Выбор и расчет схем и оборудования конденсационных электростанций

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Расчёты произведённые в данной работе необходимы для проектирования электростанций, подстанций, электросетей и систем, а так же для их модернизации.

Проектирование электрических систем и их установок содержит три основных этапа:

рассмотрение перспектив развития на 15-20 лет вперёд;

перспективное проектирование на период до 10 лет;

уточнение проектов на период до 5 лет.

На первом этапе составляются технико-экономические доклады (ТЭД) о развитии энергетики регионов и страны в целом. Определяется суммарная мощность нагрузки потребителей, ТЭЦ, КЭС и т.д.

На втором этапе разрабатывают схемы энергообъединений, определяются состав станций в каждой энергосистеме и пропускные способности межсистемных и внутрисистемных линий.

На третьем этапе уточняют и корректируют схемы развития энерготехнического хозяйства и проверяется техническая выполнимость плановых решений, определяются необходимые капиталовложения.

Проектирование электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем преследует следующие основные цели:

производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребителя;

надёжная работа установок и энергетических систем в целом;

заданное качество электроэнергии;

сокращение капитальных затрат на сооружение установок;

снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации установок энергосистем.

В проекте технической части КЭС решаются следующие задачи: выбор основного оборудования, проектирование электрической и тепловой схемы, выбор вспомогательного технологического оборудования, проектирование вспомогательных хозяйств (топливо - транспортное хозяйство, техническое водоснабжение, водоподготовка, золо- и шлакоудаление, электрические и тепловые сети и др.).

Структурную технологическую схему КЭС выбирают в зависимости от типа топлива и мощности агрегатов. Установка дубль блоков (два котла - одна турбина) допускается лишь при сжигании низкосортного топлива (сланцы, торф, бурый уголь). В остальных случаях предпочтение отдают схеме с моноблоком.

На КЭС с мощными агрегатами (200, 300 МВт и более) применяют блочные схемы. Для промышленных КЭС без промежуточного перегрева пара обычно предусматривают поперечные связи по пару между агрегатами.

При проектировании электрической части КЭС выполняются следующие проектные процедуры:

определение схемы выдачи мощности в систему;

выбор генераторов и асинхронных компенсаторов;

выбор трансформаторов и автотрансформаторов;

выбор главной схемы электрических соединений;

выбор электродвигателей и схемы электроснабжения;

выбор электрических аппаратов и компоновка электрооборудования;

расчёт токов КЗ и заземляющих устройств;

расчёт и выбор устройств релейной защиты и электроавтоматики;

выбор вторичных устройств системы контроля и управления;

расчёт надёжности выдачи мощности и электроснабжения ответственных механизмов;

расчёт электромеханических переходных процессов при пусках и остановах;

расчёт нагрева токоведущих частей;

расчёт потерь энергии в элементах схемы станции;

расчёт механических усилий в электроконструкциях при действии токов КЗ.

Из условия мне дано:

время использования максимальной нагрузки генераторов принимается 55006500 часов, потребителей - 40005000 часов;

коэффициент мощности нагрузки собственных нужд равен cos генераторов;

потребители относятся к первой и второй категориям;

максимальная мощность собственных нужд принимается равной 6(%), суммарной мощности генераторов станции;

число и мощность генераторов n=6(шт), PG=500(МВт);

система: напряжение Uсис=500(кВ), количество ЛЭП - 4(шт), длина ЛЭП LЛЭП=400(км), аварийный резерв Sав.рез=500(МВт);

нагрузка потребителей: напряжение Uсн=220(кВ), количество - 10(шт), мощность одной нагрузки Sнаг=150(МВт), коэффициент одновременности Ко=0,8(о.е), минимальная нагрузка Кмин=0,6(о.е), cos=0,92(о.е);

в РУ-220(кВ) должны быть установлены выключатели типа ВНВ-220, воздушные или элегазовые выключатели - только в том случае, если ВМТ не проходят по отключающей способности Iоткл=25(кА) или по номинальному току.

