1.6 Расчет токов короткого замыкания

При выборе аппаратуры управления, средств защиты, а также схем соединения и конструкций распределительных устройств учитывают ожидаемые значения токов короткого замыкания, от которых могут возникнуть механические и термические повреждения в установках.

Коротким замыканием называют всякое не предусмотренное нормальным режимом работы электроустановки замыкание между фазами, а в установках с заземленной нулевой точкой (нейтралью) - еще и замыкание между фазой и нулевым проводом или землей.

Токи коротких замыканий могут достигать больших значений и вызывать сильный перегрев генераторов, трансформаторов, двигателей, проводов и т. д. А через 0,01 с после момента короткого замыкания может возникнуть ударный мгновенный ток, который может вызвать значительные динамические усилия на элементах установки и привести к механическому разрушению обмоток трансформаторов, шин, а также изоляторов.

При возникновении режима короткого замыкания и появлении больших токов короткого замыкания на одном из ответвлений (фидеров) от источника тока (трансформаторной подстанции или электростанции) на шинах источника тока снижается напряжение. Поэтому падает напряжение и у потребителей, подключенных к другим ответвлениям от источника.

Для предотвращения опасных последствий коротких замыканий применяют релейную защиту, устанавливают плавкие предохранители, которые обеспечивают быстрое отключение участка с коротким замыканием.

Для проверки аппаратов данного присоединения по аварийному режиму, необходимо прежде всего оценить расчетные условия КЗ: составить расчетную схему. Наметить места расположения расчетных точек КЗ, определить расчетное время протекания токов КЗ и расчетный вид КЗ.

Расчетная схема - это однолинейная электрическая схема проектируемой электроустановки, в которую включены все источники питания и все возможные связи между ними. Произведем расчет токов КЗ.

Расчет токов короткого замыкания ведем в следующей последовательности:

-составляется расчетная схема;

-составляется схема замещения;

-рассчитывается сопротивление;

-рассчитывают токи короткого замыкания в принятых точках.

На расчетной схеме указываем все параметры, необходимые для расчета токов КЗ: для системы Xc* и Sном, или мощность короткого замыкания Sкз; для ЛЭП удельное сопротивление Xо [2.с.130] и длину L; для трансформаторов Sном.т и Uк [2.с.613-619]; для генераторов Xd” и Sном.r [2.с.610]; для реакторов Xp [2.с.622,623].

Принимаем за базисные единицы средние напряжения ступеней с токами короткого замыкания

Uб1 = 115 кВ

Uб2 = 37кВ

Uб3 = 10,5кВ



и базисную мощность

Sб =1000 МВА

Сверхпереходные ЭДС источников принимаем по таблице 3.4 [2.с.68]

EКС1 = EКС2 = 1,13

Eс = 1,08

Рисунок 1.10 - Схема замещения

Сопротивление энергосистемы

,

где Sкз - мощность короткого замыкания, МВА.

Сопротивление воздушной линии

Xл = худlл

Xл = 0,4 = 1,02



Так как у нас далее по схеме замещения сопротивления расположены параллельно, то к расчетной формуле каждого сопротивления добавляется коэффициент .

Сопротивление трансформатора

ХВ =

ХС =

ХН =

где - напряжение КЗ трансформатора %;

- номинальная мощность трансформатора, МВА.

ХВ = = 0,85

ХС = = -0,019

ХН = = 0,57

Сопротивление синхронных компенсаторов

ХКС1 = ХКС2 = = = 8

Преобразуем схему замещения для упрощения расчетов сопротивлений и токов точек КЗ.



Рисунок 1.11 - Упрощенная схема замещения

Базисный ток определяем по формуле

Iб =

где - базисная мощность, кВА;

- базисное напряжение ступени, кВ.

Iб1 = = 5,02 кА

Iб2 = = 15,62 кА

Iб3 = = 55,06 кА

Сопротивление до точки К-1 от системы

X1C = XС + Xл

X1C = 0,769+1,02 = 1,789

Сопротивление до точки К-1 от КУ

X1КУ = XКС + XН + XС + XВ

X1КУ = 8+0,57-0,019+0,85= 9,4



Определим значение периодической составляющей токов КЗ по ветвям для точки К-1:

От системы

IПОК1С = = 5,02 = 3,03 кА

От КУ

IПОК1КУ = = 5,02 = 0,6 кА

Суммарное значение периодической составляющей тока в точке К-1

IПОК1 = IПОК1С + IПОК1КУ = 3,03 + 0,6 = 3,63 кА

Сопротивление до точки К-2 от системы

X2C = XС + Xл + XВ

X2C = 0,769 + 1,02 + 0,85 = 2,63

Сопротивление до точки К-2 от КУ

X2КУ = XКС + XН + XС

X2КУ = 8 + 0,57 - 0,019 = 8,55

Определим значение периодической составляющей токов КЗ по ветвям для точки К-2:

