Проектирование КЭС 7х500 МВт

КЭС-7х500МВт.doc

1 Выбор варианта структурной схемы
1Выбор типа генераторов
По данным в задании номинальным мощностям генераторов выбираем тип генераторов по каталогу [1.с 610 ] ТГВ-500. Данные сводим в таблицу 1.1.
Таблица 1.1- Технические данные генераторов ТГВ-500ТГВ-300.
Номинальные значения
Напряжение статора кВ.
Сверхпереходное сопр-е отн. ед.
Составляем вариант структурной схемы КЭС с блоками по 500 МВт и напряжением 500 кВ и 220 кВ.
Рисунок 1.1-Вариант структурной схемы.
К РУ-220 кВ подключаем четыре энергоблока по 500 МВт так как максимальная мощность потребителя составляет 1925 МВт что покрывается этими блоками. Три блока по 500 МВт подключаем на РУ-500 кВ который отдаёт электрическую энергию на напряжение 500 кВ. Связь между РУ-500 кВ и РУ-220 кВ осуществляется с помощью автотрансформаторов связи.
Рисунок 1.2-Вариант структурной схемы.
К РУ-220 кВ подключаем четыре энергоблока по 500 МВт так как максимальная мощность потребителя составляет 1925 МВт что покрывается этими блоками. Два блока по 500 МВт подключаем на РУ-500 кВ который отдаёт электрическую энергию на напряжение 500 кВ. А один энергоблок подключаем к автотрансформаторов связи связь между РУ-500 кВ и РУ-220 кВ осуществляется с помощью автотрансформаторов связи. Мощность генератор очень большое тз этого следует что генераторы подключаем отдельную блочную систему т.е. «генератор – трансформатор».
2Расчёт перетока мощностей варианта
Определим установленную активную мощность КЭС
количество блочных генераторов шт;
активная мощность блочных генераторов МВт;
Подставляя значения в формулу (1.1) получаем
Максимальная активная мощность потребителя по напряжению 220 кВ равна 55% от установленной активной мощности
Находим мощность генератора в установленный промежуток времени по формуле
процент выработки мощности генератора в указанный промежуток времени %;
номинальная мощность генератора из таблицы 1.1 МВт;
Подставляя значения в формулу (1.2) получаем
Принимаем максимальную нагрузку собственных нужд Sсн равной 3-5% от Sг так как топливо – газ. Максимальный расход на собственные нужды блочной системы
Расход на собственные нужды генераторов Gi в установленный промежуток времени определяем по формуле
Подставляя значения в формулу (1.4) получаем
Находим мощность потребителя (нагрузки) в указанный промежуток времени. Для потребителя переток мощности из шины 220 кВ определяем по формуле
процент потребления мощности нагрузкой в указанный промежуток времени %;
коэффициент мощности нагрузки (приложение А) МВт;
Подставляя значения в формулу (1.5) получаем
Переток мощности через блочный трансформатор
Вариант №1. Находим переток мощности через автотрансформатор связи на шины 550 кВ по формуле
Максимальный переток через автотрансформатор связи равен знак « – » означает что переток мощностей идет в сторону среднего напряжения т.е. на шины 220 кВ.
Находим переток мощности в систему по формуле
Далее производим расчет перетоков в аварийном режиме т.е. при отключении энергоблока присоединенного к шинам 220 кВ. Находим переток мощности через автотрансформатор связи на шины 550 кВ по формуле (1.6)
Из этого следует что максимальный переток через автотрансформатор связи происходит в аварийном режиме и равен мощность перетекает среднюю сторону на шины 220 кВ.
Находим переток мощности в систему в аварийном режиме по формуле (1.8)
Из рассматриваемых режимов для первого варианта вытекает что аварийный режим более тяжелый режим работы для автотрансформатора связи переток которого равен . А максимальный переток в энергосистему из КЭС для первого варианта структурной схемы равен .
Вариант №2. Находим переток мощности через автотрансформатор связи на шины 550 кВ по формуле
Из этого следует что максимальный переток через автотрансформатор связи происходит в аварийном режиме и равен мощность перетекает высшую сторону на шины 500 кВ.
Из рассматриваемых режимов для второго варианта вытекает что суточный режим более тяжелый режим работы для автотрансформатора связи переток которого равен . А максимальный переток в энергосистему из КЭС для второго варианта структурной схемы равен .
Из этого следует что варианты структурных схем не влияют на мощность передаваемая в энергосистему.
3Выбор типа числа и мощности трансформаторов
Так как неизвестны нагрузки блочных трансформаторов и условия работы автотрансформатор то Кп принимаем равным 14.
3.1 Вариант №1. Устанавливаем по трансформатору на каждый блок генераторов и два автотрансформатора связи для обеспечения надежности на шины 220 кВ так как в задании не указано наличие других связей шины 220 кВ с энергосистемой.
Мощность блочных трансформаторов выбираем по формуле
максимальный переток мощности из блочного генератора (см. п.п. 1.2) МВА;
Подставляя числовые значения в формулу (1.10) получаем
Выбираем на шинах 500 кВ блочные трансформаторы ТЦ – 630000500 с Рхх=420 кВт Ркз=1210 кВт Uкз= 14% Iхх= 04% а на шинах 220 кВ блочный трансформатор ТНЦ – 630000220 с Рхх= 400 кВт Ркз= 1200 кВт Uкз= 125% Iхх= 035%.
По наиболее тяжелому режиму выбираем мощность автотрансформатора по формуле
максимальный переток мощности на шины 500 кВ (см. п.п. 1.2) МВА;
Подставляя числовые значения в формулу (1.11) получаем
Так как переток мощности очень большой то выбираем два однофазных автотрансформатора АОДЦТН – 267000500220 с общей мощностью составляющая на три фазы с параметрами для однофазного Рхх= 125 кВт РкзВ-С=470 кВт РкзВ-Н=110 кВт РкзС-Н=100 кВт Uкз В-С= 115% Uкз В-Н= 37% Uкз С-Н= 23% Iхх= 025%.
2.2 Вариант №2. Устанавливаем по трансформатору на каждый блок генераторов и два автотрансформаторов связи если нет крупного автотрансформатора то устанавливаем три однофазных автотрансформаторов связи.
Мощность блочных трансформаторов остается такой же. Выбираем мощность автотрансформатора включенного в блок с генератором по формуле
коэффициент выгодности;
Коэффициент выгодности определяется по формуле
Подставляя числовые значения в формулу (1.12) получаем
Так как переток мощности очень большой то выбираем два однофазных автотрансформатора АОДЦТН – 167000500220 с общей мощностью составляющая на три фазы с параметрами для однофазного Рхх= 905 кВт РкзВ-С=3150 кВт РкзВ-Н=280 кВт РкзС-Н=250 кВт Uкз В-С= 11% Uкз В-Н= 35% Uкз С-Н= 215% Iхх= 025%.
Проверяем загрузку обмоток автотрансформатора в комбинированном режиме передачи мощности из обмотки НН в обмотку ВН (такой переток наблюдается в нормальном режиме работы). Загрузка последовательных обмоток трансформаторов определяется по формуле
что меньше т. е. выбранные автотрансформаторы в этом режиме работать могут.