Для дальнейших расчётов по литературе [3] выбираем турбогенератор:

ТЗВ-540-2У3 его данные [n=3000(об/мин); cos=0,85; SG=635(МВА); U1=20(кВ); Iном=18,3(кА); X”d=0,24] и находим реактивную составляющую полной мощности:

1. Выбор и расчёт схем и оборудования КЭС. Разработка структурной схемы КЭС

Структурная электрическая схема станции задаёт распределение генераторов между РУ различных напряжений, определяет электромагнитные связи (трансформаторные или автотрансформаторные) между РУ и блоков генератор - трансформатор. Выбор структурной схемы основывается на сравнении возможных вариантов по технико-экономическим критериям.

Структурная схема выдачи мощности включает в себя основные функциональные части КЭС (РУ, трансформаторы, генераторы) и связи между ними. На КЭС часть мощности идёт на местную нагрузку и на собственные нужды, а часть выдаётся в сеть повышенного напряжения. Все генераторы соединяют в блоки с повышающими трансформаторами. Выдача мощности предусмотрена на среднем и высшем напряжении. При этом часть блоков подключается на шины среднего напряжения, а часть на шины высшего напряжения, которое совпадает с напряжением системы. Блоки распределяются так, чтобы обеспечить минимальный переток мощности между шинами различных напряжений, т.е. суммарная мощность блоков, присоединённых к шинам среднего напряжения, примерно должна соответствовать максимальной нагрузке этого напряжения. Связь между РУ среднего и высшего напряжений осуществляется автотрансформаторами связи или автотрансформаторами, установленными в блоке с генераторами.

В данном случае максимальная суммарная нагрузка, присоединённая на подсчитывается с учётом коэффициента одновремённости

: ,

Где

- число потребителей;

- мощность потребителей.

Значит, на шины 220 кВ должно работать не менее двух генераторов мощностью: 500 МВт.

Применение генераторных выключателей снижает число коммутаций в РУ повышенного напряжения и повышает в целом надёжность блока, так как упрощает эксплуатацию и позволяет пускать и останавливать блок без переключений собственных нужд на резервный трансформатор.

За основу взяты две схемы: Рис.1.1 и Рис.1.2. Для того чтобы выбрать одну из указанных схем, произведём расчёт перетоков мощности через автотрансформаторы. Для этого определяем расчётную нагрузку на автотрансформаторы при максимальной, минимальной загруженности потребителя «нагрузки» и в аварийном режиме, когда один из энергоблоков на стороне 220(кВ) выходит из строя.

конденсационная электростанция трансформатор напряжение выключатель



По наиболее тяжёлому режиму работы, когда в работе остаётся один автотрансформатор - мощность автотрансформатора должна быть не меньше максимального перетока мощности через него за вычетом аварийного резерва:

,

где Кав.п - количество автотрансформаторов связи в аварийном режиме.

По наиболее тяжёлому режиму работы - мощность автотрансформатора:

;

.

В моём случае потребитель запитывается через РУ среднего напряжения UСН=220 (кВ) от двух генераторов (плюс недостающая мощность поступает через автотрансформаторы из РУ высокого напряжения). Оставшиеся четыре генератора подключены через РУ высокого напряжения UВН=500 (кВ) к системе (мощность которой по условию неограниченна).

Так как у нас нет дополнительной связи между линиями высокого и среднего напряжения, то мной установлены два автотрансформатора связи между РУ высокого и среднего напряжения. Связь генераторов с распределительными устройствами осуществляют двух обмоточные трансформаторы связи.

2. Выбор трансформаторов и автотрансформаторов

Из условия надежности электроснабжения потребителей на каждой подстанции, от которой получают питание потребители 1 и 2 категорий, должно быть установлено не менее двух трансформаторов.

Мощность блочных трансформаторов выбирается по полной мощности генератора за вычетом мощности собственных нужд.

