Проектирование электрической части ГЭС

КП Электрическая часть ГЭС Шевченко на печать.docx

Федеральное агентство по образованию
Саяно-Шушенский филиал
Красноярского государственного технического университета
Расчётно-пояснительная записка
к курсовой работе по ЭЧС
«ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ГЭС»
Задание на курсовой проект5
Исходные данные к курсовому проекту6
Выбор структурной схемы электрических соединений8
Выбор блоков ГЭС на основании технико-экономического расчета.12
1. Выбор блочных трансформаторов12
Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС18
1 Выбор синхронных генераторов электростанции18
2 Выбор блочных трансформаторов (выполнен ранее)19
3 Выбор трансформаторов собственных нужд19
4 Выбор автотрансформаторов связи19
5 Выбор сечения проводов ВЛЭП22
Выбор схем РУ и проектирование главной схемы ГЭС23
1.Выбор схемы ОРУ-330 кВ23
2.Выбор схемы ОРУ-500 кВ23
Расчет токов короткого замыкания для выбора электрических аппаратов23
1 Составление схемы замещения23
1.1 Базисные единицы27
1.2 Определение параметров элементов схемы замещения27
2 Расчет токов КЗ на генераторном напряжении в точке К-129
2.1 Преобразование схемы замещения для определения результирующих ЭДС и сопротивлений29
2.2 Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ30
2.3 Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ31
2.4 Расчет периодической составляющей в произвольный момент КЗ33
2.5 Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ34
3Расчет токов КЗ на ОРУ-500кВ в точке К-235
3.1 Преобразование схемы замещения и определение результирующих относительных сопротивлений35
3.2Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ в точке К-235
3.3 Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К–236
3.4 Расчет периодической составляющей тока трехфазного КЗ в произвольный момент КЗ37
3.5 Расчёт тока однофазного КЗ в точке К-238
Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ41
4Расчет токов КЗ на ОРУ-330кВ в точке К-341
4.1 Преобразование схемы замещения и определение результирующих относительных сопротивлений41
4.2.Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ в точке К-342
4.3 Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К–343
4.4 Расчет периодической составляющей тока трехфазного КЗ в произвольный момент КЗ44
4.5 Расчёт тока однофазного КЗ в точке К-344
Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ47
5 Расчет токов КЗ на генераторном напряжении в точке К-447
5.1 Преобразование схемы замещения для определения результирующих ЭДС и сопротивлений47
5.2 Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ48
5.3 Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ48
5.4 Расчет периодической составляющей в произвольный момент КЗ50
5.5 Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ51
6 Расчет токов КЗ в точке К-5 (шины 10 кВ - НН АТС)51
Преобразование схемы замещения и определение результирующих относительных сопротивлений51
Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ в точке К-552
Выбор токоограничивающих реакторов 10 кВ52
Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К’553
Расчет периодической составляющей тока трехфазного КЗ в произвольный момент КЗ54
Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ54
7 Сводная таблица токов короткого замыкания56
Выбор электрических аппаратов.57
1.Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов57
2. Выбор выключателей и разъединителей.58
2.1. Выбор выключателей и разъединителей на генераторном напряжении.58
2.2. Выбор выключателей и разъединителей высшего напряжения.59
3. Выбор выключателей и разъединителей 10 кВ - НН АТС60
4. Выбор трансформаторов тока.60
5. Выбор трансформаторов напряжения.63
6. Перечень выбранного оборудования65
Список используемых источников69
Задание на курсовой проект
Выбор структурной схемы электрических соединений.
Выбор блоков ГЭС на основании технико-экономического расчета.
2. Выбор блочных трансформаторов.
Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС.
1. Выбор синхронных генераторов.
2. Выбор трансформаторов собственных нужд.
3. Выбор автотрансформаторов связи.
4. Выбор сечений проводников воздушных линий.
Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения.
Расчет токов короткого замыкания.
Выбор электрических аппаратов.
1. Выбор токоведущих частей.
2. Выбор выключателей.
2.1. Выбор выключателей на генераторном напряжении.
2.2. Выбор выключателей высшего напряжения.
3. Выбор разъединителей.
3.1. Выбор разъединителей на генераторном напряжении и в цепи трансформаторов связи.
4. Выбор трансформаторов тока.
5. Выбор трансформаторов напряжения.
1. Главная схема электрических соединений ГЭС.
2. План ОРУ среднего напряжения.
3. Конструктивный чертеж выключателя на СН с деталировкой дугогасительной камеры.
Исходные данные к курсовому проекту
Считаем что электрическая система имеет неограниченную мощность т.е. Sс = Хс = 0. Cosфc=0.85
Нагрузка потребителей
Цивилизованное общество невозможно представить без энергетической отрасли. Современные города полностью зависят от снабжения электрической энергией. Так при выходе из строя генерирующих мощностей или распределительных серей тысячи людей могут оказаться без элементарных средств обеспечения жизнедеятельности: водоснабжения отопления канализации освещения. Также такие аварии могут нанести экономики страны значительный ущерб. Энергетика 21 века должна надежно и бесперебойно обеспечивать потребителя электрической энергией при этом поддерживать качественные показатели энергии на высоком уровне.
Все вышеперечисленные условия показывают что к проектированию строительству и эксплуатации энергетических объектов нужно подходить с высокой ответственностью компетенцией и максимально использовать новые разработки и достижения науки.
Заключительной работой курса “Электрической части ГЭС” является курсовой проект «Проектирование электрической части ГЭС» в котором студент должен по исходным данным выбрать схему выдачи мощности выбрать вид блока по результатам расчетов токов КЗ выбрать оборудование ГЭС и распределительной подстанции ГЭС.
Выбор структурной схемы электрических соединений
Электрические схемы ГЭС строятся как правило по блочному принципу. Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами параллельная работа блоков осуществляется на высоком напряжении.
Учитывая режим работы ГЭС в системе маневренность и мобильность агрегатов а также необходимость уменьшения капиталовложений помимо одиночных блоков (рисунок 1.1) широко применяются укрупненные блоки с подключением нескольких генераторов к одному повышающему трансформатору обычного исполнения (рисунок 1.2а) или с расщепленными обмотками НН (рисунок 1.2б). На генераторном напряжении блоков выполняются ответвления для питания с.н.
Рисунок 1.1 – Структурная схема одиночного блока
Рисунок 1.2 – Структурные схемы укрупненных блоков с подключением генераторов к трансформатору обычного исполнения (а) и
к трансформатору с расщепленной обмоткой НН (б)
С целью снижения капиталовложений кроме единичных блоков на станции могут быть применены укрупненные блоки. Их применение возможно только в том случае когда общая мощность такого блока (в данном случае ) не превышает допустимой величины снижения генерируемой мощности в ЭС (аварийный резерв) которая для данного задания составляет .
Следовательно для данной ГЭС применение укрупненных блоков в структурной схеме является возможным.
Предлагаемые варианты структурных схем представлены на рисунках 1.1 1.2.
Рассмотрим каждый из намеченных вариантов отмечая попутно их достоинства и недостатки.
Минимальное число блоков подключенных к РУВН должно быть таким чтобы выполнялось условие:
Определим максимальную нагрузку РУ 330кВ по формуле:
где– коэффициент одновременности; .
n – количество линий нагрузки потребителей
- мощность нагрузки подключённой к РУ 330кВ
максимально возможная мощность передаваемая в систему с шин РУ 330кВ
Мощность генераторов блоков присоединенных к РУ 330кВ определяется по выражению:
где - количество генераторов присоединенных к РУ 330кВ;
- доля мощности генератора потребляемая на собственные нужды (1%);
- номинальная мощность генератора МВт;
- максимальная мощность потребляемая с шин РУ 330кВ МВт.
Итак генерируемая на РУСН мощность превышает максимальную потребляемую мощность местной нагрузки на величину:
Эта величина учитывает перспективное наращивание мощности нагрузки на напряжении 330 кВ.
Рис.1.3. Схема с единичными блоками
Рис.1.4. Схема с укрупненными блоками
Рис.1.5. Схема с укрупненными блоками
На рисунке 1.3 представлена структурная схема ГЭС с единичными блоками: шесть блоков с трехфазными двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-250000500 (ориентировочно) присоединенными к шинам РУ 500кВ. На сборных шинах 330кВ работают четыре единичных блока с трансформаторами типа ТДЦ-250000330.
