Расчет основных технико-экономических показателей Заларинской ГРЭС

Таблица 3.5.3 - Годовые издержки от потерь энергии в трансформаторах

Вариант №1
Трансформатор	W, МВт•час	Кол-во тр-в	Ипот, тыс.руб
Блочный трансформатор ТДЦ-630000/220	11249,19	5	140614,87
Автотрансформатор связи 3хАОТДЦН-500000/500/220		2	8921,3
Итого, тыс.руб/год:	149536,17
Вариант №2
Трансформатор	W, кВт•час	Кол-во тр-в	Ипот, тыс.руб
Блочный трансформатор ТДЦ-630000/220	11249,19	4	112491,9
Блочный трансформатор ТДЦ-630000/500	11639,8	1	29099,5
Автотрансформатор связи АТДЦН-500000/500/220		2	19598,2
Итого, тыс.руб/год:	161189,6
Вариант №3
Трансформатор	W, кВт•час	Кол-во тр-в	Ипот, тыс.руб
Блочный трансформатор ТДЦ-630000/220	11249,19	4	112491,9
Группа автотрансформаторов связи 3АОДЦТН-267000/500/220		2	17348,65
Итого, тыс.руб/год:	129840,55

Таблица 3.5.4 - Функция дисконтированных издержек для различных вариантов схемы

Параметр	Значение
	Вариант №1	Вариант №2	Вариант №3
Капвложения, тыс.руб	1020906	767484	905922
Издержки на ремонт и обслуживание, тыс.руб/год	44919,864	33769,296	39860,568
Издержки от потерь энергии, тыс.руб/год	149536,17	161189,6	129840,55
Дисконтированные издержки, млн.руб	25752830	19673937	22833946,2
Относительное повышение дисконтированных издержек по сравнению с вариантом №2, %	30,89	-	16,06

На основании проведённого сравнения однозначно определяем вариант №2 структурной схемы станции как наиболее предпочтительный по своим технико-экономическим показателям. Варианты №1 и 3 из дальнейшего рассмотрения исключаются.

3.2 Расчёт токов короткого замыкания и тепловых импульсов

Короткими замыканиями (далее КЗ) называют замыкания между фазами, замыкания фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо- и эффективно заземлёнными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Короткие замыкания, как привило, сопровождаются увеличением токов в повреждённых фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения. Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев. Для обеспечения надёжной работы и сохранности оборудования режим КЗ должен быть отключен, для чего необходимо иметь рассчитанные токи КЗ в различных точках электроустановки. При выборе электрических аппаратов и проводников также необходимо учитывать рассчитанные токи КЗ и тепловые импульсы.

Таким образом, расчет токов КЗ является необходимым для отстройки релейной защиты и выбора коммутационных аппаратов, токоведущих частей и др.

3.2.1 Расчётная схема

Под расчётной схемой электроустановки понимают однолинейную схему с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчётов.

Расчётная схема, составленная на основании принятого к окончательному рассмотрению варианта №2 структурной схемы станции, представлена на рисунке 3.1 б. Для каждой электрической ступени напряжения примем своё среднее напряжение (6.3, 20, 230 и 515 кВ), считая в дальнейшем, что номинальное напряжение элементов, включенных на данную ступень, равно среднему. На расчётной схеме наметим 4 характерные точки КЗ (К1-К4). Каждая из точек КЗ находится внутри своей зоны, имеющей общие расчётные условия для последующего выбора коммутационных аппаратов и проводников.



3.2.2 Схема замещения

По расчетной схеме составим электрическую схему замещения в относительных единицах (см. рисунок 3.3). За базисную мощность и напряжения примем величины: Sб=1000 МВА; Uб(500)=515 кВ; Uб(220)=230 кВ; Uб(20)=20 кВ; Uб(6)=6.3 кВ. Ниже приводится расчёт сопротивлений и ЭДС элементов схемы замещения.