Для выбора трансформаторов связи подсчитаем активные составляющие мощностей:

Зная активные составляющие и tg=0,426 найдём - реактивные:

Расход на собственные нужды по условию составляет 6(%) установленной мощности, тогда

Находим мощность блочных трансформаторов:

Выбираем блочные двух обмоточные трёхфазные трансформаторы:

ТНЦ-630000/220, [UBH=242(кВ); UHH=20(кВ); Рхх=400(кВт); Ркз=1200(кВт); Uкз=13,5(%); Ixx=0,35(%)];

ТЦ-630000/500, [UBH=525(кВ); UHH=20(кВ); Рхх=420(кВт); Ркз=1210(кВт); Uкз=14,5(%); Ixx=0,4(%)];

Далее выбираем автотрансформаторы связи между РУ-500(кВ) и РУ-220(кВ).

Расчётная мощность автотрансформаторов связи, включённых между РУ высшего и среднего напряжений, определяется на основе анализа перетоков мощности этими РУ в нормальном и аварийном режимах. В частности, необходимо рассматривать отключение одного из блоков, присоединённых к РУ среднего напряжения. При выборе числа автотрансформаторов связи учитывается:

требуемая надёжность электроснабжения потребителей сети среднего напряжения;

допустимость изолированной работы блоков на РУ среднего напряжения. Если нарушение связи между РУ среднего и высшего напряжений влечёт за собой недоотпуск электроэнергии потребителям, или окажется, что минимальная нагрузка сети среднего напряжения ниже технологического минимума мощности отдельных блоков, то предусматривается два автотрансформатора связи.

Так как из условия потребители 1 и 2 категорий и у нас нет связи между линиями среднего и высшего напряжений в прилегающем районе, то необходимо установить два автотрансформатора связи.

Для этого определяем расчётную нагрузку на автотрансформаторы при максимальной, минимальной загруженности потребителя «нагрузки» и в аварийном режиме, когда один из энергоблоков на стороне 220(кВ) выходит из строя:



,

где Кав.п - количество автотрансформаторов связи в аварийном режиме.

По наиболее тяжёлому режиму работы - мощность автотрансформатора:

.

Выбираем два автотрансформатора:

АТДЦН-500000/500/220, [Iобщ=712(А); UВН,н=500(кВ); UНН,н=230(кВ); Рхх=220(кВт); Ркз=1050(кВт); Uкз=12,5(%); Iхх=0,3(%)].

3. Выбор схем распределительных устройств среднего (U1) и высшего (U2) напряжений

Электрическую схему КЭС мы строим по блочному принципу. В этом случае блоки связаны между собой только на сборных шинах среднего и высшего напряжений, откуда мощность станции поступает в систему и нагрузку.

Схемы РУ повышенных напряжений (35 кВ и выше) входят в состав электрических схем ГЭС, КЭС, ТЭЦ, АЭС и районных подстанций. К этим РУ кроме потребительских линий подключаются также линии системообразующей сети и межсистемных связей, трансформаторы генераторных блоков и резервные трансформаторы собственных нужд. Схемы РУ повышенного напряжения во многом определяет надёжность как выдачи станцией мощности, так и передачи обменных потоков мощностей из одной части системы в другую. Схемы РУ станций и подстанций влияют также на надёжность электроснабжения целого района и отдельных потребителей.

Режим работы и график ремонтов станции и прилегающей сети может требовать частных коммутаций как блоков генератор - трансформатор, так и линий электропередачи, что, в свою очередь, определяет выбор системы РУ.

Схемы РУ повышенных напряжений должны составляться с учётом следующих требований [47]:

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;

отказ 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.

Для РУ 110 - 220 кВ с числом присоединений от 12 до 16 рассматривают варианты схем с одной или двумя системами сборных шин при одном выключателе на присоединение. Здесь же применяется обходная система шин, а одну из двух систем шин секционируют.

В РУ 110 - 220 кВ при секционировании одной из системы шин обходной выключатель ставится на каждой секции. Для повышения надёжности выше названной системы трансформаторы блоков и автотрансформаторы связи с другим РУ включаются через развилку из двух выключателей, которые при этом выполняют роль шиносоединительных.