На рисунке 1.4 представлена структурная схема ГЭС с укрупненными блоками. Отметим что укрупнение блоков как правило экономически целесообразно. В качестве блочных трансформаторов предусматриваются трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Но согласно каталожным и справочным данным требуемые трехфазные двухобмоточные трансформаторы 330 кВ с расщепленной обмоткой низшего напряжения 1575 кВ номинальной мощностью Sном 500 МВА отечественной промышленностью не выпускаются. Применение же ближайшей по мощности 3-фазной группы однофазных трансформаторов ОРЦ – 333000500 на напряжении 500 кВ при полной мощности группы трансформаторов Sном = 3333 = 999 МВА которая в два раза превышает мощность блока не является целесообразным по технико-экономическим причинам. Для реализации этого варианта структурной схемы (рис. 1.4) необходимо проектирование блочных трансформаторов 330 и 500 кВ имеющих номинальные параметры удовлетворяющие предложенному варианту схемы (индивидуальный заказ).
На рис. 1.5 представлена структурная схема в которой два генератора и два трансформатора ТЦ – 250000330 (ТЦ – 250000500). соединены попарно в блок с одним выключателем
На основании вышеизложенного для дальнейшего технико-экономического сравнения выбираем варианты блочной схемы (рис. 1.3) и схемы с укрупненными блоками (рис. 1.5).
Для упрощения анализа на данном этапе примем что блок присоединен к РУ СН или ВН одним выключателем.
Рассмотрим далее возможность применения единичного или укрупненного блока для РУ СН и РУ ВН.
1. Выбор блочных трансформаторов
Выбор трансформаторов включает в себя определение их числа типа и номинальной мощности.
Выбор номинальной мощности трансформатора в общем случае производят с учетом его нагрузочной способности:
где - коэффициент допустимой перегрузки.
При блочной схеме трансформатор блока должен обеспечить выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки подключенной на ответвлении от генератора. Тогда:
где - активная и реактивная номинальные мощности генератора МВт МВАр;
- активная и реактивная нагрузки собственных нужд МВт МВАр;
- активная и реактивная местные нагрузки МВт МВАр.
Так как на ответвлении к блоку присоединена только нагрузка собственных нужд то:
где - номинальный коэффициент мощности генератора о.е.
Для единичных и укрупненных блоков имеем:
Для единичных и укрупненых блоков 330 кВ выбираем тип трансформаторов ТЦ-250000330 для которого:
Sн=250МВА; UВН=347кВ; UНН=1575кВ; Рх=240кВт; Рк=605кВ Uк=11%.
Для единичных и укрупненых блоков 500 кВ выбираем тип трансформаторов ТЦ-250000500 для которого:
Sн=250МВА; UВН=525кВ; UНН=1575кВ; Рх=250кВт; Рк=600кВ Uк=13%.
При проектировании элементов энергосистем потери ЭЭ при отсутствии графиков нагрузки оценивают методом времени максимальных потерь используя значения максимальных нагрузок Pmax и время максимальных потерь .
Значение определяем по эмпирической формуле:
Потери холостого хода в трансформаторе:
где - число параллельно включенных трансформаторов.
- время работы блока в течение года ч определяемое по выражению:
где - время плановых простоев блока в течение года ч;
- параметр потока отказов трансформатора блока 1год;
- среднее время аварийно-восстановительных ремонтов трансформатора ч.
По таблице П.9.2 1 для единичных и укрупненных блоков находим: = 10; =30ч; =0053 год-1; =45 ч.
Нагрузочные потери определим по формуле:
Годовые издержки на потери электроэнергии определяются следующим образом:
По зависимости удельной стоимости потерь ЭЭ от времени наибольших потерь Приложение 10 рис. П.10.1для ОЭС Сибири (кривая 3) определяем значения коэффициентов и соответствующие Т=tраб =8728ч и =2592ч:
=06010-2 тыс. руб.МВтч; =09010-2 тыс. руб.МВтч.
Подставляя необходимые значения и в формулу находим величину издержек на потери ЭЭ для одного трансформатора блока:
Оценка надежности элементов схемы единичного и укрупненного блока
При выборе оптимального варианта структурной схемы ГЭС в рамках курсового проекта учитываем надежность только «отличающихся» элементов:
При этом в сравнении не учитываем одинаковые по вариантам элементы (генераторы с генераторными коммутационными аппаратами и трансформаторы). Так как во всех вариантах схем сторона ВН одинакова то произведём лишь оценку надежности элементов схемы единичного блока.
По данным таблицы 2.1 определим вероятность аварийного простоя элементов электрической схемы ГЭС в течение года по формуле:
где - параметр потока отказов 1год;
- среднее время восстановления лет.
Таблица 2.1 - Показатели надежности работы элементов блока 330 кВ и их аварийные отказы
Параметр потока отказов 1год
Среднее время восстановления
вероятность аварийного простоя о.е.
Примечание: Показатели надежности приняты по данным таблиц П9.2 П9.3 П9.4 1.
Рисунок 2.1 - Вариант структурной схемы ГЭС с единичными укрупнеными блоками:
ав) принципиальная схема; бг) расчетная схема.
Вероятности простоя элементов схемы станции вследствие ремонтов (плановых) единичного блока определим по формуле:
где - частота ремонтов 1год;
- продолжительность ремонтов летрем.
Таблица 2.2 - Показатели надежности работы элементов блока 330 кВ и их плановые отказы
Частота ремонтов 1год
Продолжительность ремонтов
Вероятность планового простоя о.е.
Вероятность недоотпуска ЭЭ при применении в схеме ГЭС единичных блоков 330кВ в случае полного отключения генерирующей мощности может быть определена как произведение вероятностей простоя элементов составляющих схему:
А так как вероятность простоя элемента схемы определяется суммой вероятностей событий состоящих в наступлении аварийного или планового ремонтов то перепишем выражение в следующем виде:
Исключим из последнего выражении события состоящие в наступлении планово-предупредительных ремонтов обоих блоков 220 кВ тогда формула примет вид:
Подставляя в последнюю формулу расчетные значения вероятностей в системе компьютерной алгебры из класса систем автоматизированного проектирования программы Mathcad получим:
Математическое ожидание среднегодового недоотпуска ЭЭ Wнд в связи с прекращением электроснабжения в результате простоя блока или аварийного простоя одного или плановом ремонте другого составит:
где - вероятность перерыва электроснабжения при рассматриваемой схеме о.е.;
- продолжительность использования установленной мощности генераторов ГЭС ч;
- максимальная активная мощность генератора блока определенная по формуле МВт;
- номинальная активная мощность генератора МВт;
- количество генераторов блока.
Математическое ожидание ущерба вследствие надежности схемы определим по формуле:
где - математическое ожидание ущерба от ненадежности руб.год;
- удельный ущерб руб.кВт·ч.
Величину удельного ущерба найдем по графику зависимости от величины средней теряемой мощности Рав (рис. 1) 1 при Рав=445.5МВт:
Значение ущерба полученное в последнем расчете не включает в себя составляющую ущерба от ненадежности вследствие отключения одного из двух единичных блоков следовательно полученное значение не в полной мере характеризует надежность схемы и очевидно является заниженным из-за неучета всей совокупности возможных событий.
Таким образом выполним расчет второй составляющей математического ожидания ущерба определяемой вероятностью события имеющего место при аварийном или плановом простое одного из последовательных элементов единичных блоков:
Подставляя данные в последнюю формулу получим:
Тогда значение ущерба от ненадежности для схемы единичного блока с учетом двух составляющих:
Расчет укрупненного блока
Вероятность недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока (вариант 2) равна сумме вероятностей аварийных и плановых ремонтов последовательных элементов схемы блока:
или с учетом отмеченного выше условия имеем:
отсюда используя данные табл. 1.1 и 1.2 находим:
Математическое ожидание недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока по формуле:
Математическое ожидание ущерба:
Определение полных приведенных затрат схемы с единичными и укрупненными блоками
Определим капиталовложения К для схемы по формуле:
где - расчетная стоимость (укрупненная) ячеек ОРУ
таблица 10.21 тыс. руб.;
- расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора единичного (укрупненного) блока 2 таблица 3.9:
тыс. руб. (ТЦ-250000330);
тыс. руб. (ТЦ-250000500);
- расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора собственных нужд единичного (укрупненного) блока 2 таблица 3.4 тыс. руб.