ЭДС системы, о.е.:

Рисунок 3.2 - Расчётная схема

Сопротивление системы с учётом сопротивления линии связи, о.е.:

,

где Iном.откл - номинальный ток отключения выключателя, кА. Ориентировочно приняв выключатель на линии связи с системой марки ВВМ-500Б-31.5/2000ХЛ1 по [10, таблица 5.2] принимаем Iном.откл=31.5;

Худ - удельное сопротивление линии электропередачи 500 кВ связи станции с системой, Ом/км. По [9, таблица 3.3] принимаем Худ=0.3;

L - длина линии электропередачи связи станции с системой, км. Следует принять L=300.

Сопротивление генератора, о.е.:

,

ЭДС генератора, о.е.:

,

Рисунок 3.3 - Схема замещения

Сопротивление автотрансформатора связи, о.е.:

,

где Uк - напряжение короткого замыкания автотрансформатора, %. Следует принять Uк=12;

Sат.ном - номинальная мощность автотрансформатора, МВА. Следует принять Sат.ном=801.

Сопротивление блочного трансформатора, о.е.:

,

где Uк - напряжение короткого замыкания автотрансформатора, %. Следует принять Uк=14;

Sт.ном - номинальная мощность трансформатора, МВА. Следует принять Sат.ном=630.

Для расчёта сопротивления рабочего трансформатора собственных нужд следует определить его марку. Трансформатор выберем упрощённо, по максимальной мощности собственных нужд одного блока:

,

В соответствии с рассчитанной мощностью по [10, таблица 3.4] выбираем трансформатор марки ТРДНС-63000/35, имеющий следующие параметры: Sном=63 МВА; Uв.ном=36,75 кВ; Uн.ном=6.3-6.3 кВ; Pх=50 кВт; Pквн=145 кВт; Uквн-нн=12.7 %; Uкнн1-нн2=40 %; Iх=0.5 %. Поскольку выбранный трансформатор имеет расщеплённую обмотку низшего напряжения, то в схему замещения он вводится трёхлучевой звездой.

Сопротивление высшей обмотки трансформатора по [9, таблица 3.2], о.е.:

,

Сопротивление одной части обмотки низшего напряжения трансформатора по [9, таблица 3.2], о.е.:

,

3.2.3 Расчёт токов КЗ и тепловых импульсов

Расчёт начального значения периодической составляющей тока КЗ при КЗ в узлах 1,2,3,6 и 8 (см. рисунок 3.3) произведём на ЭВМ при помощи программы TKZ. Результаты расчёта представлены в таблицах 3.7-3.11

Таблица 3.7 - Результаты расчет токов КЗ в узле 1

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Ток	Номер узла	Hапpяжение
			модуль	фаза		модуль	фаза
1	0	1	4,8303	-90	1	0	0
4	1	2	1,5798	90	2	0,2452	0
5	1	2	1,5798	90	3	1,147	0
6	0	2	1,1144	90	4	1,147	0
7	0	2	1,4247	-90	5	1,147	0
8	0	2	1,4247	-90	6	0,2452	0
9	0	2	1,4247	-90
10	0	1	1,7965	-90
11	3	4	0	-90
12	0	3	0	-90
13	4	5	0	90
14	4	5	0	90
15	2	6	0	-90

Таблица 3.8 - Результаты расчет токов КЗ в узле 2

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Ток	Номер узла	Hапpяжение
			модуль	фаза		модуль	фаза
1	0	1	3,2042	-90	1	0,3431	0
4	1	2	2,2371	-90	2	0	0
5	1	2	2,2371	-90	3	1,147	0
6	0	2	0,0446	90	4	1,147	0
7	0	2	1,7965	-90	5	1,147	0
8	0	2	1,7965	-90	6	0,0098	0
9	0	2	1,7965	-90
10	0	1	1,2699	-90
11	3	4	0	-90
12	0	3	0	-90
13	4	5	0	90
14	4	5	0	90
15	2	6	0	-90