Для РУ 330 -750 кВ при большом числе присоединений рекомендуются схемы с чередованием, схемы связанных многоугольников и др. Для того чтобы исключить возможность потери большого числа блоков при отказах выключателя, сборные шины в системах секционируют.

В целях сокращения числа выключателей на напряжение 500 кВ и выше допускается присоединять трансформаторы к сборным шинам без выключателей. Это приводит к снижению надёжности РУ.

На среднем напряжении мной применена схема с обходной системой шин. Данная схема применима для I и II категории потребителей, а также большого количества присоединений к сборным шинам. В нормальном режиме обходная система шин находится без напряжения, разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин, отключены. В схеме предусмотрены обходной и секционный выключатели, позволяющие манипулировать перетоками мощности через обходную шину. Это позволяет сохранить параллельную работу линий при ремонтах выключателей, а так же производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения.

Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надёжной. Её недостатками можно назвать: большие затраты на сооружение; усложнение эксплуатации РУ за счёт большого количества операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей; повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин.

На высшем напряжении - 500(кВ) нашей станции я применил схему состоящую из двух систем шин и трёх выключателей на две цепи, за что она получила название «полуторная» или (3/2). В нормальном режиме обе системы шин находятся под напряжением.

Достоинствами данной схемы являются: простота вывода выключателя в ремонт, при этом все присоединения остаются в работе; возможность без операции разъединителями производить опробование выключателей; ремонт шин и изоляторов производится без нарушения работы цепей.

Недостатками рассмотренной схемы являются: удорожание конструкции РУ; увеличение общего количества ревизий выключателей при КЗ на линии; усложнение цепей релейной защиты; увеличение количества выключателей в схеме.

Конденсаторные электрические станции большой мощности, расположены в дали от промышленных потребителей, поэтому электроэнергия от них передаётся по ЛЭП высокого напряжения 110 (кВ) и выше.

Электрическую схему КЭС мы строим по блочному принципу. В этом случае блоки связаны между собой только на сборных шинах среднего и высшего напряжений, откуда мощность станции поступает в систему и нагрузку.

Применение блоков генератор - трансформатор позволяет значительно уменьшить количества аппаратуры генераторного напряжения, упростить конструктивное выполнение электростанций благодаря отсутствию РУ генераторного напряжения, при этом, уменьшая значение токов КЗ, так как параллельная работа генераторов осуществляется только на высоком напряжении.

В настоящее время преимущественное применение получила схема блока с выключателем у генератора, как наиболее удобная в эксплуатации.

4. Расчёт токов КЗ и выбор выключателей

Расчёт токов КЗ производим в следующей последовательности:

На расчётной схеме намечаем расчётные точки КЗ, составляем схему замещения и определяем её параметры. Расчёт ведём в относительных единицах, приняв: за базисное напряжение - среднее напряжение ступени КЗ, за базисную мощность - Sб= SG=635(МВА), за базисный ток -

.

Выбираем базисные мощность, ток и напряжение.

Примем за базисные величины: мощность Sб=635(МВА);

напряжение UбК1=515(кВ), ток

;

напряжение UбК2=230(кВ), ток

;

напряжение UбК3=20(кВ), ток

.

Все сопротивления привожу к базисным условиям.

а) сопротивление генератора:

б) сопротивление трансформатора присоединённого к РУ-220(кВ):

в) сопротивление трансформатора присоединённого к РУ-500(кВ):



г) сопротивление энергосистемы:

д) сопротивление ЛЭП:

е) сопротивление автотрансформатора:

Приравниваем найденные сопротивления к сопротивлениям схемы замещения.

Постепенным преобразованием схему замещения привожу к двух - лучевой звезде относительно точек КЗ и нахожу начальные значения токов КЗ для каждого луча.

Для начала вычислим сопротивления и ЭДС для эквивалентных схем.



Рассчитаем ток трёхфазного КЗ.

Для этого найдём эквивалентные ЭДС для ветвей преобразованных схем.

,

где

,

где

,

где

Для точки К1:

Найдём периодическую составляющую для начального момента времени.