тыс. руб. (ТМ-250020);
Таким образом для единичного блока:
Для укрупненного блока:
Ежегодные издержки на амортизацию текущий ремонт и обслуживание электрооборудования электростанции пропорциональны стоимости основных фондов (капиталовложениям):
где - норма суммарных амортизационных отчислений (отчисления на реновацию и капитальный ремонт) и затрат на эксплуатацию электроустановки (текущий ремонт и зарплата персоналу) Приложение 10 таблица П.10.1о.е.
Для варианта с единичными блоками:
Для варианта с укрупненными блоками:
Издержки вызванные потерями ЭЭ проектируемой электроустановки за год (для варианта с единичными блоками и укрупнеными) составляют:
Следовательно суммарные издержки составят:
Наиболее экономичный из вариантов электроустановки требует наименьшего значения полных приведенных затрат которое определяется по формуле:
где Е – Коэффициент нормативной эффективности капиталовложений в энергетику (Е=25%).
Из сравнения экономических показателей рассмотренных вариантов блочных схем видно что предпочтительнее вариант 1- схема с единичными блоками на стороне ВН 330 кВ и 500 кВ.
Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС
1 Выбор синхронных генераторов электростанции
Номинальная активная мощность гидрогенераторов (225 МВт) и их количество входят в задание на курсовое проектирование следовательно выбор генераторов сводится только к выбору их типа.
Выбираем генератор СВ – 11900250 – 48 (таблица П.5.3 3):
- Номинальная частота вращения обмин:125.0
- Номинальная мощность- полная SG МВА2647
- активная PG МВт225
- Номинальное напряжение UG кВ15.75
- Номинальный коэффициент мощности о.е.0.85
- Номинальный ток IG кА9677
- Индуктивные сопротивления о.е.
2 Выбор блочных трансформаторов (выполнен ранее)
ОРУ 330 кВ:ТД– 250000330
ОРУ 500 кВ:ТЦ– 250000500
3 Выбор трансформаторов собственных нужд
Доля мощности потребляемой на собственные нужды станции составляет 1% от SGном 1:
Условие выбора трансформатора собственных нужд запишем в виде:
При этом ближайшая стандартная мощность трансформатора составляет 2500 кВА. Выбираем масляные трансформаторы: ТМ – 25001575 Uк=65%. (таблица П.2.2 1).
4 Выбор автотрансформаторов связи
Расчетную мощность автотрансформатора связи (АТС) включенного между РУВН и РУСН определим на основе анализа перетоков мощности между этими РУ. В частности рассмотрим отключение одного из блоков присоединенных к РУСН.
В соответствии с исходными данными определим расчетные мощности:
Местная нагрузка 330 кВ:
Нагрузка (мощность) с.н. учитывая допущение составит:
Реактивная мощность генераторов:
Выбор АТС с учетом перегрузочной способности производится по условию:
где Кп – коэффициент допустимой перегрузки о.е. Для нормальных режимов Кп=1 для аварийных (например отключение одного из трансформаторов) Кп=1.4.
Для выбора АТС рассмотрим следующие режимы:
Нормальный режим распределения мощностей.
Минимальная нагрузка все генераторы выдают полную мощность :
Максимальная нагрузка все генераторы выдают полную мощность :
блок 330 кВ выведен в ремонт (отключился аварийно).
Минимальная нагрузка один генератор выдает полную мощность :
(Переток мощности осуществляется со стороны ВН АТС на сторону СН.)
Максимальная нагрузка один генератор выдает полную мощность :
Полученные значения максимальных перетоков мощности сведем в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 Переток мощности по автотрансформаторам связи
Условие выбора АТС при аварийном отключении одного из них запишем в виде:
где учитывается возможность аварийной перегрузки 40%
Ближайшая стандартная мощность автотрансформатора составляет 167*3 МВА что меньше величины максимального перетока мощности поэтому устанавливая автотрансформатор связи с мощностью 250 МВА необходимо учитывать это обстоятельство путем ведения соответствующего режима работы генераторов. Например в случае минимальной нагрузки на РУСН отключать из работы один из генераторов.
Таким образом тип автотрансформаторов связи:
×АОДЦТН-167000500330
номинальное напряжение обмоток кВ
Напряжения кз по парам обмоток %
Рассмотрим допустимость комбинированного режима АТС при передаче мощности из обмотки ВН в обмотки СН и НН (при отключении одной из групп АТС и питании сети собственных нужд от обмоток НН АТС).
Определим необходимые для расчета параметры:
Пересчитаем значение без учета собственных нужд:
Номинальный ток общей обмотки для АТС АОДЦТН-167000500330
Фактический ток общей обмотки:
МВА при АОДЦТН-267000500330
МВА при АОДЦТН-167000500330
5 Выбор сечения проводов ВЛЭП
Выбор сечения ЛЭП отходящих от РУСН 330 кВ:
где– коэффициент учитывающий изменение тока по годам эксплуатации о.е.
– коэффициент учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тmax и ее значение в максимуме ЭЭС
По таблице 3.2 и П.6.1. 1 выбираем сталеалюминевый провод АС-30048 (2 провода в фазе)
Проверка по нагреву в послеаварийном режиме:
Выбор сечения ЛЭП отходящих от РУ 500 кВ
Необходимо рассмотреть наиболее тяжелый режим для этих линий режим при котором нагрузка линий максимальна. Проведя анализ всевозможных режимов определяем самый тяжелый – нагрузка на РУСН минимальна генераторы блоков подключенных к РУСН выдают максимальную мощность (таким образом получаем максимальный переток мощности со стороны среднего на сторону высокого напряжения МВА) нагрузка на РУВН минимальна генераторы блоков подключенных к РУВН выдают максимальную мощность.
Определяем величину максимальной нагрузки на РУВН:
Выбираем провод сечением АС 40018 (три провода в фазе).
Выбор схем РУ и проектирование главной схемы ГЭС
Схемы РУ повышенных напряжений должны составляться с учетом следующих требований:
ремонт выключателей 110 кВ и выше производится без отключения присоединений;
воздушная линия отключается от РУ не более чем двумя выключателями;
трансформаторы блоков отключаются от РУ не более чем тремя выключателями;
автотрансформаторы связи двух РУ отключаются не более чем шестью выключателями на обоих РУ и не более чем четырьмя – в одном из РУ;
отказы выключателей РУ в нормальном и ремонтных режимах не должны приводить к одновременной потере двух транзитных параллельных линий а также одновременному отключению нескольких линий если при этом нарушается устойчивость параллельной работы ЭЭС;
при отказах выключателей в нормальном режиме РУ не должно отключаться более одного блока а в ремонтном режиме РУ – не более двух блоков при этом не должно возникать перегрузки линий и нарушения устойчивости.
1 Выбор схемы ОРУ-330 кВ
Число присоединений РУ-330 кВ: 8 (4 ВЛЭП3300 кВ 2 блока 2 АТС).
При данном числе присоединений для данного класса напряжения РУ(таблица 41 1) рекомендуется схема с двумя системами шин с тремя выключателями на две цепи.
Выбранная схема ОРУ – 330 кВ представлена на рисунке 4.1.
2.Выбор схемы ОРУ-500 кВ
Число присоединений РУ-500 кВ: 8 (3 ВЛЭП 500 кВ 3 блока 2 АТС). Возможные варианты схем при данном числе присоединений для данного класса напряжения по таблице 41 1. При данном числе присоединений для данного класса напряжения РУ(таблица 41 1) рекомендуется схема с двумя системами шин с тремя выключателями на две цепи и по условиям противоаварийной автоматики при числе цепочек 4 и более выполняется секционирование СШ.
Расчет токов короткого замыкания для выбора электрических аппаратов
1 Составление схемы замещения
Составим расчетную схему ГЭС и наметим на ней точки КЗ таким образом чтобы аппараты и проводники находились в наиболее тяжелых условиях работы (рисунок 5.1).
Для генераторного выключателя B1(В4) расчетной является точка К-1(К-4) на выводах генератора. Выключатель В2 ОРУ-500 кВ также как и В3 ОРУ-330 кВ выбирают по суммарному току КЗ в точке К-2 (К-3). Коммутационные аппараты отходящих присоединений 10 кВ (В54) выбирают по суммарному току к.з. на шинах 10 кВ (К-5).
По расчетной схеме составляем схему замещения заменяя электромагнитные связи электрическими. Источники вводят в схему замещения как ЭДС и сопротивления остальные элементы - как сопротивления.