От системы



IПОК2С = = 15,62 = 6,41 кА

От КУ

IПОК2КУ = = 15,62 = 2,06 кА

Суммарное значение периодической составляющей тока в точке К-2

IПОК2 = IПОК2С + IПОК2КУ = 6,41 + 2,06 = 8,47 кА

Сопротивление до точки К-3 от системы

X3C = XС + Xл + XВ + XС

X3C = 0,769 + 1,02 + 0,85 - 0,019 = 2,62 кА

Сопротивление до точки К-3 от КУ

X3КУ = XКС + XН

X3КУ = 8 + 0,57 = 8,57 кА

Определим значение периодической составляющей токов КЗ по ветвям для точки К-3:

От системы

IПОК3С = = 55,06 = 22,69 кА



От КУ

IПОК3КУ = = 55,06 = 7,25 кА

Суммарное значение периодической составляющей тока в точке К-3

IПОК3 = IПОК3С + IПОК3КУ = 22,69 + 7,25 = 29,94 кА

Определим значение ударного тока К-1.

iудС1==• 1,95 • 3,03 = 8,35 кА

iудКС1==• 1,965 • 0,6 = 1,66 кА

iудК1=IудС1+ IудКС1 = 8,35 + 1,66= 10,01 кА

Определим значение ударного тока К-2.

iудС2==• 1,608 • 6,41 = 14,57 кА

iудКС2==• 1,95 • 2,62 = 7,22 кА

iудК2=IудС1+ IудКС1 = 14,57 + 7,22 = 21,79 кА

Определим значение ударного тока К-3.

iудС3==• 1,85• 22,69 = 59,36 кА

iудКС3==• 1,369 • 7,25 = 14,03 кА

iудК3=IудС1+ IудКС3= 59,36 + 14,03 = 73,39 кА



Таблица 1.12- Значение токов короткого замыкания

Точка КЗ	Iпо, кА	Iу, кА
К1 (110 кВ)	3,63	10,01
К2 (35 кВ)	8,47	21,79
К3 (10 кВ)	29,94	73,39

1.7 Выбор контрольно-измерительных приборов (КИП) всех цепей

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов, которые контролируют ряд параметров. Основными параметрами являются ток I и напряжение U. Остальные параметры: фаза(ц), мощность (P,Q), энергия (W), частота (f), определяются на основе информации о токе и напряжении.

Они также служат для автоматического регулирования и управления различными технологическими процессами, способствуют повышению производительности практически во всех отраслях промышленности и обеспечивают безопасность производства.

Измерительные трансформаторы тока и напряжения предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность работающих, так как цепи высшего и низшего напряжения разделены, а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле.

По конструкции различают трансформаторы тока катушечные, одновитковые (типа ТПОЛ), многовитковые с литой изоляцией (типа ТПЛ и ТЛМ). Трансформатор типа ТЛМ предназначен для КРУ и конструктивно совмещен с одним из штепсельных разъемов первичной цепи ячейки.

Для больших токов применяют трансформаторы типа ТШЛ и ТПШЛ, у которых роль первичной обмотки выполняет шина. Электродинамическая стойкость таких трансформаторов тока определяется стойкостью шины.

Для ОРУ выпускают трансформаторы типа ТФН в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией и каскадного типа ТРН. Для релейной защиты имеются специальные конструкции

Трансформаторы тока выбираются по номинальным параметрам: напряжению, первичному и вторичному токам и проверяются на динамическую и термическую стойкость в режиме КЗ.

В зависимости от токовой погрешности измерительные трансформаторы тока разделены на пять классов точности: 0,2; 0,5; 1; 3; 10. Наименование класса точности соответствует предельной токовой погрешности трансформатора тока при первичном токе, равном 1--1,2 номинального.