Для точки К2:

Найдём периодическую составляющую для начального момента времени.

Для точки К3:

Найдём периодическую составляющую для начального момента времени.

Таким образом, для всех точек КЗ расчётной схемы определены периодические составляющие тока трёхфазного КЗ в начальный момент времени. В сетях напряжением 110 кВ и выше (в сетях с заземлённой нейтралью) для проверки выключателей на отключающую способность, расчётным может быть и значение тока однофазного КЗ.

Найдём результирующие сопротивления и эквивалентные ЭДС для точек К1 и К2.



Постепенным преобразованием схему замещения привожу к двух - лучевой звезде относительно точек КЗ и нахожу начальные значения токов КЗ для каждого луча.

Для начала вычислим сопротивления для эквивалентных схем нулевой последовательности.

Рассчитаем ток однофазного КЗ.

В нейтрале протекает ток трёх фаз, поэтому, чтобы учесть действительное падение напряжения в сопротивлении, его надо увеличить в 3 раза.

Для точки К1:

Для однофазного КЗ дополнительное сопротивление получается равным:

Находим ток прямой последовательности:



Ток однофазного КЗ в точке К1 оказался больше тока трёхфазного КЗ (20,4>19,93), поэтому является расчётным для проверки выключателей на отключающую способность.

Для точки К2:

Для однофазного КЗ дополнительное сопротивление получается равным:

Находим ток прямой последовательности:

Ток однофазного КЗ в точке К2 оказался больше тока трёхфазного КЗ (29,1>23,65), поэтому является расчётным для проверки выключателей на отключающую способность.

Предварительный выбор выключателей производим по номинальному напряжению той цепи, где он находится и продолжительному номинальному току.

Выбор выключателей в цепи двух обмоточного трансформатора связи и в цепи автотрансформатора связи между РУ-220(кВ) и РУ-500(кВ) для РУ-220(кВ):



Выбираем элегазовый колонковый выключатель ВГУ-220-40/3150У1 [Uном=220(кВ); Iном=3,15(кА); Iотк.ном=40(кА); н - 45(%); Iдин=40(кА); iдин=102(кА); Iтер=40(кА); tтер=2(с); tокл=0,04(с)].

Выбор выключателей в цепи двух обмоточного трансформатора связи и в цепи автотрансформатора связи между РУ-220(кВ) и РУ-500(кВ) для РУ-500(кВ):

Выбираем элегазовый колонковый выключатель ВГУ-500Б-40/3150У1 [Uном=500(кВ); Iном=3,15(кА); Iотк.ном=40(кА); н - 45(%); Iдин=40(кА); iдин=102(кА); Iтер=40(кА); tтер=2(с); tокл=0,04(с)].

5. Выбор выключателя в цепи ЛЭП

Найдём максимальную мощность потребляемую системой при минимальной нагрузки.

Сечение проводов ЛЭП мы выбираем с учётом, что в аварийной ситуации одна из ЛЭП выйдет из строя и вся мощность будет передаваться по любым трём ЛЭП.

По справочнику выбираем провода: АС-500/64 [количество проводов в фазе - 3; r0=2(Ом); Х0=30,4(Ом); b0=3,6410-4(См); Iдоп=0,945(кА) - длительно допустимый ток].

Выбираем элегазовый колонковый выключатель ВГУ-500Б-40/3150У1 [Uном=500(кВ); Iном=3,15(кА); Iотк.ном=40(кА); н - 45(%); Iдин=40(кА); iдин=102(кА); Iтер=40(кА); tтер=2(с); tокл=0,04(с)].

Выбор выключателей в цепи генератора:

Выбираем воздушный выключатель ВВГ-20-160/20000У3 [Uном=20(кВ); Iном=20(кА); Iотк.ном=160(кА); н - 30(%); Iдин=160(кА); iдин=410(кА); Iтер=160(кА); tтер=4(с); tокл=0,14(с)].