Рис. 4.1. Схема ОРУ-500 и 330 кВ
Рис.5.1. Расчетная схема ГЭС
Рис.5.2. Расчетная схема замещения для сверхпереходного режима
1.1 Базисные единицы
Расчет токов КЗ при выборе аппаратов производим в относительных единицах.
За базисную мощность принимаем 1000 МВА:
За базисное принимаем среднее эксплуатационное напряжение соответствующей ступени напряжения согласно нормированному ряду значений.
Базисное напряжение кВ
1.2 Определение параметров элементов схемы замещения
Фазная сверхпереходная ЭДС генераторов:
где – фазное напряжение ток и угол сдвига между ними в предшествующем режиме;
– сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора по продольной оси.
E1 = E2 = = E10 = 100 + (2651000) 0905 sin (arсcos(085)) = 1126
Сопротивление генератора в базисных относительных единицах:
x1 = x2 = = x10 = = 0905.
Мощные нагрузки включенные вблизи места КЗ учитываются в виде обобщенного источника с параметрами = 085; = 035.
X11 = = x20 = = 1321.
Местная нагрузка (ОРУ 330 кВ):
Сверхпереходная ЭДС нагрузки с.н. и местной нагрузки:
Линии связи 500 кВ с энергосистемой выполненные проводом АС 40018 (три провода в фазе):
где худ - индуктивное удельное сопротивление провода;
nw - число параллельных линий.
Сверхпереходная ЭДС энергосистемы:
Индуктивное сопротивление энергосистемы обусловленное мощностью кз:
Индуктивное сопротивление энергосистемы:
Индуктивное сопротивление трансформатора:
Для блочных трансформаторов 330 кВ:
Для блочных трансформаторов 500 кВ:
Для трансформаторов собственных нужд:
Для определения сверхпереходных индуктивных сопротивлений автотрансформаторов связи АТ1 и АТ2:
Значения полученных сопротивлений и ЭДС указаны на схеме замещения (рисунок 5.2).
2 Расчет токов КЗ на генераторном напряжении в точке К-1
2.1 Преобразование схемы замещения для определения результирующих ЭДС и сопротивлений
Выполним преобразование схемы замещения с целью определения результирующих ЭДС и сопротивлений относительно точки КЗ К-1.
Этапы преобразования показаны на рисунке 5.3.
При расчете тока КЗ в точке К-1 пренебрегаем подпиткой от нагрузок со стороны обмоток НН АТС и с.н. генераторов G2–G6 вследствие их удаленности от места КЗ (более двух трансформаций).
Объединим генераторы G7–G10 в одну ветвь с эквивалентной ЭДС
E23= E7 E8 E9 E10 = E7= E8= E9 = E10 =1126
Преобразуем ветвь автотрансформаторов АТ1 и АТ2:
Объединим генераторы G2–G6 в одну ветвь с эквивалентной ЭДС
Ветвь нагрузки с.н. G1:
Далее объединим ветвь нагрузки и автотрансформаторов генераторов G7–G10 в одну ветвь:
Сверхпереходные ЭДС и сопротивления эквивалентной системы:
Рис.5.3. Этапы преобразования схемы замещения при КЗ в точке К-1
Расчет тока КЗ в точке К-1
2.2 Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ
Со стороны эквивалентной системы:
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-1:
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ СН:
При этом погрешность расчета периодической составляющей тока КЗ без учета нагрузки с.н. G1 по отношению к полученному значению составляет:
Так как то при дальнейшем расчете влиянием нагрузки с.н. генераторов при расчете токов КЗ пренебрегаем.
2.3 Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ
Используя данные таблицы 5.2 [1] находим значения постоянных времени Та для генераторов ГЭС системы GS и местной нагрузки 330 кВ.
ТаG = 0045 с;ТаGS = 006 с;ТаН330 = 004 с.
Для определения эквивалентной постоянной времени составим схему замещения в которой все элементы учитываются только их активными сопротивлениями. При этом для удобства расчетов нумерацию сопротивлений схемы замещения с учетом только активных сопротивлений (рисунок 5.4) ведем аналогично обозначениям соответствующих элементов схемы замещения при учете только индуктивных сопротивлений (рисунок 5.2).
где - эквивалентная постоянная времени с;
- результирующее эквивалентное сопротивление схемы замещения в которой все элементы расчетной схемы (генераторы трансформаторы линии электропередач) учтены только их индуктивными сопротивлениями;
- результирующее эквивалентное сопротивление схемы замещения в которой все элементы расчетной схемы учтены только их активными сопротивлениями;
Активные сопротивления блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи определяем используя справочные данные [1 таблицы П.2.6]:
Рис.5.4. Расчетная схема замещения при учете только активных сопротивлений элементов
По расчетной схеме замещения (рис.5.4) путем последовательного эквивалентирования определяем суммарное активное сопротивление характерных ветвей схемы относительно точки КЗ К-1:
- ветвь блоков Т7Т10:
- ветвь блоков Т2Т6:
- сопротивление эквивалентной системы относительно точки К-1:
По формуле (5.6) определим постоянную времени затухания для эквивалентной системы:
Ударные коэффициенты для характерных ветвей определим по формуле:
Определяем ударные токи по ветвям:
Суммарный ударный ток в месте КЗ (К-1):
Выполним расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени (расчетный момент расхождения контактов выключателя). Примем генераторный выключатель для внутренней установки типа НЕС для которого собственное время отключения составляет 003с:
Расчетное время КЗ определим по формуле:
где - минимальное время действия основной релейной защиты данного присоединения с.
Определим значения апериодической составляющей тока КЗ по характерным ветвям схемы с учетом найденных выше значений ТаС и ТаG :
Суммарное значение апериодической составляющей тока в месте КЗ:
2.4 Расчет периодической составляющей в произвольный момент КЗ
В рассматриваемом примере генератор G1 непосредственно связан с местом КЗ оценим удаленность от точки К-1 других источников. Периодическую составляющую тока КЗ в ветвях генераторов G2-G6 при КЗ в точке К-1 найдем путем токораспределения по ветвям схемы (рисунок 5.3):
Начальные значения периодических составляющих тока КЗ в ветвях генераторов G2-6 G7-10 соответственно:
Кратность начального тока КЗ генераторов определим по формуле:
Следовательно генераторы G2-G10 значительно удалены от места короткого замыкания () тогда изменением тока КЗ во времени от этих генераторов пренебрегаем указанные генераторы объединяем в общий источник неизменного напряжения для которого:
Определим значение периодической составляющей тока КЗ в генераторе G1 при КЗ в точке К-1 первым методом типовых кривых. По значениям = 004с и = 469 определяем относительное значение тока генератора [1 рис.5.5]:
Окончательно определяем значение периодической составляющей тока КЗ в генераторе G1 при КЗ в точке К-1 в именованных единицах:
Суммарный ток в точке КЗ:
2.5 Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ
Определим интеграл Джоуля:
3Расчет токов КЗ на ОРУ-500кВ в точке К-2
3.1 Преобразование схемы замещения и определение результирующих относительных сопротивлений
Расчетная схема замещения сверхпереходного режима представлена на рисунке 5.2. Воспользуемся результатами преобразований выполненных в параграфе 5.2.1 (для точки К-1) и представим этапы свертывания схемы замещения относительно точки К-2 на рисунке 5.5 (в схеме замещения не учитываем нагрузку с.н. на ответвлениях генераторов вследствие их значительной электрической удаленности от места КЗ):
Параметры эквивалентной системы:
3.2Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ в точке К-2
Определим значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-2 в именованных единицах используя значение базисного тока для ступени КЗ (IбII = 112 кА).
Со стороны генераторов G1– G2:
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-2:
Рис. 5.5 Этапы преобразования схемы замещения при КЗ в точке К2.
3.3 Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К–2
По расчетной схеме замещения (рисунок 6.4) путем последовательного преобразования определяем суммарное активное сопротивление характерных ветвей схемы относительно точки КЗ К-2:
- ветвь блоков Т1Т2:
- сопротивление эквивалентной системы относительно точки К-2:
RС = (R14R57 + R52)R13 = (0271000883 + 000475)00682 = 00111.