Таблица 3.9 - Результаты расчет токов КЗ в узле 3

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Ток	Номер узла	Hапpяжение
			модуль	фаза		модуль	фаза
1	0	1	0,8342	-90	1	0,829	0
4	1	2	0,6683	-90	2	0,7294	0
5	1	2	0,6683	-90	3	0	0
6	0	2	3,3156	90	4	0,0028	0
7	0	2	0,6597	-90	5	0,0028	0
8	0	2	0,6597	-90	6	0,7294	0
9	0	2	0,6597	-90	1	0,829	0
10	0	1	0,5024	-90
11	3	4	0	-90
12	0	3	2,7705	-90
13	4	5	0	-90
14	4	5	0	-90
15	2	6	0	-90

Таблица 3.10 - Результаты расчет токов КЗ в узле 5

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Ток	Номер узла	Hапpяжение
			модуль	фаза		модуль	фаза
1	0	1	0,8342	-90	1	0,829	0
4	1	2	0,6683	-90	2	0,7294	0
5	1	2	0,6683	-90	3	0,9517	0
6	0	2	3,3156	90	4	0,8329	0
7	0	2	0,6597	-90	5	0	0
8	0	2	0,6597	-90	6	0,7294	0
9	0	2	0,6597	-90
10	0	1	0,5024	-90
11	3	4	0,473	-90
12	0	3	0,473	-90
13	4	5	0,2365	-90
14	4	5	0,2365	-90
15	2	6	0	-90

Таблица 3.11 - Результаты расчет токов КЗ в узле 6

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Ток	Номер узла	Hапpяжение
			модуль	фаза		модуль	фаза
1	0	1	1,4128	-90	1	0,7104	0
4	1	2	1,0513	-90	2	0,5537	0
5	1	2	1,0513	-90	3	1,147	0
6	0	2	2,517	90	4	1,147	0
7	0	2	0,9372	-90	5	1,147	0
8	0	2	0,9372	-90	6	0	0
9	0	2	0,9372	-90
10	0	1	0,6898	-90
11	3	4	0	-90
12	0	3	0	-90
13	4	5	0	90
14	4	5	0	90
15	2	6	2,3972	-90

По рассчитанным на ЭВМ начальным значениям периодической составляющей тока КЗ в относительных единицах произведём пересчёт полученных значений в именованные единицы путём умножения относительного значения на базисный ток соответствующей ступени напряжения. Результаты данного расчёта представлены в таблице 3.12.

Таблица 3.12 - Начальное значение периодической составляющей тока КЗ

КЗ в узле 1
№ ветви по рисунку 3.3	Uб, кВ	Iб, кА	Iпо*, по таблице 3.7, о.е.	Iпо, кА
1 (Система)	515	1.12	4,8303	5,40
4 (АТ связи)	515	1.12	1,5798	1,75
5 (АТ связи)	515	1.12	1,5798	1,75
10(G1)	515	1.12	1,7965	2,01
Суммарное значение Iпо, кА:	10,9
КЗ в узле 2
№ ветви по рисунку 3.3	Uб, кВ	Iб, кА	Iпо*, по таблице 3.8, о.е.	Iпо, кА
4 (АТ связи)	515	1.12	2,2371	2,49
5 (АТ связи)	515	1.12	2,2371	2,49
6 (Генератор 1)	230	2.51	0,0446	0,11
7 (Генератор 2)	230	2.51	1,7965	4,5
8 (Генератор 3)	230	2.51	1,7965	4,5
9 (Генератор 4)	230	2,51	1,7965	4,5
Суммарное значение Iпо, кА:	18,61
КЗ в узле 3
№ ветви по рисунку 3.3	Uб, кВ	Iб, кА	Iпо*, по таблице 3.9, о.е.	Iпо, кА
4 (Блочный Т генератора 1)	230	2.51	3,3156	8,48
9 (Генератор 1)	20	28.9	2,79	79,76
Суммарное значение Iпо, кА:	88,24
КЗ в узле 5
№ ветви по рисунку 3.3	Uб, кВ	Iб, кА	Iпо*, по таблице 3.10, о.е.	Iпо, кА
12 (Трансформатор СН)	6.3	91.6	0,2365	21,66
Суммарное значение Iпо, кА:	21,66

Ударный ток при КЗ в узле 1 (шины РУ 500 кВ), кА:

,

где Iпо - суммарное значение начальной периодической составляющей тока КЗ, кА. В соответствии с таблицей 3.11 следует принять Iпо=11,7;

Ку- ударный коэффициент. По [9, таблица 3.8] принимаем Ку=1.85.