Проверяем загрузку обмоток автотрансформатора при отключении энергоблока G1. В этом случае нагрузка 220 кВ получает питание через обмотку СН а обмотка НН загружена мощностью генератора G4. В таком трансформаторном режиме загрузки общей обмотки автотрансформатора не должна превышать типовую мощность определяемая по формуле
что меньше следовательно этот режим также допустим.
2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд. Для выбора трансформаторов собственных нужд принимаем максимальную мощность собственных нужд равную 5% от мощности генератора
Принимаем к установке рабочие трансформаторы собственных нужд:
- для блока 500МВт-типа ТРДНС-4000035 в количестве 7.
Принимаем 2 пускорезервных трансформатора собственных нужд типа ТРДН-40000110
Параметры трансформаторов приводим в таблицу 1.2
Таблица 1.2- Параметры трансформаторов.
4Расчет ущерба от ненадежности структурных схем
Оценка надежности выполняется по блочно т.е. определяется ущерб для каждого блока а результирующий показатель рассчитывается суммированием ущерба всех блоков.
В связи с тем что на повышенных напряжениях принимаются схемы с двухсторонним питанием то при оценке ущерба блока отказ выключателя РУ повышенного напряжения не учитывается.
Считаем что при выходе блока в КЭС дефицита в системе не наблюдаем из этого следует что аварийным недотпуском в системе можно пренебречь и находим только аварийное снижение выработки электроэнергии на КЭС.
Расчет ущерба от ненадежности трансформатора собственных нужд не производим так как в обоих вариантах одинаковое количество.
4.1 Находим ущерб надежности для первого варианта структурной схемы приведенного на рисунке 1.3 по формуле
ущерб от ненадежности на шинах 220 кВ тыс.тенге;
ущерб от ненадежности на шинах 500 кВ тыс.тенге;
ущерб от ненадежности трансформатора связи тыс.тенге.
Рисунок 1.3. Первый вариант
В таблице 1.3 приведены исходные данные для расчета надежности структурной схемы для каждого элемента структурной схемы.
Находим частоту плановых ремонтов генератора
продолжительность агрегато-года ч;
число остановов генератора за агрегато-год.
Таблица 1.3 – Исходные данные
Трансформаторы-500 кВ
Трансформаторы-220 кВ
Продолжительность агрегато-года определяем по формуле
Подставляя числовые значения в формулу (1.17) получаем
Находим частота отказа генератора по формуле
Находим время ремонта или время планового ремонта генератора
Ущерб энергоблока с генератором и выключателем определяем по формуле
системный удельный ущерб равен тыс.тенге(кВт.ч);
число часов работы генератора в году с установленной мощностью ч;
вероятность нахождения энергоблока в нерабочем состоянию;
частота отказа элемента 1год (см. табл. 1.2);
время восстановления элемента ч. (см. табл. 1.2);
продолжительность пуска блока после останова равного ч. (см. табл. 1.2);
продолжительность пуска блока после останова равного ч. (см. табл. 1.2).
Находим число часов работы генератора в году с установленной мощностью по формуле
Находим вероятность нахождения энергоблока в нерабочем состоянии по формуле
Находим вероятность нахождения каждого элемента в нерабочем состоянии по формуле
частота плановых ремонтов элемента 1год (см. табл. 1.2);
время ремонта элемента ч. (см. табл. 1.2);
время восстановления элемента ч. (см. табл. 1.2).
Подставляя числовые значения в формулу (1.24) получаем
- для блочного трансформатора
Подставляя числовые значения в формулу (1.23) получаем
Подставляя числовые значения в формулу (1.21) получаем
Находим ущерб от ненадежности трансформатора связи по формуле
время максимального перетока принимаем 1460 ч.;
мощность которую не пропускает трансформатор с учетом перегрузочной способности при выходе из строя одного трансформатора МВт.
Находим мощность которую не пропускает трансформатор с учетом перегрузочной способности при выходе из строя одного трансформатора
Находим вероятность нахождения автотрансформатора связи в параллельном соединении в нерабочем состоянии по формуле
Находим вероятность нахождения каждого элемента в нерабочем состоянии по формуле (1.24)
Подставляя числовые значения в формулу (1.27) получаем
Подставляя числовые значения в формулу (1.25) получаем
Находим ущерб надежности для первого варианта структурной схемы приведенного на рисунке 1.3 по формуле (1.16)
4.2 Находим ущерб надежности для второго варианта структурной схемы приведенного на рисунке 1.4 по формуле
Рисунок 1.4. Второй вариант
Ущерб энергоблока с генератором и выключателем идентичен варианту №1 и его не вычисляем. Вычисляем ущерб от ненадежности на переток мощности через автотрансформатор связи с генератором по формуле
величина снижения генерирующей мощности при отключении одного трансформатора МВт;
запираемая мощность передаваемая со стороны среднего напряжения при отключении одного трансформатора МВт.
Находим величину снижения генерирующей мощности при отключении одного трансформатора
Находим запираемую мощность передаваемая со стороны среднего напряжения при отключении одного трансформатора
Находим вероятность нахождения автотрансформатора связи с блочным генератором в нерабочем состоянии по формуле
Подставляя числовые значения в формулу (1.29) получаем
Находим ущерб надежности для первого варианта структурной схемы приведенного на рисунке 1.4 по формуле (1.28)
5 Определение технико-экономических показателей вариантов структурных схем
Технико-экономическое сравнение проведем по приведенным затратам: для этого подсчитаем капитальные затраты учитывая основное оборудование (таблица 1.1).
Расчет затрат на трансформаторы собственных нужд не производим так как в обоих вариантах одинаковое количество.
Определяем потери электроэнергии в блочном трансформаторе присоединенном к шинам 500 кВ и 220 кВ по формуле
время работы вне ремонта час;
время потерь час (определено по рис. 5.6 [1] для энергоблоков с принимаем равным 1900 час)
Время работы вне ремонта определяется по формуле
Подставляя значения в формулу (1.33) получим
Определяем потери электроэнергии в блочном трансформаторе присоединенном к шинам 220 кВ по формуле (1.33)
Потери электроэнергии в автотрансформаторе связи в первом варианте с учетом того что обмотка НН ненагружена определяется по формуле
где Т = Тгод = 8760 ч. так как автотрансформатор связи включен в течении всего года.
Время максимальных потерь следовало определить по Тma ТmaxАТ =05(2920+3650)=3285 ч. По этому значению находим по рис. 5.6 [1]
Наибольшая нагрузка обмоток ВН и СН будет в суточном режиме нагрузки 220 кВ (аварийный режим – отключение блока G5 – в расчете потерь не учитывается): .
Удельные потери в обмотках по формуле
Подставляя значения в формулу (1.34) получим
Во втором варианте обмотка НН автотрансформатора нагружена; наиболее тяжелый режим показан на рис. 1.2 ориентируясь на который определяем максимальную нагрузку обмоток:
по рис. 5.6 [1] при Тmax =2920 ч. cos φ =085.