Следовательно постоянная времени затухания для эквивалентной системы:
Постоянная времени затухания для ветви блоков Т1Т2:
Эквивалентная постоянная времени схемы замещения Таэк при КЗ в точке К-2:
Ударные коэффициенты для характерных ветвей:
Тогда соответственно для генератора и системы получаем:
Суммарный ударный ток в месте КЗ (К-2):
Примем к установке на ОРУ-500 кВ элегазовые выключатели собственное время отключения составляет:
Определим расчетное время КЗ:
Значения апериодической составляющей тока КЗ по характерным ветвям схемы:
Суммарное значение апериодического тока в месте КЗ:
3.4 Расчет периодической составляющей тока трехфазного КЗ в произвольный момент КЗ
Предварительно оценим удаленность источников от места КЗ и найдем токи необходимые для использования типовых кривых. Начальный ток КЗ генераторов Iп0Gi определим путем токораспределения в схеме замещения и нахождения остаточных напряжений (аналогично п.6.2.4):
Начальные значения периодических составляющих тока КЗ в ветвях генераторовG1– G6 G7-G10 соответственно:
Определим значение периодической составляющей тока КЗ генераторов G7– G10при КЗ в точке К-2 первым приемом метода типовых кривых. По значениям и определяем относительное значение тока генератора:
Определим значение периодической составляющей тока КЗ генераторов G1– G6при КЗ в точке К-2 первым приемом метода типовых кривых. По значениям и определяем относительное значение тока генератора:
Окончательно определяем значение периодической составляющей тока КЗ генераторов G1– G6 при КЗ в точке К-2 в именованных единицах:
3.5 Расчёт тока однофазного КЗ в точке К-2
Для расчёта тока однофазного КЗ применим метод симметричных составляющих.
Схема замещения прямой последовательности для рассматриваемого примера представлена на рис. 5.6. Эквивалентные ЭДС и сопротивление схемы замещения относительно точки КЗ К(1)-2 прямой последовательности:
Схема замещения обратной последовательности представлена на рис. 5.6.
Рис. 5.6 Этапы преобразования схемы замещения обратной последовательности при однофазном КЗ в точке К-2.
В этой схеме замещения сопротивления генераторов:
Сопротивления остальных элементов схемы замещения равны сопротивлениям этих элементов токам прямой последовательности.
Преобразуем схему замещения обратной последовательности и определим результирующее сопротивление :
Тогда результирующее сопротивление обратной последовательности:
Схема замещения нулевой последовательности представлена на рисунке 5.7. В схему замещения вводим все элементы через которые проходят токи нулевой последовательности при однофазном КЗ в точке К-2.
)сопротивление трансформаторов (автотрансформаторов)
)сопротивление линий связи с системой (одноцепные со стальными тросами)
)сопротивление обобщенной нагрузки следовательно:
Рис. 5.7 Этапы преобразования схемы замещения нулевой последовательности при однофазном КЗ в точке К-2.
Тогда результирующее сопротивление нулевой последовательности:
Таким образом дополнительное сопротивление при расчете однофазного КЗ в точке К-2 составит:
Ток прямой последовательности определяем в относительных единицах по формуле:
Действующее значение периодической составляющей тока поврежденной фазы в месте КЗ:
Ток однофазного КЗ в точке К-2 превосходит значение тока трехфазного КЗ (10843кА) поэтому является расчетным для проверки выключателей на отключающую способность.
Определим составляющие этого тока от системы и генераторов в начальный момент КЗ и в расчетный момент времени с. Расчетной схемой для определения тока прямой последовательности является схема для расчета трехфазного КЗ но точка КЗ в ней находится за сопротивлением (рисунок 5.8).
Рис. 5.8 Расчетная схема для определения токов прямой последовательности при несимметричных КЗ.
Ток прямой последовательности в начальный момент КЗ от генераторов G1-G2:
Токи обратной и нулевой последовательности в месте однофазного КЗ равны току прямой последовательности:
Распределение токов обратной последовательности по ветвям системы и генераторов:
Распределение токов нулевой последовательности:
Периодические составляющие тока однофазного КЗ в поврежденной фазе:
Определим периодическую составляющую тока КЗ от генераторов для расчетного момента времени с.
Относительный ток прямой последовательности от генераторов G1-G2:
Следовательно можно считать что эта составляющая во времени не изменяется. Ток от системы также принимаем неизменным во времени.
Апериодические составляющие тока КЗ в момент времени :
Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ
4Расчет токов КЗ на ОРУ-330кВ в точке К-3
4.1 Преобразование схемы замещения и определение результирующих относительных сопротивлений
Расчётная схема замещения сверхпереходного режима представлена на рис. 5.2. Воспользуемся результатами преобразований выполненных в пп. 5.3 и пп. 5.4 (для точки К-1 и К-2) и представим этапы свертывания схемы замещения относительно точки К-3 на рис. 5.9. (в схеме замещения не учитываем нагрузку с.н. на ответвлениях генераторов вследствие их значительной электрической удаленности от места КЗ).
4.2.Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ в точке К-3
Определим значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-3 в именованных единицах используя значение базисного тока для ступени КЗ (IбIII = 17 кА).
Со стороны генераторов :
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-3:
Рис. 5.9 Этапы преобразования схемы замещения при КЗ в точке К3.
4.3 Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К–3
По расчетной схеме замещения рисунок 5.2 путем последовательного преобразования определяем суммарное активное сопротивление характерных ветвей схемы относительно точки КЗ К-3:
- сопротивление эквивалентной системы относительно точки К-3:
RС = (R22R55 + R25)R21 = (02190015 + 000181)0023 = 000932.
Постоянная времени затухания для ветви блоков:
Эквивалентная постоянная времени схемы замещения Таэк при КЗ в точке К-3:
Суммарный ударный ток в месте КЗ (К-3):
Примем к установке на ОРУ-330 кВ элегазовые выключатели собственное время отключения составляет:
4.4 Расчет периодической составляющей тока трехфазного КЗ в произвольный момент КЗ
Предварительно оценим удаленность источников от места КЗ и найдем токи необходимые для использования типовых кривых. Начальный ток КЗ генераторов Iп0Gi определим путем токораспределения в схеме замещения и нахождения остаточных напряжений (аналогично п.5.3.4):
Определим значение периодической составляющей тока КЗ генераторов G7– G10при КЗ в точке К-3 первым приемом метода типовых кривых. По значениям и определяем относительное значение тока генератора:
4.5 Расчёт тока однофазного КЗ в точке К-3
Схема замещения прямой последовательности для рассматриваемого примера представлена на рисунке 5.9.
Эквивалентные ЭДС и сопротивление схемы замещения относительно точки КЗ К(1)-3 прямой последовательности:
Схема замещения обратной последовательности представлена на рис. 5.10.
Рис. 5.10 Этапы преобразования схемы замещения обратной последовательности при однофазном КЗ в точке К-3.
Схема замещения нулевой последовательности представлена на рисунке 5.11.
Рис. 5.11 Этапы преобразования схемы замещения нулевой последовательности при однофазном КЗ в точке К-3.
Таким образом дополнительное сопротивление при расчете однофазного КЗ в точке К-3 составит:
Ток однофазного КЗ в точке К-3 превосходит значение тока трехфазного КЗ (1726кА) поэтому является расчетным для проверки выключателей на отключающую способность.
Определим составляющие этого тока от системы и генераторов в начальный момент КЗ и в расчетный момент времени с. Расчетной схемой для определения тока прямой последовательности является схема для расчета трехфазного КЗ но точка КЗ в ней находится за сопротивлением (рисунок 5.12).
Рис. 5.12 Расчетная схема для определения токов прямой последовательности при несимметричных КЗ.
Ток прямой последовательности в начальный момент КЗ от генераторов G:
5 Расчет токов КЗ на генераторном напряжении в точке К-4
5.1 Преобразование схемы замещения для определения результирующих ЭДС и сопротивлений
Воспользуемся результатами преобразований выполненных в пп. 5.2 5.3 и 5.4 (для точки К-1 К-2 и К-3) и представим этапы свёртывания схемы замещения относительно точки К-4 на рис. 5.13. Выполним преобразование схемы замещения
Рис.5.13. Этапы преобразования схемы замещения при КЗ в точке К-4
5.2 Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-4:
5.3 Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ
Для нахождения постоянной времени воспользуемся результатами расчёта п.п.5.2.3. а также определим нужные активные сопротивления.