Время существования режима КЗ, с:

,

где tрз - время работы релейной защиты, с;

tоткл -полное время отключения выключателя, с.

Поскольку ни одна из составляющих времени существования режима КЗ не известна, и на данном этапе определена быть не может, принимаем по [9, рисунок 3.61] приближённое значение =0.2 с.

Место КЗ находится на значительном электрическом удалении от генерирующих источников, поэтому периодическую составляющую тока КЗ во времени можно считать неизменной. Тогда значение периодической составляющей тока КЗ к моменту времени после возникновения КЗ определится, кА:

,

Апериодическая составляющая тока КЗ к моменту времени , кА:

,

где e - основание натурального логарифма. е=2.718;

Ta- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с. По [9, таблица 3.8] принимаем Ta=0.06.

Суммарный тепловой импульс при КЗ в узле 1, кА2•с:

,

Расчеты в остальных точках КЗ аналогичны и сведены в таблицу 3.12

Таблица 3.12 - Результаты расчёта токов КЗ и тепловых импульсов

КЗ в узле	Iпо, кА	Kуд	iуд, кА	, c	Iп, кА	iа, кА	Bк, кА2•с
1	10,9	1.850	28,51	0.2	11,7	0.59	35,59
2	18,9	1.717	51,25	0.2	26,39	1,33	181,07
3	88,24	1.970	173,8	0.3	88,24	0,84	2803,06
6	21,66	1.820	62,43	0.6	25,64	0	433,89



3.3 Выбор схем распределительных устройств повышенного напряжения

Распределительные устройства повышенного напряжения создаются для получения по возможности как можно более быстрого, эффективного и надёжного перераспределения мощности, вырабатываемой генераторами.

В рассматриваемом случае следует выбрать два распределительных устройства напряжением 220 и 500 кВ. Выбор должен быть произведён в соответствии с требованиями к схемам РУ [1], известным напряжением и количеством присоединений. Для определения количества присоединений необходимо рассчитать число воздушных линий электропередачи на каждую из нагрузок. Для связи с системой следует применить одну двухцепную линию.

Необходимое количество воздушных линий напряжением 220 кВ для обеспечения электроснабжения каждого потребителя может быть определено в соответствии с известными мощностями нагрузки каждого потребителя и наибольшей для воздушной линии передаваемой мощности на одну цепь, определяемой по справочной литературе.

По [7, таблица 8.2] принимаем для воздушной линии 220 кВ наибольшую передаваемую мощность на одну цепь в пределах 150300 МВт при наибольшей длине передачи 250150 км соответственно.

Тогда необходимое количество линий к нагрузке №1, шт.:

,

где Pн1 - максимальная мощность потребителей нагрузки №1, МВт. С учётом коэффициента спроса это значение определено в главе 2 и составило Pн1=1390;

Pmax - наибольшая передаваемая мощность для линии 220 кВ на одну цепь, МВт. В соответствии с заданным расстоянием до потребителя L1=200 км и [7, таблица 8.2] принимаем Pmax=200.

Необходимое количество линий к нагрузке №2, шт.:

,

где Pн2 - максимальная мощность потребителей нагрузки №2, МВт. С учётом коэффициента спроса это значение определено в главе 2 и составило Pн2=720;

Pmax - наибольшая передаваемая мощность для линии 220 кВ на одну цепь, МВт. В соответствии с заданным расстоянием до потребителя L1=180 км и [7, таблица 8.2] принимаем Pmax=200.

Таким образом, для обеспечения электроснабжения первого потребителя необходимо сооружение семи линий электропередачи, а для снабжения второго потребителя 4 линий электропередачи напряжением 220 кВ.