Удельные потери в обмотках по формулам
Потери электроэнергии в блочном автотрансформаторе по формуле
Таблица 1.4 – Капитальные затраты
Стои-мость единицы тыс. руб.
Коли-чество единиц шт.
Общая стои-мость тыс. руб.
Блочный трансформатор
АТДЦТН-50000050022011
АТДЦТН-25000050022011
Генераторный выключатель
Суммарные годовые потери в первом варианте (четыре энергоблока 220 кВ три энергоблока 500 кВ и четыре автотрансформатора связи) определяется по формуле
Суммарные годовые потери во втором варианте (четыре энергоблока 220 кВ два энергоблока 500 кВ и восемь блочных автотрансформатора) определяется по формуле
Суммарные эксплуатационные расходы определяем по формуле
стоимость потерь в трансформаторе тыс. тенге;
стоимость амортизационных отчислений тыс. тенге.
Стоимость амортизационных отчислений найдем из выражения
ежегодные амортизационные отчисления для силового оборудования % ();
капитальные затраты на оборудование тыс. тенге (таблица 1.4).
Стоимость потерь в трансформаторе определяем по формуле
стоимость электроэнергии тенгекВтч равной 305 тенгекВтч;
потери электроэнергии в трансформаторе кВтч
Стоимость потерь в трансформаторе по формуле (1.45) будет равна
Стоимость амортизационных отчислений найдем из выражения (1.44)
Суммарные эксплуатационные расходы получим по формуле (1.43)
Годовые расчетные затраты З определяемые по формуле
нормативный коэффициент эффективности капиталовложений исходя из срока окупаемости Ток = 8лет ;
стоимость трансформаторов тыс. тенге;
суммарные эксплуатационные расходы тыс. тенге.
Исходя из полученных выше результатов годовые расчетные затраты по формуле (1.46) будут равны
Первый вариант экономичнее второго на 2401 %. Окончательно принимаем вариант №1. В дальнейшем расчеты будут приведены только для первого варианта.
Расчет токов короткого замыкания
В курсовом проекте расчет токов короткого замыкания производиться в объеме достаточном для выбора электрических аппаратов и токоведущих элементов. Основная цель расчета – определение периодической составляющей тока короткого замыкания для наиболее тяжелого режима сети ударного тока и наибольшего действующего значения тока короткого замыкания за первый период процесса.
При расчете токов короткого замыкания приняты следующие допущения:
а) токами намагничивания силовых трансформаторов можно пренебречь;
б) не учитывается емкостные токи воздушных и кабельных линий;
в) не учитывается насыщение магнитных систем;
г) считается что трехфазная цепь является симметричной;
д) не учитываются токи нагрузки;
е) не учитываются активные сопротивления в установках выше 1 кВ но активное сопротивление короткозамкнутой цепи необходимо рассчитать для определения постоянной времени затухания Та апериодической составляющей.
Первым этапом расчета является составление схемы замещения сети на которой указываются все элементы с их основными параметрами. На основании расчетной схемы составляется схема замещения в которую все элементы схемы вводятся полными сопротивлениями. В качестве расчетного принимается режим трехфазного металлического короткого замыкания. Расчет производиться в относительных базисных единицах в качестве которых принимаем:
Определяем сопротивление элементов схемы замещения в относительных базисных единицах.
Определяем количество линий на 220 кВ по формуле
установленная мощность потребителя МВт;
пропускная мощность линии [3.c 118 ] МВт.
Подставляя значения в формулу (2.1) получим
Максимальная пропускная способность линии на 220 кВ равна 500 МВт. Длина линии 200 км. Принимаем четыре линий.
Определяем количество линий на 500 кВ
На 500 кВ по максимальной пропускной способность линии равной 1200 МВт принимаем четыре линии с учётом расширения станции. Длина линии 400 км.
Расчётная схема станции приведена на рисунке 6.1.
Рисунок 2.1- Расчётная схема станции.
Расчетная схема замещения приведена на рисунке 2.2.
Преобразуем схему относительно точки короткого замыкания.
Сверхпереходное реактивное сопротивление генераторов КЭС определяем по формуле
сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси Ом.
Рисунок 2.2 - Схема замещения.
Сопротивление блочного трансформатора на шинах 500 и 220 кВ определяем по формуле
Сопротивление обмоток автотрансформатора связи найдем из выражений
Напряжения короткого замыкания для обмоток найдем из выражений
Сопротивление системы определяем из выражения
Выбираем сечение линий от КЭС до энергосистемы по тяжелому режиму т.е. когда в энергосистему отдается самая большая мощность – это в максимальном режиме. Из пункта 1.2 известно что .
Определим максимальный ток в линий по формуле
Определим расчетный ток в линий по формуле
По расчетному току выберем сечение провода выбираем провод марки АС – 300 с хо = 011 Омкм ro = 00578 Омкм
Для линии электропередачи сопротивление определяем по формуле
среднее напряжение ступени (принимаем равным Uб)кВ.
Активное сопротивление линии находим по формуле
Активное сопротивление блочного трансформатора можно найти из выражения
активное сопротивление трансформатора Ом (выбираем из справочной литературы [1]).
Активное сопротивление системы определяем по формуле
Активное сопротивление генератора определяем по формуле
Активные сопротивления блочного автотрансформатора выбираем из справочной литературы [Блок] а их базисные значения рассчитываем по формулам
ЭДС генератора можно определить из выражения
где - соответственно номинальные напряжение и ток приведенные к относительным базисным единицам.
Номинальное напряжение приведенное к относительным базисным единицам принимаем равным
Номинальный ток приведенный к относительным базисным единицам определяем по формуле
Следующим этапом расчета токов короткого замыкания является сворачивание схемы. Для определения эквивалентных активных и реактивных сопротивлений используем формулы
где n – количество параллельных элементов схемы замещения (сопротивления генераторов трансформаторов).
Сверхпереходное реактивное сопротивление генератора КЭС определяем по (2.2)
Сопротивление системы определяем из выражения (2.6) но нам сопротивление системы задано в исходных данных
Сопротивление блочного трансформатора КЭС определяем по формуле (2.3)
Сопротивление линий от КЭС до энергосистемы найдем из выражения (2.9)
Напряжения короткого замыкания и сопротивления обмоток автотрансформатора связи определяем по формулам (2.4) и (2.5)
Номинальный ток генератора приведенный к относительным базисным единицам определяем по формуле (2.16)
ЭДС генератора можно определить из выражения (2.15)
ЭДС системы принимаем равным единице ввиду неограниченности ее мощности.
Активные сопротивления рассчитываем по формулам (2.10) (2.11) (2.12) (2.13) и (2.14)
Результаты рассчитанных параметров заносим в рисунок 2.2. Намечаем на ней расчетные точки короткого замыкания.