Путём последовательного эквивалентирования определим суммарное активное сопротивление характерных ветвей схемы относительно точки К-4:
Ударные коэффициенты для характерных ветвей определим по формуле (5.7):
Определяем ударные токи по ветвям (5.8):
Расчетное время КЗ определим по формуле (5.9):
Определим значения апериодической составляющей тока КЗ по характерным ветвям схемы с учетом найденных выше значений ТаС и ТаG (5.10):
5.4 Расчет периодической составляющей в произвольный момент КЗ
В рассматриваемом примере генератор G10 непосредственно связан с местом КЗ оценим удаленность от точки К-4 других источников. Периодическую составляющую тока КЗ в ветвях генераторов G1-G9 при КЗ в точке К-4 найдем путем токораспределения по ветвям схемы (рисунок 5.13):
Начальные значения периодических составляющих тока КЗ в ветвях генераторов G1-6 G7-9 G10соответственно:
Кратность начального тока КЗ генераторов определим по формуле (5.11):
Следовательно генераторы G1-G9значительно удалены от места короткого замыкания () тогда изменением тока КЗ во времени от этих генераторов пренебрегаем указанные генераторы объединяем в общий источник неизменного напряжения для которого:
5.5 Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ
6 Расчет токов КЗ в точке К-5 (шины 10 кВ - НН АТС)
Преобразование схемы замещения и определение результирующих относительных сопротивлений
Воспользуемся результатами преобразований выполненных в п.п. 5.2 5.3 5.4 и 5.5 (для точки К-1 К-2 К-3 и К-4). Расчётная схема замещения для точки КЗ К-5 представлена на рис. 5.14.
Учет нагрузки собственных нужд подключенной в месте КЗ приближенно выполним в виде:
Тогда параметры эквивалентной системы
Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ в точке К-5
Определим значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-5 в именованных единицах используя значение базисного тока для ступени КЗ (IбV = 5499 кА).
Со стороны обобщенной нагрузки СН:
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-5:
Выключатели 10 кВ находятся в неодинаковых условиях относительно распределения токов КЗ: для выключателей отходящих присоединений 10 кВ расчетным является ток КЗ от эквивалентной системы IС а расчетная точка КЗ находится за выключателями присоединений; через вводные выключатели 10 кВ в этом случае протекает ток
Так как расчетный ток КЗ больше чем номинальные токи отключения выключателей на 10 кВ необходимо применение токоограничивающих реакторов.
Выбор токоограничивающих реакторов 10 кВ
Реакторы выбираем по номинальному напряжению и номинальному току:
Индуктивное сопротивление реактора выбирают исходя из условий ограничения тока КЗ до заданного уровня определяемого коммутационной способностью выключателей которые установлены в данной сети.
Установим на РУ 10 кВ элегазовые выключатели
с током отключения Iоткл.ном = 315 кА.
Расчетный ток утяжеленного режима данного присоединения (нагрузка с.н. запитана от одного из параллельно включенных АТС):
Результирующее сопротивление цепи КЗ до места присоединения реакторов
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ за реактором должно быть равно току отключения выключателя:
Сопротивление цепи КЗ до точки К'-5 за реактором (в о.е.)
xΣ(K’-5) = ЕС (I’п0 К-5IбV) = 1002(3155499) = 175.
Разность полученных сопротивлений даст необходимое сопротивление реактора (с учетом их параллельного соединения):
или в именованных единицах
хР = х*Р· UбV2SбV = 181·10521000 = 02 Ом.
Сопротивление реактора в относительных единицах при базисных условиях:
х*Р = хР· SбV UбV2 = 035·100010.52 = 3175.
Тогда действительное значение периодической составляющей тока КЗ за реактором:
Рис. 5.15. Схема замещения с сопротивлением реакторов.
Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К’5
По расчетной схеме замещения (рисунок 515) путем последовательного преобразования определяем суммарное активное сопротивление характерных ветвей схемы относительно точки КЗ К’-5:
RС = (R55R22 + R242)(R51R21 + R252)(R26 2+ Rр2)=(0044900682 + 0004752)
(0271000883 + 0004752)(00373 2+ 000352)=0009.
Эквивалентная постоянная времени схемы замещения Таэк при КЗ в точке К’-5:
Ударный коэффициент:
Расчетное время КЗ для выключателя ВВЭ-10-3151600У3:
Апериодическая составляющая тока в месте КЗ:
Расчет периодической составляющей тока трехфазного КЗ в произвольный момент КЗ
Оценим удаленность источников от места КЗ:
Следовательно все источники значительно удалены от места короткого замыкания () тогда изменением тока КЗ во времени от этих источников пренебрегаем то есть:
Используя полученные значения выполним проверку выбранных токоограничивающих реакторов:
- на электродинамическую стойкость:
- по остаточному напряжению на шинах установки:
Uост = Iп0К-5хр100Uном = 2676(0352)100105 = 7725% 70 % Uном.
7 Сводная таблица токов короткого замыкания
Таблица 5.1 – Результаты расчета токов короткого замыкания для характерных точек схемы
К-1 (ген. Напр 1575 кВ)
К-4 (ген. Напр. 1575 кВ)
Суммарное значение тока КЗ от системы
К`-5(секции 10 кВ за реактором)
1.Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов
- присоединения генераторов G1-G12 1575 кВ:
- расчетный ток присоединения блочного трансформатора T7-T10 РУ 330 кВ определяется рабочим током генератора:
- расчетный ток присоединения автотрансформатора связи AT1 (AT2) РУ 330 кВ (для схемы нормального режима):
- утяжеленный режим работы данного присоединения наступает при отключении одного из параллельных автотрансформаторов
- присоединения ВЛ 330 кВ при условии что отходящие линии не являются парными и не резервируются от других подстанций:
- расчетный ток присоединения блочного трансформатора Т1-Т6 РУ 500кВ:
- расчетный ток присоединение автотрансформатора связи AT1 (AT2) РУ 500 кВ:
- утяжеленный режим работы данного присоединения наступает при отключении одного из параллельных автотрансформаторов:
- присоединение линий связи с системой 500 кВ по формулам 6.8 6.9 [3]:
- присоединение отпаечного трансформатора собственных нужд на генераторном напряжении 1575 кВ:
- присоединение автотрансформатора связи AT1 (AT2) РУ 10 кВ:
- утяжеленный режим работы для вводных выключателей 10 кВ наступает при отключении одного из параллельных автотрансформаторов:
-присоединение отходящих кабельных линий РУ 10 кВ:
2. Выбор выключателей и разъединителей.
2.1. Выбор выключателей и разъединителей на генераторном напряжении.
Выбор выключателей и разъединителей на генераторном напряжении 1575кВ
Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов генераторного напряжения
Выключатель фирмы АВВ
В состав выбранного генераторного выключателя входит разъединитель. Параметры разъединителя согласованы с параметрами выключателя заводом изготовителем. Дополнительная проверка не требуется.
2.2. Выбор выключателей и разъединителей высшего напряжения.
Выбор выключателей и разъединителей на среднем и высшем напряжении 330кВ и 500кВ
Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов среднего напряжения 330 кВ:
Разъединитель фирмы
АВВ Elk T 420-63-4000
Iраб утяж(АТ) = 1077 А
Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов высшего напряжения 500 кВ:
АВВ Elk T 500-634000
Iраб утяж(АТ) = 711 А
3. Выбор выключателей и разъединителей 10 кВ - НН АТС
Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов напряжения 10 кВ:
Выключатель фирмы ABB LF-3 (элегаз.)
Выбор трансформаторов тока в цепи генераторов
Таблица приборов устанавливаемых в цепях генераторов:
Наименование прибора
Потребляемая мощность (В·А)
Счётчик активной и реактивной энергии
Наметим к установке в цепях генераторов трансформаторы тока встроенные в выключатель НЕС 7 (согласно требованиям IEC 60044-1or IEEE C57.13) для которых номинальная мощность соответствующая классу точности 05 составляет: S2ном = 30 ВА.
Суммарная же мощность потребляемая приборами: S2Σ = 761 ВА.
Номинальный вторичный ток – 5А.
Таким образом выполняется необходимое условие S2ном > S2Σ следовательно выбранный трансформатор тока работает в заданном классе точности.
Проверим выбранный трансформатор тока по другим условиям:
Проверка трансформаторов тока в цепях генераторов:
Данные ТТ по каталогу
Следовательно трансформатор тока проходит по всем параметрам.