Рисунок 1.12- Схема соединения трансформаторов тока и измерительных приборов

Таблица 1.13 - Контрольно-измерительные приборы на электростанциях

Наименование цепи	Место установки приборов	Перечень приборов
1	2	3
Турбогенератор	Статор	Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр и вольтметр на генераторах 63 МВт
	Ротор	Амперметр, вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр на генераторах 63 МВт

Трансформатор связи с энергосистемой или РУ разных напряжений	Двухобмоточный	ВН	-
		НН	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой
Линия или трансформатор собственных нужд	На одну секцию	Амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии
	На две секции	Амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии, датчик активной мощности
Линии 6-10 кВ к потребителям		Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на линиях, принадлежащих потребителю
Линии 35 кВ		Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях
Линии 110-220 кВ		Амперметр, ваттметр, варметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях

Таблица 1.14 - Расчетные и каталожные данные трансформатора тока на стороне ВН

ТВТ-110-I-600/5
Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? UНОМ	110 кВ	110 кВ
Iраб.макс?I2т.н.• tт.н	420 А	600 А
ВК ? I	39,53 кА2• с	1875 кА2• с
Z2.НОМ ? Z2.НОМ	Z2.НОМ=1,8 Ом	Z2.НОМ=2 Ом

Таблица 1.15 - Расчетные и каталожные данные трансформатора тока на стороне СН

GIF-40,5
1	2	3
Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? UНОМ	кВ	35 кВ
Iраб.макс?I2т.н.• tт.н	1350 А	4000 А
ВК ? I	215,22 кА2• с	4286 кА2• с
Z2.НОМ ? Z2.НОМ	Z2.НОМ=1,8 Ом	Z2.НОМ=2 Ом

Таблица 1.16 - Расчетные и каталожные данные трансформатора тока на стороне НН

GIF 12-40,5
Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? UНОМ	10 кВ	10 кВ
Iраб.макс?I2т.н.• tт.н	4720 А	5000А
ВК ? I	2689,21 кА2• с	3769 кА2• с
Z2.НОМ ? Z2.НОМ	Z2.НОМ=0,7 Ом	Z2.НОМ=1,2 Ом

1.8 Выбор аппаратов, изоляторов и токоведущих частей для всех цепей

Коммутационные аппараты-- аппараты, предназначенные для включения или отключения тока в одной или более электрических цепях.

Основными электрическими коммутационными аппаратами являются выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, отделители, короткозамыкатели, контакторы, реле, рубильники и предохранители.

Высоковольтный выключатель -- коммутационный аппарат, предназначенный для оперативных включений и отключений отдельных цепей или электрооборудования в энергосистеме, в нормальных или аварийных режимах, при ручном или автоматическом управлении. Высоковольтный выключатель состоит из: контактной системы с дугогасительным устройством, токоведущих частей, корпуса, изоляционной конструкции и приводного механизма (например электромагнитный привод, ручной привод).

Классификация высоковольтных выключателей по способу гашения дуги:

-элегазовые выключатели(баковые и колонковые);

-вакуумные выключатели;

-масляные выключатели (баковые и маломасляные);

-воздушные выключатели.

Разъединитель -- коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения участков электрической сети свыше 1 кВ, находящихся без напряжения, а также в допустимых случаях под напряжением переменного или постоянного тока, но без нагрузки и небольших токов нагрузки. Разъединители используются для видимого отделения участка электрической сети на время ревизии или ремонта оборудования, для создания безопасных условий работы и отделения от смежных частей электрооборудования, находящихся под напряжением, для создания которых разъединители комплектуются блокировкой включенного (отключенного) положения и заземляющими ножами, исключающими подачу напряжения на выведенный в ремонт участок сети. Также разъединители применяются для переключения присоединений с одной системы шин на другую, в электроустановках с несколькими системами шин.

Отделитель -- коммутационный аппарат для автоматического отключения отдельных участков электрической сети высокого напряжения при отсутствии в них тока.

Основное назначение отделителей -- быстрое отсоединение поврежденного участка электрической сети после отключения его со всех сторон выключателями. Отделителями отключают намагничивающий ток трансформаторов и зарядный ток линий. Ток, который способен отключить отделитель, зависит от расстояний между контактами полюса и между соседними полюсами.

Короткозамыкатель -- электрический аппарат, предназначенный для создания искусственного короткого замыкания на землю в сетях электроснабжения.

Короткозамыкатели совместно с отделителями применяются в упрощённых схемах подстанций вместо более дорогих силовых выключателей. В основном упрощённые схемы получили распространение на напряжении 35, 110 кВ. Устанавливаются короткозамыкатели: в сетях с заземлённой нейтралью -- на одну фазу, в сетях с изолированной нейтралью -- на две. Включение короткозамыкателя происходит автоматически, отключение производят вручную.

Коммутационные аппараты (выключатели, разъединители, отделители, короткозамыкатели) выбираем по условиям короткого замыкания.

Разъединители выбирают по напряжению, номинальному длительному току IНОМ, а в режиме короткого замыкания проверяют термическую и электродинамическую стойкость.

Разъединители, отделители и короткозамыкатели следует выбирать также по роду установки и конструктивному исполнению.