6. Проверка выключателей на отключающую способность

Для точки К1:

Ток прямой последовательности в начальный момент КЗ от генераторов:

Токи обратной и нулевой последовательности равны току прямой последовательности:

Распределение токов обратной последовательности по ветвям системы и генераторов:

Распределение токов нулевой последовательности:



Определим периодическую составляющую тока КЗ от генератора для расчётного момента времени

=0,01+ tокл=0,01+0,04=0,05(с).

Периодические составляющие тока однофазного КЗ в повреждённой фазе:

Можно считать, что эта составляющая во времени практически не изменяется. Поэтому:

Апериодические составляющие тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя : (из таблицы: для системы - Та=0,06, Ку=1,85; для генераторов - Та=0,34, Ку=1,97),

=0,01+ tокл=0,01+0,04=0,05(с).



Найдём ударный ток:

Нормальное содержание апериодической составляющей:

Расчётное значение импульса квадратичного тока:

Табл. 5.3.1

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГУ-500Б-40/3150У1	Разъединитель РНДЗ.1-500/3200 У1
Uуст=500 (кВ)	Uном=500 (кВ)	Uном=500 (кВ)
Imax=1 (кА)	Iном=3,15 (кА)	Iном=3,2 (кА)
IП,=19,5(кА)	Iотк.ном=40 (кА)	-
ia.=16,7 (кА)		-
		-
iу=52,4 (кА)	iдин=102 (кА)	iдин=160 (кА)
	I2терtтер=4022=3200 (кА2с)	I2терtтер=6322=7938 (кА2с)

Для точки К2:

Ток прямой последовательности в начальный момент КЗ от генераторов:

Токи обратной и нулевой последовательности равны току прямой последовательности:

Распределение токов обратной последовательности по ветвям системы и генераторов:

Распределение токов нулевой последовательности:



Определим периодическую составляющую тока КЗ от генератора для расчётного момента времени

=0,01+ tокл=0,01+0,04=0,05(с).

Периодические составляющие тока однофазного КЗ в повреждённой фазе:

Можно считать, что эта составляющая во времени практически не изменяется. Поэтому:

Апериодические составляющие тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя : (из таблицы: для системы - Та=0,06, Ку=1,85; для генераторов - Та=0,34, Ку=1,97).

Найдём ударный ток:

Нормальное содержание апериодической составляющей:

Расчётное значение импульса квадратичного тока:

Табл. 5.3.2

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГУ-220-40/3150У1	Разъединитель РНДЗ.1-220/3200 У1
Uуст=220 (кВ)	Uном=220 (кВ)	Uном=220 (кВ)
Imax=2,3 (кА)	Iном=3,15 (кА)	Iном=3,2 (кА)
IП,=23,65 (кА)	Iотк.ном=40 (кА)	-
ia.=20,3 (кА)		-
		-
iу=63,49 (кА)	iдин=102 (кА)	iдин=125 (кА)
	I2терtтер=4022=3200 (кА2с)	I2терtтер=5023=7500 (кА2с)

Для точки К3:

Периодическая составляющая для начального момента времени:

Периодическая составляющая тока КЗ от генератора для расчётного момента времени :

Периодическая составляющая тока КЗ для расчётного момента времени в точке К3:

Апериодические составляющие тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя : (из таблицы: для системы - Та=0,06, Ку=1,85; для генераторов - Та=0,34, Ку=1,97),

=0,01+ tокл=0,01+0,14=0,15(с).

Найдём ударный ток:



Нормальное содержание апериодической составляющей:

Расчётное значение импульса квадратичного тока:

Табл. 5.3.3

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВВГ-20-160/20000У3	Разъединитель РВПЗ-1-20/20000 У3
Uуст=20 (кВ)	Uном=20 (кВ)	Uном=20 (кВ)
Imax=19,3 (кА)	Iном=20 (кА)	Iном=20 (кА)
IП,=159,8 (кА)	Iотк.ном=160 (кА)	-
ia.=69 (кА)		-
		-
iу=428,9 (кА)	iдин=410 (кА)	iдин=490 (кА)
	I2терtтер=16024=102400 (кА2с)	I2терtтер=18024=129600 (кА2с)

Сводная таблица результатов расчёта токов КЗ (по данным примеров: 5.3.1; 5.3.2; 5.3.3).