В качестве соединительных проводов будем использовать медный провод с площадью поперечного сечения . По условиям термической и механической прочности ПУЭ рекомендует минимальное сечение
Выбор трансформаторов тока в цепях среднего напряжения 330кВ
Таблица приборов устанавливаемых в цепях среднего напряжения 330кВ:
Наметим к установке в цепях среднего напряжения элегазовые трансформаторы тока фирмы АВВ ELK-3 CN для которых номинальная мощность соответствующая классу точности 05 составляет: S2ном = 40 ВА.
Суммарная же мощность потребляемая приборами: S2Σ = 701 ВА.
Проверка трансформаторов тока в цепях среднего напряжения 330кВ:
Выбор трансформаторов тока в цепи высшего напряжения 500кВ
Таблица приборов устанавливаемых в цепи высшего напряжения 500кВ:
Наметим к установке в цепях высшего напряжения элегазовые трансформаторы тока фирмы АВВ ELK-3 CB для которых номинальная мощность соответствующая классу точности 05 составляет: S2ном = 40 ВА.
Проверка трансформаторов тока в цепи высшего напряжения 500кВ:
Трехфазный цифровой вольтметр амперметр и ваттметр с релейным выходом
Счетчик электрической энергии трёхфазный активнореактивный многофункциональный
Колонка синхронизации:
Принимаем к установке в цепях генераторов трансформаторы напряжения встроенные в выключатель НЕС 7 для которых номинальная мощность соответствующая классу точности 05 составляет: S2ном = 100 ВА.
Суммарная же мощность потребляемая приборами: S2Σ = 53.3 ВА.
Номинальное вторичное напряжения – 100 В.
Таким образом выполняется необходимое условие S2ном > S2Σ следовательно выбранный трансформатор напряжения работает в заданном классе точности.
Выбор трансформаторов напряжения в цепях среднего напряжения 330кВ
Фиксатор импульсного действия
Наметим к установке в цепях среднего напряжения ёмкостные трансформаторы напряжения фирмы АВВ ELK-3 PI3 для которых номинальная мощность соответствующая классу точности 05 составляет: S2ном = 400 ВА.
Суммарная же мощность потребляемая приборами: S2Σ = 11.5 ВА.
Выбор трансформаторов напряжения в цепях высшего напряжения 500кВ
Таблица приборов устанавливаемых в цепях высшего напряжения 500кВ:
Наметим к установке в цепях высшего напряжения ёмкостные трансформаторы напряжения фирмы АВВ ELK-3 PI3 для которых номинальная мощность соответствующая классу точности 05 составляет: S2ном = 400 ВА.
Суммарная же мощность потребляемая приборами: S2Σ = 116 ВА.
Выбор трансформаторов напряжения в цепи НН АТС
Таблица приборов устанавливаемых в цепи НН АТС 10кВ:
Наметим к установке в цепях НН АТС трансформаторы напряжения ABB TDC4 – 10 для которых номинальная мощность соответствующая классу точности 05 составляет: S2ном = 15 ВА.
Суммарная же мощность потребляемая приборами: S2Σ = 8.5 ВА.
Выбираем ОПН фирмы АВВ типа EXLIM T420–BH550.
Технические характеристики EXLIM T420-BH550:
Uном = 550 кВ;Uнро = 336 кВ; Iвб = 50 кА;λэф = 20 смкВ;
Uостат.ком. =800 кВ; II – степень загрязнения.
Условия проверки ОПНа:
)По рабочему напряжению
Условие выполняется.
)По взрывобезопасности
Если ток то не вводится
Если данное условие по взрывобезопасности не выполняется то надо делать ограждение
)Определим длину утечки
Напряжение устойчивости:
Коэффициент использования:
Выбор по энергоёмкости В сетях U выше 110кВ не проверяется.
Выбор по защитному уровню при коммутационных перенапряжениях
Выбираем ОПН фирмы АВВ типа ELK-3 AZ 32 A 374. Для внутренней установки
Выбор ограничителей перенапряжения 330кВ
Выбираем ОПН фирмы АВВ типа EXLIM P258–GV362. Для наружной установки
Выбираем ОПН фирмы АВВ типа ELK-3 AZ 32 G 317. Для внутренней установки
Выбор ограничителей перенапряжения в цепи генератора ABB Polim H 44 N
Выбор ограничителей перенапряжения в цепи НН АТС ABB Polim H 44 N
6. Перечень выбранного оборудования
Измерительные приборы и преобразователи фирм
ABB ЗИП-Научприбор CIRCUTOR
Генераторное напряжение
Гидрогенератор СВ – 11900250 – 48
Выключатель АВВ HEC7А-158-16024000
Разъединитель АВВ HEC7А-158-16024000 РЛВОМ-101000
ТТ АВВ TKQ-940C 20-230005
ТТ ТПШЛ-10У3 50005А 05Р
Выключатель АВВ ELK SP4 550-634000
Разъединитель АВВ Elk Tk 550-634000
Заземлител АВВ ELK ТК 550-634000
Короткозамыкатель АВВ ELK TK 550-634000
ТТ АВВ ELK-3 CN 550-40005
ТН АВВ ELK-3 PI 3550
ОПН АВВ ELK-3 AZ 32 G 317
Выключатель ELK SP4420-634000
Разъединитель АВВ Elk Tk 420-634000
Заземлители АВВ ELK Tk 420-634000
Короткозамыкатель АВВ ELK Tk 420-634000
ТТ АВВ ELK-3 CB 420 ТВТ 330 – 20001
ТН АВВ ELK-3 PI3420
Выключатель ABB LF-3 10
ТТ ABB KOKS 24 D 21 ТВТ-10-10005
ОПН ABB Polim H 44 N
АОДЦТН-167000500330
В данном курсовом проекте была спроектирована электрическая часть Гидроэлектростанции мощностью 2250 МВт (10 агрегатов по 225 МВт).
Вырабатываемая электроэнергия распределяется на двух повышенных напряжениях: 500 кВ и 330 кВ. К распределительному устройству 330 кВ через 4 линий подключен потребитель мощностью 300 МВт. Для покрытия мощности потребителя работают 4 агрегата. Вся остальная энергия передается через распределительное устройство 500 кВ в энергосистему.
На начальном этапе курсового проектирования был проделан выбор структурной схемы электрической станции которая задает распределение генераторов между РУ различных напряжений определяет электромагнитные связи (автотрансформаторные) между РУ и состав блоков генератор-трансформатор.
В ходе работы было произведено сравнение вариантов работы агрегатов с единичными блоками и с укрупненными. Расчет учитывающий экономичность и надёжность показал что выгоднее использовать вариант схемы с укрупненными блоками.
На главной схеме представлена ГЭС с укрупненными блоками. Два блок с трехфазными двухобмоточными трансформаторами типа ТЦ-250000330 присоединены к сборным шинам 330 кВ. На сборных шины 500 кВ работают еще 3 блока с двухобмоточными трансформаторами типа ТЦ-125000500
Оборудование блока состоит из генератора мощностью 225 МВА и трансформатора мощностью 250 МВА. На генераторном напряжении блоков выполняются ответвления для питания а.с.н.
Следующим этапом курсового проектирования был выбор основного оборудования главной схемы ГЭС (выбор синхронных генераторов электростанции выбор блочных трансформаторов выбор трансформаторов собственных нужд автотрансформаторов связи выбор сечений проводов воздушных линий.
Далее в расчёте были выбраны схемы распределительных устройств 330 и 500 кВ.
Для РУ 500 кВ число присоединений: 8 (2 АТС 3 ВЛЭП 3 блока ).
Согласно рекомендации отраслевого стандарта была выбрана полуторная схема.
Для РУ-300 кВ: число присоединений 8 (2 блока 2 АТС 4 ВЛЭП).
Распределительные устройства связываются при помощи шести однофазных автотрансформаторов мощностью 501 МВА. АОДЦТН-167000500330.
Также к ним подключается резервирование собственных нужд электростанции.
Далее был произведен расчет токов КЗ в различных местах электрической схемы станции. На основе этих данных были выбраны электрические аппараты:
Для РУ-500 кВ КРУЭ ELK – 03 для РУ-330 кВ КРУЭ ELK –3 генераторные выключатели типа HEC7А (производство фирмы АВВ)
Завершением проекта является графическая часть: главная схема электрических соединений и план РУ 330 кВ конструктивный чертеж выключателя. На главной схеме указано все электрооборудование и схемы его подключения. На плане РУ 330 кВ представлено фактическое расположение оборудования на местности. На конструктивном чертеже выключателя показана часть ячейки РУ 330 в разрезе и дугогасительная камера выключателя SP4.