В соответствии с принятой ранее структурной схемой станции РУ 220 кВ имеет следующие присоединения: четыре блока Г-Т, одинацать ЛЭП, отходящие на нагрузку, два автотрансформатора связи и пускорезервный трансформатор собственных нужд (всего 18 присоединений). РУ 500 кВ имеет присоединения: два автотрансформатора связи, двухцепная ЛЭП связи станции с энергосистемой и блок Г-Т (всего 5 присоединения). В общем случае РУ повышенных напряжений электрических станций должны отвечать следующим основным требованиям:

Быть по возможности более простыми и экономичными как по конечной схеме, так и по этапам её развития [1, п. 8.10.7];

Иметь наименьшее количество операций с выключателями и разъединителями при режимных переключениях, выводе в ремонт отдельных цепей и при отключении повреждённых участков в аварийных режимах [1, п. 8.10.7];

Ремонт любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения [1, п. 8.10.5];

Отключение линии, как правило, должно производиться не более чем двумя выключателями; отключение повышающих трансформаторов, трансформаторов связи должно производиться не более чем тремя выключателями РУ каждого повышенного напряжения [1, п. 8.10.4].

В соответствии с [1, п. 8.12] для распределительного устройства 220 кВ с большим числом присоединений может быть применена схема с двумя основными и третьей обходной системами шин, с одним выключателем на цепь. Данная схема при числе присоединений 18 обязывает секционировать рабочие системы шин [1, п. 8.12.1]. Обходная система шин должна быть при любом числе присоединений и охватывать выключатели всех линий и трансформаторов [1, п. 8.13]. Кроме того, при мощности генераторов 500 МВт схема с двумя не секционированными рабочими системами шин и третьей обходной системой шин, должна иметь отдельные обходной и шиносоединительный выключатели (совмещение функции обходного выключателя с шиносоединительным не допускается) [1, п. 8.13.3].

В соответствии с вышеизложенным окончательно для РУ 220 кВ принимаем схему с двумя секционированными рабочими и обходной системами шин, с одним выключателем на цепь и отдельными обходным и шиносоединительным выключателями

Для РУ 500 кВ в соответствии с [1, п. 8.12.2] могут применяться схемы с одним или двумя многоугольниками при числе присоединений до 6 к каждому. Для рассматриваемого случая - при числе присоединений 5 применяется полуторная схема с 3 выключателями на 2 присоединения.

Таким образом, выбранные схемы для РУ обеих напряжений соответствуют требованиям [1], и являются приемлемыми как с точки зрения надёжности, так и экономичности.

3.4 Выбор схемы электроснабжения собственных нужд станции

Кроме основных агрегатов - паровых котлов, турбин и генераторов, электростанция оснащается большим количеством механизмов, обслуживающих или автоматизирующих работу основных агрегатов и вспомогательных устройств станции. Все механизмы вместе с их приводными двигателями, источниками питания, внутристанционными электросетями и РУ, устройствами освещения и др. входят в один объединённый комплекс - собственные нужды станции (далее СН).

Поскольку все пять генераторов станции включены по схеме блоков Г-Т, питание СН следует осуществить путём устройства ответвлений от блоков с установкой в цепях этих ответвлений трансформаторов [1, п. 8.18]. Данные трансформаторы будут обеспечивать рабочее питание СН станции. В главе 3.2 настоящего дипломного проекта были выбраны рабочие трансформаторы СН марки ТРДНС-63000/35.