Таблица 1.17 -Условие выбора и проверки разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные аппарата	Условия выбора и проверки
Uуст	Uном.
	Iном
	;

IНОРМ = 0,65, кА

IMAX = 1,3 , кА

IНОРМ = 0,65 = 0,21 кА

IMAX = 1,3 = 0,42 кА



Таблица 1.18 - Расчетные и каталожные данные для высокой стороны

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель SAP1DT	Разъединитель РДЗ-1-110/1000 УХЛ1
110 кВ	123 кВ	110 кВ
420А	2000 А	1000 А
10,01 кА	100 кА	=80 кА
3,63 кА	40 кА	-
39,53 кА2•с	4800 кА2•с	2976,75 кА2•с

IНОРМ = 0,65 = 0,67 кА

IMAX = 1,3 = 1,35 кА

Таблица 1.19 - Расчетные и каталожные данные для средней стороны

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВВ-35 кВ F	Разъединитель РНДЗ.3.2.-35/2000 У1
35 кВ	35 кВ	35 кВ
1350 А	1600 А	2000 А
21,79 кА	102 кА	=80 кА
8,47 кА	40 кА	-
215,22 кА2•с	4800 кА2•с	3969 кА2•с

IНОРМ = 0,65 = 2,36 кА

IMAX = 1,3 = 4,72 кА



Таблица 1.20 - Расчетные и каталожные данные для низкой стороны

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ММГ-10-5000-45 УЗ	Разъединитель РВР-20/6300 УЗ
10 кВ	10 кВ	Uуст= 10 кВ
4720А	5000 А	-
73,39 кА	120 кА	-
29,94 кА	45 кА	-
3585,61 кА2•с	16384 кА2•с	40000 кА2•с

Выбор реакторов в цепях трансформаторов.

Для ограничения токов КЗ на сборных шинах установим сдвоенные реакторы в цепи НН трансформатора. Они также предназначены для поддержания на шинах определенного уровня напряжения при повреждении за реакторами.

Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением независящим от протекающего тока. [1.с.195]

Для ограничения тока КЗ в РУ 6 - 10 кВ ТЭЦ применяют секционные и линейные реакторы.

Секционные реакторы ограничивают ток КЗ в зоне сборных шин, присоединений генераторов, трансформаторов, и сопротивление реакторов должно быть достаточным для того, чтобы ограничивать ток КЗ до значений, соответствующих параметрам намечаемых к установке выключателей. Номинальный ток секционного реактора должен соответствовать мощности, передаваемой от секции при нарушении нормального режима.

Линейные реакторы включаются последовательно в цепь отходящей линии, они хорошо ограничивают ток КЗ в распределительной сети и поддерживают остаточное напряжение на шинах установки при КЗ на одной из линий.

Сдвоенные реакторы характеризуются номинальным напряжением, номинальным током ветви и сопротивлением одной ветви при отсутствии тока в другой. К среднему выводу реактора присоединены источники питания, а потребители подключаются к крайним выводам.

Реакторы выбирают по номинальному напряжению и номинальному току

Рисунок 1.13-Сдвоенный реактор в цепи трансформатора

Определим максимальный ток нормального режима ветви реактора по формуле

IMAX = , А

IMAX = = 1179 А

Определим результирующее сопротивление цепи КЗ при отсутствии реакторов

XРЕЗ = , Ом



XРЕЗ = = 0,2 Ом

Таблица 1.21 - Исходные данные реактора

Тип	Индуктивное сопротивление ветви, Ом	Коэффициент связи	Потери на фазу, кВт	Электродинамическая стойкость, кА
РБСДГ-10-2x2500-0,14	0,14	0,52	22,5	79

Результирующее сопротивление

X'РЕЗ = XРЕЗ +0,5 Xp = 0,2 + 0,5 0,14 = 0,27 Ом

Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором

IПОК3 = = = 22,82 кА

Проверим реактор на электродинамическую стойкость

iу = = = 63,12 кА

IДИН = 79 кА > iу = 63,12 кА

Проверка на термическую стойкость

BК = = = 7737,68

= 475,09

BК = 7737,68 > = 475,09

Выбранный реактор РБСДГ-10-2x2500-0,14 проходит по условиям термической и динамической устойчивости.

Выбор изоляторов.

Опорные изоляторы выбираются по условию:

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

,

где - разрушающая нагрузка на изгиб.

Выбираем опорный изолятор ИО-10-30 УЗ: Fразр = 20000 Н; Uном = 10 кВ; Hиз = 180 мм.

Выбираем проходной изолятор ИПУ-10/2000-12,5УХЛ1: Uном = 10 кВ; Iном = 2000 А > Iмах = Iном.в = 1060 А; Fразр = 12500 Н.

Гибкие шины открытых РУ подстанции на напряжение 110 и 35 кВ обычно кре...