Находим последовательное активные и реактивные сопротивления автотрансформатора связи по формуле
Определяем эквивалентные активные и реактивные сопротивления по формулам (2.17) и (2.18)
1 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1
Схема замещения относительно точки К1 приведена на рисунке 2.3
Сопротивление ветви «генератор- трансформатор на 500 кВ» равно
Сопротивление ветви «генератор-трансформатор на 220кВ.» равно
Рисунок 2.3 - Схема замещения относительно точки К1
Сопротивление ветви «система - линии» равно
Объединяем генераторы под один источник ЭДС и их сопротивления
Объединяем последовательные реактивные и активные сопротивления на эквивалентное сопротивление
Объединяем параллельные сопротивления реактивные и активные сопротивления на эквивалентное сопротивление
Направляемый к месту короткого замыкания от системы и генераторов КЭС рассчитываем по каждому источнику отдельно. Расчет ведется по реактивным сопротивлениям.
Периодическую составляющую тока короткого замыкания в базисных единицах направляемого к точке короткого замыкания от генераторов и системы определяем по формуле
Подставляя значения в выражение (2.21) получаем
Базисный ток ступени в точке короткого замыкания определяем по формуле
Подставляя значения в формулу (2.22) получаем значение базисного тока для точки короткого замыкания К1.
Периодическую составляющую тока короткого замыкания определяем по формуле
Подставляя значения в формулу (2.23) получаем
Постоянную времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания определяем по формуле
Подставляя значения в формулу (2.24) получаем
Ударный коэффициент тока короткого замыкания определяем по формуле
Подставляя значения в формулу (2.25) получаем
Мгновенное значение тока короткого замыкания определяем по формуле
Подставляя значения в формулу (2.26) получаем
Суммарный ударный ток в точке короткого замыкания определяем по формуле
Подставляя значения в формулу (2.27) получаем
Действующее значение тока короткого замыкания определяем по формуле
Подставляя значения в формулу (2.28) получаем
Суммарное действующее значение тока короткого замыкания определяем аналогично суммарному мгновенному значению тока короткого замыкания по формуле (2.27)
Значение периодической составляющей тока короткого замыкания к моменту размыкания контактов выключателя Iпi принимаем равным значению Iпо кi.
Предполагаем к установке на подстанции выключатель ВВБК-500-50У1.
Расчетное время отключения выключателя рассчитывается по формуле
минимальное время срабатывания релейной защиты с;
собственное время отключения выключателя с (выбираем из справочной литературы [2]).
Подставляя значения в формулу (2.29) получаем
Апериодический ток в момент отключения находим по формуле
Подставляя значения в формулу (2.30) получаем
Суммарный ток на момент отключения будет равен
Тепловой импульс определяем по формуле
время отключения тока короткого замыкания с.
Время отключения тока короткого замыкания определяется по формуле
Подставляя значения в формулу (2.32) получаем
Подставляя значения в формулу (2.31) получаем
Суммарный тепловой импульс будет равен
2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2
Для расчёта токов короткого замыкания в точке в точке К2 используем преобразованную схему для точки К1. Сворачиваем схему замещения относительно точки короткого замыкания К2. Расчетная схема представлена на рисунке 2.7 – Схема замещения точки короткого замыкания К2.
Сопротивление рабочего трансформатора собственных нужд для блоков 500МВт
Подставляя значения в формулы (2.33) и (2.34) получаем
Рисунок 2.7 – Схема замещения точки короткого замыкания К2.
Сопротивление пускорезервного трансформатора собственных нужд находим по формуле (2.33) и (2.34)
Находим последовательные активные и реактивные сопротивления высших и низших обмоток трансформатора собственных нужд по формуле
Находим последовательные активные и реактивные сопротивления высших и низших обмоток пускорезервного трансформатора собственных нужд по формуле
Объединяем источники ЭДС под один источник ЭДС и их сопротивления
Подставляя значения в формулы (2.39) получаем
Подставляя значения в формулы (2.40) получаем
Результирующее активное и реактивное сопротивление получаем путем последовательного сложения сопротивлений элементов схемы замещения
Периодическую составляющую тока короткого замыкания в базисных единицах направляемого к точке короткого замыкания ЭДС определяем по формуле
Подставляя значения в формулу (2.22) получаем значение базисного тока для точки короткого замыкания К2.
Так как точный состав электродвигателей собственных нужд неизвестен то для приближённых оценок тока короткого замыкания при питании от резервного трансформатора принимаем
где - номинальная мощность ТСН. Если трансформаторы имеют расщеплённую обмотку низшего напряжения то мощность необходимо уменьшить в 2разат.е. учитывать электродвигатели подключен к данной обмотке низшего напряжения.
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания эквивалентного двигателя определяем по формуле
Суммарное начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания равно
Определяем ударный ток короткого замыкания по формуле
ударный коэффициент для системы определяем по кривой [1.с 179] который равен для электродвигателя принимаем равным 165 [1c.178].
Ударный ток короткого замыкания системы равен
Ударный ток короткого замыкания эквивалентного электродвигателя равен
Суммарный ударный ток короткого замыкания равен
Определяем момент расхождения контактов выключателя
собственное время отключения принимаем для выключателя типа ВМПЭ-10-315 равное 009.
Значение постоянной времени периодической составляющей для заданной мощности эквивалентного электродвигателя принимаем равное 007 [1c.178]
Определяем периодическую составляющую тока короткого замыкания к моменту по формуле
Затухание периодической составляющей тока короткого замыкания системы равно
Подставляем данные в формулу (2.45)
Значение постоянной времени для заданной мощности трансформатора определяем по кривой [1.с 179] для эквивалентного электродвигателя принимаем из каталога [1c.178].
Зная и t находим по графику кривых [1c.151] затухание апериодической составляющей тока короткого замыкания:
- эквивалентного электродвигателя
Определяем апериодическую составляющую тока короткого замыкания к моменту
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания системы к моменту равна
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания эквивалентного электродвигателя к моменту равна
Суммарное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания к моменту равно
3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К3
Для расчёта токов короткого замыкания в точке в точке К3 используем преобразованную схему для точки К1 и К2. Сворачиваем схему замещения относительно точки короткого замыкания К3. Расчетная схема представлена на рисунке 2.12 – Схема замещения точки короткого замыкания К3.
Рисунок 2.12 – Схема замещения точки короткого замыкания К3.
Подставляя значения в формулы (2.46) получаем
Подставляя значения в выражение (2.47) получаем
Подставляя значения в формулу (2.22) получаем значение базисного тока для точки короткого замыкания К3.
Подставляя значения в формулу (2.48) получаем
Предполагаем к установке на подстанции выключатель ВВБК-220Б-56У1.
4 Расчёт токов короткого замыкания в точке К4
Для расчёта токов короткого замыкания в точке в точке К4 используем преобразованную схему для точки К1 К2 и К3 . Сворачиваем схему замещения относительно точки короткого замыкания К4. Расчетная схема представлена на рисунке 2.14 – Схема замещения точки короткого замыкания К4.
Рисунок 2.14 – Схема замещения точки короткого замыкания К4.
Подставляя значения в формулы (2.49) получаем
Подставляя значения в формулы (2.50) получаем
Подставляя значения в выражение (2.51) получаем
Подставляя значения в формулу (2.22) получаем значение базисного тока для точки короткого замыкания К4.