Задачами данного курсового проекта являются закрепление знаний полученных студентами на лекционных и практических занятиях выработка умения применять эти знания для решения конкретных инженерных задач развитие навыков самостоятельной работы приобретение умения правильного использования технической и нормативной литературы: справочников каталогов ГОСТов Правил устройства электроустановок Норм технологического проектирования Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации и т.п. (см. список рекомендуемой литературы).
Список используемых источников
Электротехнический справочник: в 4 томахПод общ. ред. профессоров МЭИ М.: Издательство МЭИ 2003 год
Справочник по проектированию электрических сетей. под редакцией Д.Л. Файбисович – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2005
Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования: учеб.пособие для студ. высш.учеб.заведенийИ.П.Крючков Б.Н.Неклепаев В.А. Старшинов и др.; под ред. И.П.Крючкова и В.А. Старшинова - 3-е изд. стер. – М.: Издательский центр «Академия» 2005
Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования Под ред. Б.Н.Неклепаева - М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2002
Погоняйченко И.Ю. Куценов Д.А. Электрическая часть гидроэлектростанций: проектирование: учеб. пособие . - Красноярск: Сиб. федер. ун-т; Саяно-Шушенский филиал 2007
Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред.проф.образования. – М.: Издательский центр «Академия» 2005
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового проектирования; Учеб.пособие для ВУЗов М.:Энергоатомиздат 1989.
Электромагнитные переходные процессы в электроэнергетических системах: учебное пособие А. Э. Бобров А. М. Дяков В. Б. Зорин. Красноярск: ИПЦ КГТУ 2006. 127 с.
СТО 59012820-29.20.30.003-2009 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения М год напиши и страницы
Здравствуйте уважаемые члены комиссии и слушатели защиты курсового проекта
Цивилизованное общество невозможно представить без энергетической отрасли. Современные города полностью зависят от снабжения электрической энергией. Так при выходе из строя генерирующих мощностей или распределительных сетей тысячи людей могут оказаться без элементарных средств обеспечения жизнедеятельности: водоснабжения отопления освещения. Также такие аварии могут нанести экономики страны значительный ущерб. Энергетика 21 века должна надежно и бесперебойно обеспечивать потребителя электрической энергией при этом поддерживать качественные показатели энергии на высоком уровне.
В данном курсовом проекте была спроектирована электрическая часть Гидроэлектростанции мощностью 2 тыс 250 МВт (10 агрегатов по 225 МВт).
Вырабатываемая электроэнергия распределяется на двух классах напряжениях: 500 кВ и 330 кВ. К распределительному устройству 330 кВ через 4 линий подключен потребитель мощностью 300 МВт. Для покрытия мощности потребителя работают 4 агрегата. Вся остальная энергия передается через распределительное устройство 500 кВ в энергосистему.
На начальном этапе курсового проектирования был произведен выбор структурной схемы электрической станции которая задает распределение генераторов между РУ различных напряжений определяет электромагнитные связи между РУ и состав блоков генератор-трансформатор.
В результате технико-экономических расчетов был выбран укрупненный блок.
Два блок с трехфазными двухобмоточными трансформаторами типа ТЦ-250МВА и генераторов 225 МВТ присоединены к сборным шинам 330 кВ. На сборных шины 500 кВ работают еще 3 блока с двухобмоточными трансформаторами типа ТЦ-250 МВА
По рекомендациям отраслевого стандарта выбрана полуторная схема распределительных устройств 330 и 500 кВ. по 8 присединений. Для РУ 500 кВ (2 АТС 3 ВЛЭП 3 блока) Для РУ-300 кВ: (2 блока 2 АТС 4 ВЛЭП).
Распределительные устройства связываются при помощи шести однофазных автотрансформаторов АОДЦТН-167МВА на фазу
Также к ним подключается собственных нужд электростанции.
Далее были выбраны точки И ПРОИЗВЕДЕН РАСЧЕТ токов короткого замыкания.
На сегодняшний день ВЫБРАНОЕ в результате расчета комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией находят широкое применение по всему миру.
в КРУЭ типа ELK производства ABB реализованы передовые технологии сооружения современных высоковольтных подстанций. Оборудование соответствует требованиям Международная электротехническая комиссия.
- Распределительные устройства ELK удовлетворяют повышенным требованиям к надежности и безопасности.(вследствие отсутствия открытых токоведущих частей)
- Подстанции внутренней установки занимают минимальное пространство в густо населенных городских районах.
- Оптимально подходят для гидроэлектростанции на которых коммутационная аппаратура размещается в непосредственной близости от трансформаторов с целью оптимизации общих габаритов.
генераторные выключатели выбраны типа HEC7А (производство фирмы АВВ)
Также выбраны измерительные преобразователи и измерительные приборы швейцарской фирмы ABB испансокой CIRCUTOR и российской ЗИП-Научприбор
На стенде можно видеть главную схему на которой указано электрооборудование и схемы его подключения.
На плане РУ 330 кВ представлено фактическое расположение оборудования в здании
на конструктивном чертеже выключателя показана часть ячейки РУ 330 в разрезе и дугогасительная камера выключателя SP4.
В ходе работы над курсовым проектом были закреплены и расширены знания полученные на лекционных и практических знаниях навыки самостоятельной работы и решения инженерных задач увеличение общей электротехнической грамотности умение быстро и правильно искать использовать техническую документацию для работы.
Доклад окончен спасибо за внимание

План Круэ 330кВ Шевченко на печать.dwg

Проектирование электрической части ГЭС
План КРУЭ 330кВ ABB ELK-3
0000 ДФ 140209 65 КП 36
ELK-HMB8 (3 двиготеля на каждую фазу)
Разъединительзаземляющий нож ELK-TK3 механизм ELK-BAC (1 двиг. на 3 фазы)
Заземляющий нож ELK-TK3 механизм ELK-BAC (1 двигатель на 3 фазы)
Быстродействующий земляющий нож ELK-TK3 механизм ELK-BAC (1 двиг. на 3 ф)
Трансформатор тока ELK-CN3
Трансформатор напряжения ELK-PI3
Ограничитель напряжения и разрядник ELK-AZ3
Торцевая крышка ELK-ZX3
Сборное соединение ELK-VQ3
Шкаф местного управления
Модуль кабельного присоединения ELK-HK3
Модуль воздушного присоединения ELK-HB3
Примечание: 1) На плане НЕ показаны шинные трубопроводы ВЛ 330
от линейного разъединителя до разъединителя подключающего данное присоединение к ячейке КРУЭ ELK-3 2) размеры указаны в мм. 3) отметки полов здания в м. 4) мелкие детали оборудования носят информативный характер
Схема присоединений КРУЭ ELK-3 330кВ:
При печате масштаб 1-10
СШФ СФУ Кафедра ГГЭЭС гр.16-2
Разрез элементов ячейки КРУЭ 330кВ ABB ELK-3
экранирующий электрод
экран неподвижного контакта
сердечник измерительного трансформатора
тяга из непроводящего материала
дугогасительная камера
конденсатор выравнивающий
колонка тарельчатых пружин
вспомогательные выключатели
Нагревательный объем
Компрессионный объем
Вспомогательные контакты
Части дугогасительной камеры выключателя ABB ELK-3 SP3:

Главная схема ГЭС Шевченко на печать.dwg

*АОДЦТН-167000500330
КРУЭ 330кВ ABB ELK-3
КРУЭ 500кВ ABB ELK-3
Блок гидрогенератора
Выключательный силовой комплекс
Трансформатор напряжения
Разъединителикороткозамыкатели
ТТ в нейтрали гидрогенератора
Разъединитель в нетрали ГГ и Т
Трансформатор силовой
ТТ встроенный в силовой трансформатор
Блок автотрансформатора
ТТ встроенный в силовой трансформатор ВН
ТТ встроенный в силовой трансформатор СН
Высокочастотный заградитель
Высокочастотный фильтр присоединения
СШФ СФУ Кафедра ГГЭЭС гр.16-2
Проектирование электрической части ГЭС
Главная схема электрических соединений ГЭС
0000 ДФ 140209 65 КП 36
При печате масштаб 1-10
ELK-3 SP4-550 634000
ELK-3 НK3 550 634000
ELK-3 HB3 550 634000