Точка КЗ	Источник
К1 500 кВ	Генераторы G1G4	7,91	7,9	9,6	22
	Энергосистема и генераторы G5,G6	12,02	12,5	7,1	30,4
	Суммарное знач.	19,93	20,4	16,7	52,4
К2 220 кВ	Генераторы G5,G6	9,52	9,52	11,62	26,52
	Энергосистема и генераторы G1G4	14,13	14,13	8,68	36,97
	Суммарное знач.	23,65	23,65	20,3	63,49
К3 20 кВ	Генератор G4	85,7	-	58	177,7
	Энергосистема и генераторы	101,5	-	11	251,2
	Суммарное знач.	187,2	-	69	428,9

7. Выбор трансформаторов тока

Для выключателя ВГУ-500Б-63/3150У1:

Расчётные данные	Трансформатор тока ТФЗМ 500Б-1
Uуст=500 (кВ)	Uном=500 (кВ)
Imax=1 (кА)	Iном=2 (кА)
iу=52,4 (кА)	iдин=180 (кА)
ВК=182,52 (кА2с)	I2терtтер=6821=4624 (кА2с)

Для выключателя ВГТ-220-40/2500У1:

Расчётные данные	Трансформатор тока ТФЗМ 330Б
Uуст=220 (кВ)	Uном=330 (кВ)
Imax=2,3 (кА)	Iном=3 (кА)
iу=63,5 (кА)	iдин=160 (кА)
ВК=274,1 (кА2с)	I2терtтер=6321=3969 (кА2с)

Для выключателя ВВГ-20-160/20000У3:

Расчётные данные	Трансформатор тока ТШВ 24
Uуст=20 (кВ)	Uном=24 (кВ)
Imax=19,3 (кА)	Iном=30 (кА)
iу=428,9 (кА)	iдин - не проверяется
ВК=102144,2 (кА2с)	(КТIном)2tТ=(630)24=129600 (кА2с)

Принимаем за основу типовое РУ-220 (кВ) с двумя системами сборных шин и третьей обходной, разработанное институтом «Энергосетьпроект». Выключатели ВГУ-220-40/3150У1 расположены в один ряд вдоль дороги, необходимой для транспортировки оборудования. Проводники расположены в трёх ярусах. Опорные конструкции - железобетонные с оттяжками.

Особенность данного РУ заключается в своеобразном расположении полюсов шинных разъединителей. Полюсы разъединителей первой системы шин установлены перпендикулярно направлению сборных шин. Полюсы разъединителей второй системы сборных шин установлены ступенчато и параллельно направлению системы сборных шин. Между первой и второй системами сборных шин предусмотрены дополнительные опоры для присоединений трансформаторов и линий. Такое конструктивное решение исключает возможность перекрытия обеих систем сборных шин при обрыве поперечных проводов.

РУ-500 (кВ) выполняем по полуторной схеме с выключателями, установленными в три ряда. Проводники сборных шин укреплены на П-образных порталах высотой 12 метров, установленных через каждые 48 метров.

Распределительные устройства для полуторной схемы могут быть выполнены также с установкой выключателей в два ряда и в один ряд. Соответственно ширина РУ может быть уменьшена, а длина увеличена в той мере, в какой это необходимо.

Литература

Электрическая часть станций и подстанций (Под редакцией А.А. Васильева - М.: Энергоатомиздат, 1990г.)

Электрическая часть электростанций (Под редакцией С.В. Усова - Л.: Энергоатомиздат, 1987г.)

Электрическая часть станций и подстанций (Справочные материалы под редакцией В.Н. Неклепаева - М.: Энергоатомиздат, 1990г.)

Электрооборудование станций и подстанций (Под редакцией Л.Д. Рожкова - М.: Энергоатомиздат, 1987г.)

Размещено на Allbest.ru