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания эквивалентного двигателя определяем по формуле (2.42)
Суммарное начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания определяем по формуле (2.43)
4 Расчёт токов короткого замыкания в точке К5
Для расчёта токов короткого замыкания в точке в точке К5 используем преобразованную схему для точки К1 К2 К3 и К4 . Сворачиваем схему замещения относительно точки короткого замыкания К5. Расчетная схема представлена на рисунке 2.19 – Схема замещения точки короткого замыкания К5.
Рисунок 2.19 – Схема замещения точки короткого замыкания К5.
Подставляя значения в формулы (2.53) получаем
Подставляя значения в выражение (2.54) получаем
Подставляя значения в формулу (2.22) получаем значение базисного тока для точки короткого замыкания К5.
где - номинальная мощность ПРТСН. Если трансформаторы имеют расщеплённую обмотку низшего напряжения то мощность необходимо уменьшить в 2разат.е. учитывать электродвигатели подключен к данной обмотке низшего напряжения.
собственное время отключения принимаем для выключателя типа МГГ-10-45 равное 012.
Составляем сводную таблицу 2.1 токов короткого замыкания для точек К2 К4 и К5.
Таблица 2.1 – Токи короткого замыкания
Из таблицы видно что в точке К5 токи короткого замыкания больше остальных значит импульс квадратичного тока будем производить только для этой точки чтобы выбрать оборудование в точке К2 К4 и К5.
Импульс квадратичного тока КЗ определяется по формуле
полное время отключения принимаем для выключателя типа МГГ-10-45 равное 016.
Подставляя значения в формулу (2.55) получаем
Подставляем данные в формулы (2.53) и (2.54) получаем
Составляем сводную таблицу 2.2 токов короткого замыкания для всех точек.
Таблица 2.2 – Токи короткого замыкания
Выбор коммутационных аппаратов
1 Выбор выключателей
Выключатели выбирают по номинальному напряжению номинальному току типу роду установки и проверяют по отключающей способности в режиме короткого замыкания динамической и термической стойкости.
Условия выбора и проверки выключателей сведены в таблицу 3.1 – 3.5.
Находим максимальный ток в ветвях присоединений:
Максимальный ток в цепи блока «генератор-трансформатор» находим по формуле
Максимальный ток в цепи трансформатора собственных нужд определяем по формуле
Максимальный ток в цепи автотрансформатора связи определяем по формуле
где - допустимый коэффициент перегрузки равен 14.
В цепи линии 500кВ. максимальный ток определяем по формуле
где n - количество линий.
Расчётные и номинальные данные выключателей [1.c630] сводим в таблицы: 3.1- 3.5.
Таблица 3.1 – Расчётные и номинальные данные выключателей в цепи блока 500 кВ.
Формулы для выбора и проверки
Номинальные параметры
Uном выкл.≥ Uном уст.
Iном откл. выкл. ≥ Iп
Iном откл. выкл= 50 кА
√2 Iном откл(1+н) ≥ √2 Iп+ia
√2 Iном откл(1+н) = √2 50(1+045)=1025 кА
√2 Iп+ia=√21035+2166=363 кА
iном дин ≥ iуIном дин ≥ Iу
iном дин= 128 кА Iном дин=50 кА.
iу= 5605 кА Iу=3386 кА.
I2 ном терм. t ном терм. ≥ Bк
I2 ном терм. t ном терм1=5022=5000 кА2с
Таблица 3.2 – Расчётные и номинальные данные выключателей в цепи блока 220 кВ.
Iном откл. выкл= 56 кА
√2 Iном откл(1+н) = √2 56(1+047)=1164 кА
√2 Iп+ia=√21124+241=40 кА
iном дин= 143 кА Iном дин=56 кА.
iу= 6109 кА Iу=3694 кА.
I2 ном терм. t ном терм1=5623=9408 кА2с
Таблица 3.3 – Расчётные и номинальные данные выключателей в цепи автотрансформатора связи.
Таблица 3.4 – Расчётные и номинальные данные выключателей в цепи линии.
Таблица 3.5 – Расчётные и номинальные данные выключателей в цепи пускорезервного трансформатора собственных нужд.
Iном откл. выкл=63 кА
√2 Iном откл(1+н) = √2 63(1+02)=107 кА
√2 Iп+ia=√22042+3489=3236 кА
iном дин= 150 кА Iном дин=64 кА.
iу= 8525 кА Iу=503 кА.
I2 ном терм. t ном терм1=6424=16384 кА2с
Так как расчётные данные меньше чем каталожные выбранные выключатели и разъединители проходят по условиям выбора.
2 Выбор разъединителей короткозамыкателей и отделителей
Выбор разъединителей и отделителей производится по тем же условиям что и выключатели кроме проверки на отключающую способность.
Короткозамыкатели выбирают по тем же условиям что и разъединители кроме выбора по току нагрузки.
Условия выбора и проверки разъединителей короткозамыкателей и отделителей сведены в таблицу 3.6 – 3.8.
Таблица 3.6 – Выбор разъединителей на шины 500 кВ.
Uном аппар. ≥ Uном уст.
iном дин раз. = 160 кА
I2 ном терм. t ном раз.=632 3=7938 кА2с
Таблица 3.7 – Выбор разъединителей короткозамыкателей и отделителей на шины 220 кВ.
Uном раз. =110 кВ Uном отдел. =110 кВ
Iном раз.= 2000 А Iном отдел.= 1600 А.
iном дин раз. = 100 кА iном дин отдел. = 80 кА
iном дин кз = 70 кА.
I2 ном терм. t ном раз.=402 3=4800 кА2с
I2 ном терм. t ном тод.=3152 3=2976 кА2с.
I2 ном терм. t ном кз=2752 3=2269 кА2с.
Таблица 3.8 – Выбор разъединителей короткозамыкателей и отделителей на шины 63 кВ.
iном дин раз. = 125 кА
I2 ном терм. t ном раз.=4524=8100 кА2с
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Трансформаторы тока предназначенные для питания измерительных приборов выбирают по напряжению номинальному току классу точности нагрузке вторичной цепи и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость.
1 Выбор трансформаторов тока
1.1 Трансформаторы тока в цепи линии 500кВ
Выбираем трансформаторы тока на 500 кВ. Для расчёта вторичной нагрузки составляем перечень приборов подключаемых к вторичной обмотке трансформатора тока. Данные сводим в таблицу 4.1.
Таблица 4.1- Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Нагрузка ВА по фазам
Для наиболее загруженной фазы находим сопротивление приборов по формуле
мощность приборов ВА;
номинальный вторичный ток трансформатора тока А.
Находим допустимое сопротивление проводов по формуле
номинальная допустимая нагрузка трансформатора;
сопротивление контактов принимаем равное 01 Ом.
Рассчитываем номинальную допустимую нагрузку в выбранном классе точности трансформатора тока по формуле
нагрузка измерительной обмотки ВА.
За основу берём трансформатора марки ТФЗМ-500-У1 равную 30 ВА. [1c.632].
Подставляем данные в формулу (4.2) получим
В токовых цепях распределительного устройства 500 кВ принимаем контрольные кабели с медными жилами с ориентировочной длиной равной 175 м. [1.c375]. Для схемы соединения трансформаторов и приборов «полная звезда» .
Находим сечение кабеля по формуле
удельное сопротивление провода.
Для провода с медными жилами оно равно 00175 [1.c374]
Принимаем провод с жилами сечением 25 .
Определяем номинальную нагрузку приборов по формуле
сопротивление проводов Ом.
Находим сопротивление проводов по формуле
Данные подставляем в формулу (4.5) получаем
Расчётные и каталожные данные трансформатора тока ТФЗМ-500-У1 [1.c632] сводим в таблицу 4.2.
Таблица 4.2- Расчётные и номинальные данные.
Из таблицы видно что расчётные данные меньше чем номинальные поэтому трансформатор тока ТФЗМ-220-У1 проходит по условиям выбора.
1.2 Трансформаторы тока в цепи линии 220кВ
Выбираем трансформаторы тока на 220 кВ. Для расчёта вторичной нагрузки составляем перечень приборов подключаемых к вторичной обмотке трансформатора тока. Данные сводим в таблицу 4.3.
Таблица 4.3- Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Для наиболее загруженной фазы находим сопротивление приборов по формуле (4.1)
Рассчитываем номинальную допустимую нагрузку в выбранном классе точности трансформатора тока по формуле (4.3). За основу берём трансформатора марки ТФЗМ-220-У1 равную 30 ВА. [1c.632].
В токовых цепях распределительного устройства 220 кВ принимаем контрольные кабели с медными жилами с ориентировочной длиной равной 150 м. [1.c375]. Для схемы соединения трансформаторов и приборов «полная звезда» .
Находим сопротивление проводов по формуле (4.6)
Расчётные и каталожные данные трансформатора тока ТФЗМ-220-У1 [1.c632] сводим в таблицу 4.4.
Таблица 4.4- Расчётные и номинальные данные.
1.3 Трансформаторы тока в цепи блочного трансформатора
Выбираем трансформаторы тока в цепи блочного трансформатора на высоком напряжении. Нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока приведена в таблице 4.5.
Таблица 4.5- Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Нагрузка ВА. По фазам
Для наиболее загруженной фазы находим сопротивление приборов
Рассчитываем номинальную допустимую нагрузку в выбранном классе точности трансформатора тока
Находим допустимое сопротивление проводов
Определяем номинальную нагрузку приборов
Расчётные и номинальные данные трансформатора тока ТФЗМ-500Б-1 [1.c632] сводим в таблицу 4.6.
Таблица 4.6- Расчётные и номинальные данные.
Из таблицы видно что расчётные данные меньше чем номинальных поэтому трансформатор тока ТФЗМ-500Б-1 проходит по условиям выбора.
1.4 Трансформаторы тока в цепи автотрансформатора связи
Поскольку в цепи обмотки ВН автотрансформатора связи устанавливаются те же приборы что и в цепи обмотки ВН блочного трансформатора дополнительных расчётов не требуется.
Расчётные и каталожные данные трансформатора тока ТФЗМ-500-У1 [1.c632] сводим в таблицу 4.7.
2 Выбор трансформаторов напряжения
К трансформатору напряжения каждой секции сборных шин планируем подключение следующих приборов: вольтметров ваттметр варметра счетчиков активной и реактивной энергии.
Выбираем трансформаторы напряжения на шинах распределительного устройства 500 кВ. Перечень приборов и вторичную нагрузку [1.c369] сводим в таблицу 4.7.
Таблица 4.7- Вторичная нагрузка трансформатора.
Определяем общую потребляемую мощность
Выбираем трансформатор напряжения марки НКФ-500-78 [1.c634].Его номинальная мощность в классе точности 1 равна 500 ВА что больше 7402 ВА.
Выбираем трансформаторы напряжения на шинах распределительного устройства 220 кВ. Перечень приборов и вторичную нагрузку [1.c369] сводим в таблицу 4.8.
Выбираем трансформатор напряжения марки НКФ-500-78 [1.c634].Его номинальная мощность в классе точности 1 равна 500 ВА что больше 934 ВА.
Таблица 4.8- Вторичная нагрузка трансформатора.
Выбор токоведущих частей
1 Выбор токоведущих частей РУ-220кВ
1.1 Выбор сборных шин. Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке присоединения в данном случае в цепи блочного трансформатора.
Исходя из значения тока можно было принять сталеалюминевые провода АС-400 с . В то же время сечение провода не должно быть меньше допустимого по условиям коронирования. Согласно [2т 1.18] минимально допустимые по условиям коронирования провода на РУ-220кВ 2АС-40051.
Данные провода сводим в таблицу 5.1.
Таблица 5.1- Основные характеристики провода.
Наружный диаметр провода мм
Так как приняли два провода то допустимый ток будет равен что больше 1467 А.
Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами равным 300 см.
Проверку на схлёстывание не производим так как 20 кА.
Проверку на термическое действие тока КЗ не производим так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе [1.c186].
Проверка по условиям коронирования в данном случае могла бы не производится так как согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 220 кВ 240 мм2. Учитывая что на ОРУ 220 кВ расстояние между проводами меньше чем на воздушных линиях а также для пояснения методики расчета проведем проверочный расчет.
Проверяем провода по условиям коронирования. Определяем начальную критическую напряжённость по формуле
коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода равный 082;
Определяем напряжённость вокруг провода по формуле
линейное напряжение здесь принято U=230 кВ так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 11Uном кВ;
среднее геометрическое расстояние между проводами фаз при горизонтальном расположении фаз равно (- расстояние между фазами) см.
коэффициент учитывающий число проводов в фазе
Коэффициент учитывающий число проводов в фазе определяем по формуле
расстояние между проводами в расщеплённой фазе принимается в установках 220 кВ 20- 30 см..
где - расстояние между проводами в расщеплённой фазе принимается в установках 220 кВ 20- 30 см.
эквивалентный радиус расщепленных проводов.
Эквивалентный радиус расщепленных проводов определяем по формуле
Данные подставляем в формулу (5.3)
Условие проверки на корону
Провода 2АС-40051 коронировать не будут.
Проверка на термические действия тока КЗ не производится так как шины выполняют голыми проводами на открытом воздухе.
2 Выбор токоведущих частей в цепи блочного трансформатора
Токоведущие части от выводов 220 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами.
Сечение выбираем по экономической плотности тока по формуле
экономическая плотность тока равная [1т 4.5].
Принимаем два провода в фазе АС-60072.
Проверяем провода по допустимому току
Проверку на термическое действие тока не производим.
3 Выбор токоведущих частей в цепи автотрансформатора связи
Токоведущие части от выводов автотрансформатора до сборных шины выполняем гибкими проводами.
Выбираем сечение проводов по экономической плотности тока
Принимаем два провода в фазе АС-40022.
4 Выбор проводов воздушных линий
Воздушные линии 500кВ выполняем гибкими проводами.
По условиям коронирования принимаем провода в фазе АС-40022.
Выбор схемы собственных нужд КЭС
Распределительное устройство с.н. выполняется с одной секционированной системой шин.
Количество секций 6-10 кВ для блочных КЭС принимается: две на каждый энергоблок (при мощности энергоблока более 160 МВт).
Каждая секция или секции попарно присоединяются к рабочему трансформатору с. н.
На рисунке 6.1 приведена схема питания с. н. части блочной КЭС с тремя энергоблоками по 500 МВт (см. рис. 5.20). Трансформаторы с.н. T1 T2 ТЗ питают секции 6 кВ соответственно первого энергоблока 1ВА 1ВВ второго 2ВА 2ВВ и третьего ЗВА ЗВВ. К этим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ турбинного и котельного отделений общестанционная нагрузка (о.с. н) и трансформаторы 604 кВ.
Резервное питание секций с.н. осуществляется от резервных магистралей связанных с пускорезервными трансформаторами с.н. (Т4 Т5 на рис. 6.1).
Резервные магистрали для увеличения гибкости и надежности секционируются выключателями через каждые два-три энергоблока.
Число резервных трансформаторов с.н. на блочных КЭС без генераторных выключателей принимается три - третий резервный трансформатор генераторного напряжения не присоединенный к источнику питания но установленный на электростанции и готовый к замене любого рабочего трансформатора с.н.
Резервные трансформаторы с. н. должны присоединяться к сборным шинам повышенного напряжения которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов электростанции). Это требование трудно выполнить если связь с энергосистемой осуществляется по линиям 500—750 кВ. В этом случае резервные ТСН присоединяются к шинам среднего напряжения (220 кВ) при условии что они связаны через автотрансформатор с шинами ВН.
Резервные трансформаторы с.н. на КЭС с энергоблоками 160 МВт и более присоединяются к разным источникам питания (РУ разных напряжений разные секции сборных шин РУ одного напряжения обмотки НН автотрансформаторов).
Мощность каждого резервного трансформатора с.н. на блочных электростанциях без генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока. Если точный перечень потребителей с.н. в таком режиме неизвестен то мощность резервного трансформатора с. н. выбирается на ступень больше чем рабочего. Если в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели то мощность резервных трансформаторов принимается равной мощности рабочих трансформаторов. В любом случае мощность резервных трансформаторов должна быть проверена по условиям самозапуска.
Рассмотрим эти условия. После отключения рабочего источника ответственные электродвигатели оставшиеся включенными начинают тормозиться т.е. частота вращения их постепенно уменьшается (происходит «выбег» электродвигателей).
Рисунок 6.1. Схема электроснабжения с.н. КЭС с тремя энергоблоками.
Секции с.н. 04 кВ показаны только для первого энергоблока.
Напряжение на секции с. н. восстанавливается после автоматического включения резервного источника (АВР).
Перерыв питания на секции с. н. обычно не превышает 1 — 25 с. После подачи напряжения от резервного источника происходит увеличение частоты вращения одновременно всех неотключенных электродвигателей. Этот процесс называется самозапуском. При самозапуске электродвигатели потребляют значительные пусковые токи за счет чего происходит большая потеря напряжения в обмотках резервного трансформатора с.н.
Вследствие этого к секции с. н. подводится не номинальное а пониженное напряжение что осложняет и затягивает процесс самозапуска. В неблагоприятных условиях затянувшийся самозапуск может привести к недопустимому снижению давления питательной воды напора воздуха подаваемого в котельный агрегат или других технологических параметров от которых зависит нормальная работа. В этом случае энергоблок может быть отключен технологическими защитами.
Для того чтобы обеспечить нормальный самозапуск необходимо по
возможности уменьшить время перерыва питания оставить присоединенными к секции только электродвигатели ответственных механизмов
отключив все остальные. Для обеспечения самозапуска приходится увеличивать мощность резервного трансформатора не применять трансформаторы с Uк больше 13%. Процесс самозапуска зависит от многих факторов расчет его сложен и здесь не приводится.
Многочисленные потребители с. н. напряжением 04 кВ (на один энергоблок 500 МВт приходится более 600 электродвигателей 04 кВ) присоединяются к секциям 04 кВ получающим питание от трансформаторов 6-1004 кВ. Расход на с.н. 04 кВ приблизительно можно принять равным 10% общего расхода.
Трансформаторы 604 кВ устанавливаются по возможности в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделении на топливном складе а объединенном вспомогательном корпусе на ОРУ в компрессорной и т.д. Трансформаторы мощностью более 1000 кВА не применяются так как их применение приводит к значительному увеличению тока КЗ в сети 04 кВ. Сборные шины 04 кВ секционируются для повышения надежности питания. Каждая секция обеспечивается рабочим и резервным питанием включаемым автоматически.
На рис. 5.35 показано питание секций с.н. 04 кВ одного энергоблока расположенных в главном корпусе. Потребители 04 кВ первого энергоблока и часть общестанционной нагрузки получают питание от секций 1СА 1СВ ICC 1CD. Наиболее ответственные потребители присоединены на полусекции 1СА и 1СВ отделяемые автоматическими выключателями от остальной части этих же секций. Резервный трансформатор 604 кВ присоединен к секции ЗВА третьего энергоблока.
Потребители 04 кВ второго энергоблока присоединяются к секциям 2СА 2СВ 2СС 2CD а третьего - к секциям ЗСА ЗСВ ЗСС 3CD (на рис. 6.1 эти секции не показаны). Резервный трансформатор для последних секций присоединен к секции 6 кВ 2ВВ второго энергоблока.
Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах с.н. трансформаторы имеют РПН. Схема соединения обмоток рабочих и резервных трансформаторов выбирается таким образом чтобы возможно было их кратковременное параллельное включение в моменты перехода с рабочего на резервное питание и наоборот.
Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой и раздельная работа секций 6 кВ приводят к ограничению тока КЗ до такого значения которое позволяет применить ячейки комплектного распределительного устройства с выключателями ВМПЭ-10 или ВЭМ-6 (для энергоблоков 500 МВт). При необходимости ограничения тока КЗ на стороне 04 кВ на вводах к некоторым сборкам устанавливаются реакторы.
Схема с двумя рабочими и обходной системами шин
Для РУ 220 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь (рис. 5.15а). Как правило обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений: линии Wl W3 W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1 линии W2 W4 W6 и трансформатор Т2 присоединены ко второй системе шин А2 шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 220 кВ на стороне ВН и СН подстанций при числе присоединений 7-15 а также на электростанциях при числе присоединений до 12.
Рисунок 7.1. Схема с двумя рабочими и обходной системой шин:
а) – основная схема; б) и в) – варианты схем.
Схемы с двумя системами шин имеют существенные недостатки этой схемы:
- отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий присоединенных к данной системе шин а если в работе находится одна система шин отключаются все присоединения. Ликвидация аварии затягивается так как все операции по переходу с одной системы шин на другую производятся разъединителями. Если источниками питания являются мощные блоки турбогенератор — трансформатор то пуск их после сброса нагрузки на время более 30 мин может занять несколько часов;
- повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин т.е. приводит к отключению всех присоединении;
- 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.
Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин.
На КЭС секционируется обе системы шин при U = 220 кВ так как установлены трансформаторы мощностью более 125 МВА.
Если сборные шины секционированы то для уменьшения капитальных затрат возможно применение совмещенных шиносоединительного и обходного выключателей QOA (рис. 7.1). В нормальном режиме разъединители QS1 QSO QS2 включены и обходной выключатель выполняет роль шиносоединительного. При необходимости ремонта одного выключателя отключают выключатель QOA и разъединитель QS2 и используют обходной выключатель по его прямому назначению. В схемах с большим числом линий количество таких переключений в год значительно что приводит к усложнению эксплуатации поэтому имеются тенденции к отказу от совмещения шиносоединительного и обходного выключателей.
В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или при КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25 % присоединений (на время переключений) однако при повреждении в секционном выключателе теряется 50% присоединений.
Для электростанций с мощными энергоблоками (300 МВт и более) увеличить надежность схемы можно присоединив источники или автотрансформаторы связи через развилку из двух выключателей (рис. 7.1). Эти выключатели в нормальном режиме выполняют функции шиносоединительного. При повреждении на любой системе шин автотрансформатор остается в работе исключается возможность потери обеих систем шин.
Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи.
В распределительных устройствах 500 кВ применяется схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи. Как видно из рис. 7.2 на шесть присоединений необходимо девять выключателей т. е. на каждое присоединение «полтора» выключателя (отсюда происходит второе название схемы: «полуторная» или «схема с 32 выключателя на цепь»).
Каждое присоединение включено через два выключателя. Для отключения линии W1 необходимо отключить выключатели Ql Q2 для отключения трансформатора Т1 – Q2 Q3.
В нормальном режиме все выключатели включены обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители установленные по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ревизию — минимальное разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте никаких оперативных переключений ими не производят. Достоинством схемы является то что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Другим достоинством полуторной схемы является ее высокая надежность так как все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах. Так например при КЗ на первой системе шин отключатся выключатели Q3 Q6 Q9 шины останутся без напряжения но все присоединения сохранятся в работе. При одинаковом числе источников питания и линий работа всех цепей сохраняется даже при отключении обеих систем шин при этом может лишь нарушиться параллельная работа на стороне повышенного напряжения.
Схема позволяет в рабочем режиме без операций разъединителями производить опробование выключателей. Ремонт шин очистка изоляторов ревизия шинных разъединителей производятся без нарушения работы цепей (отключается соответствующий ряд шинных выключателей) все цепи продолжают работать параллельно через оставшуюся под напряжением систему шин.
Количество необходимых операций разъединителями в течение года для вывода в ревизию поочередно всех выключателей разъединителей и сборных шин значительно меньше чем в схеме с двумя рабочими и обходной системами шин.
Для увеличения надежности схемы одноименные элементы присоединяются к разным системам шин: трансформаторы Т1 ТЗ и линия W2 - к первой системе шин линии Wl W3 — трансформатор Т2 - ко второй системе шин. При таком сочетании в случае повреждения любого элемента или сборных шин при одновременном отказе в действии одного выключателя и ремонте выключателя другого присоединения отключается не более одной линии и одного источника питания.
Так например при ремонте Q5 КЗ на линии W1 и отказе в работе выключателя Q1 отключаются выключатели Q2 Q4 Q7 в результате чего кроме поврежденной линии W1 будет отключен еще один элемент - 72. После отключения указанных выключателей линия W1 может быть отключена линейным разъединителем и трансформатор 77 включен выключателем Q4. Одновременное аварийное отключение двух линий или двух трансформаторов в рассмотренной схеме маловероятно.
В схеме на рис. 7.1 к сборным шинам присоединены три цепочки. Если таких цепочек будет более пяти то шины рекомендуется секционировать выключателем.
Недостатками рассмотренной схемы являются:
- отключение КЗ на линии двумя выключателями что увеличивает общее количество ревизий выключателей;
- удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений так как одна цепь должна присоединяться через два выключателя;
- снижение надежности схемы если количество линий не соответствует числу трансформаторов. В данном случае к одной цепочке из трех выключателей присоединяются два одноименных элемента поэтому возможно аварийное отключение одновременно двух линий;
- усложнение цепей релейной защиты;
- увеличение количества выключателей в схеме.
Благодаря высокой надежности и гибкости схема находит широкое применение в РУ 330—750 кВ на мощных электростанциях.
Рисунок 7.1. Схема с 32 выключателя на присоединение
Список использованных источников
Блок В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию. – М.: Высшая школа 1990.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат 1987.
Неклепаев В.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат 1989.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2т.Под общ. ред. А.А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат 1987.
Баков Ю. В. Проектирование электрической части электростанций с применением ЭВМ. – М.: Энергоатомиздат 1991. – 272. с.
Проектирование электрической части станций и подстанций Ю. Б. Гук В. В. Кантан С. С. Петрова. – Л.: Энергоатомиздат 1985 – 312 с.

КЭС-7х500МВт.dwg

Проектирование электри- ческой части станции КЭС- 3 × 300 МВт
КП. 210140. 2402. 61. 06 Э3
Главная схема КЭС 8 × 300 МВт
План и разрез ячейки ОРУ-220 кВ
Условные обозначения:
-разъединитель обходной системы шин; 2-конденсатор связи; 3-заградитель; 4-линейный разъединитель;
-линейный разъединитель; 5-узел установки выключателя и шинной опоры; 6-шинные разъединители;
-шинные разъединители; 7-опорные изоляторы; 8-разеъдинитель шинных аппаратов;
-трансформатор напряжения; 10-разрядник.
Проектирование электри- ческой части станции КЭС- 7 × 500 МВт
КП. 210140. 2402. 57. 06 Э3
КРУ КМ-1 ВК-10-1600-20У2
Главная схема КЭС 7 × 500 МВт

Содержание.doc

Выбор варианта структурной схемы
Выбор типа генераторов
Расчёт перетока мощностей варианта
Выбор типа числа и мощности трансформаторов
Расчет ущерба от ненадежности структурных схем
Определение технико-экономических показателей вариантов структурных схем
Расчет токов короткого замыкания
Расчёт токов короткого замыкания в точке К1
Расчёт токов короткого замыкания в точке К2
Расчёт токов короткого замыкания в точке К3
Расчёт токов короткого замыкания в точке К4
Расчёт токов короткого замыкания в точке К5
Выбор коммутационных аппаратов
Выбор разъединителей короткозамыкателей и отделителей
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформаторов напряжения
Выбор токоведущих частей
Выбор токоведущих частей РУ-220кВ
Выбор токоведущих частей в цепи блочного трансформатора
Выбор токоведущих частей в цепи автотрансформатора связи
Выбор проводов воздушных линий
Выбор схемы собственных нужд КЭС
Список использованных источников
Приложение А. Исходные данные