Помимо рабочих, на станции должны быть предусмотрены резервные трансформаторы СН, мощность каждого из которых ввиду отсутствия генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или аварийный останов другого блока [1, п. 8.26] (трансформаторы в таком случае несут функции пускорезервного трансформатора СН). Исходя из известной мощности генераторов - 500 МВт и числу блоков - 5 по [1, п. 8.22] определяем, что при данных параметрах станции на ней должно быть установлено 2 пускорезервных трансформатора СН. При питании СН только ответвлениями от блоков Г-Т один из пускорезервных трансформаторов присоединяется к сборным шинам РУ повышенного напряжения с низшим номинальным напряжением при условии, что эти шины могут получать питание от внешней сети при остановке генераторов станции, в том числе через автотрансформаторы связи [1, п. 8.19]. Мощность каждого ПРТСН в рамках курсового проекта не рассчитывается и упрощённо принимается на ступень больше мощности рабочего трансформатора СН. По [10, таблица 3.8] выбираем два пускорезервных трансформатора марки ТРДЦН-100000/220, имеющих следующие параметры: Sном=100 МВА; Uв.ном=230 кВ; Uн.ном=6.3-6.3 кВ; Pх=50 кВт; Pквн=170 кВт; Uквн-нн=11.5 %; Uкнн1-нн2=28 %; Iх=0.6 %.

Распределительное устройство 6 кВ СН станции выполняется с одной системой сборных шин, количество секций которых на станции с блочной тепловой схемой при мощности блоков 160 МВт и более - две секции на блок [1, п. 8.20].. Потребители СН 6 кВ каждого блока также равномерно распределяются между двумя секциями каждого блока. Кроме того, к секциям РУ СН 6 кВ присоединяются рабочие и резервные трансформаторы СН второй ступени трансформации - 6/0.4 кВ.

Нагрузка 0.4 кВ питается и резервируется от трансформаторов 6/0.4 кВ, подключаемых к секциям РУ СН 6 кВ, причём питание резервных трансформаторов 6/0.4 кВ производится от секций РУ СН 6 кВ от которых не питаются резервируемые ими рабочие трансформаторы [1, п. 8.28]. Число секций 0.4 кВ в главном корпусе должно быть не менее двух для каждого блока [1, п. 8.30]. В качестве рабочего трансформатора СН 6/0.4 кВ может быть использован трансформатор максимальной мощностью 1000 кВА как отдельный для каждой секции, так и общий для двух секций [1, п. 8.32]. Тогда необходимое число секций 0.4 кВ для одного блока (при питании двух секция от одного трансформатора) определится, шт:

,

где pсн04 - доля расхода электроэнергии на СН 0.4 кВ от общего расхода, %. Следует принять pсн04=0.1 [9, стр. 449];

Кс - коэффициент спроса потребителей СН 0.4 кВ, о.е. Следует принять Кс=0.7;

Sт - максимальная мощность трансформатора СН второй ступени, МВА. Следует принять Sт=1 [1, 8.33]

По [10, таблица 3.3] выбираем рабочие трансформаторы собственных нужд марки ТСЗС-1000/10, имеющие следующие параметры: Sном=1000 кВА; Uв.ном=6.3 кВ; Uн.ном=0.4 кВ; Pх=3 кВт; Pквн=12 кВт; Uк=8 %; Iх=2 %.

В цепях электродвигателей 0.4 кВ независимо от их мощности, а так же во всех цепях питания сборок в качестве защитных аппаратов устанавливаются автоматы. В случае применения автоматов без дистанционных приводов в качестве коммутационных аппаратов используются контакторы или магнитные пускатели [1, п. 8.31].

В соответствии с вышеизложенным составлена схема электроснабжения собственных нужд электростанции, представленная на рисунке 3.6. Здесь трансформаторы собственных нужд первой ступени ТСН1-3 питают секции 6 кВ соответственно первого энергоблока 1BA и 1BB, второго 2BA и 2BB и третьего 3BA и 3BB. К этим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ, общестанционная нагрузка 6 кВ и трансформаторы собственных нужд второй ступени.

Резервное питание секций РУ СН 6 кВ осуществляется от резервных магистралей BL и BM, связанных с пускорезервными трансформаторами ПРТСН1 и ПРТСН2, и разделённых на две секции между вторым и третьим энергоблоками.

Потребители 0.4 кВ блока №1 получают питание от секций 1CA1, 1CB1, 1СС и 1CD, каждая из которых имеет ввод автоматически включаемого резервного питания от сборки резервного питания. Наиболее ответственные потребители присоединены на полусекции 1CA2 и 1CB2, отделяемые автоматическими выключателями от остальной части этих же секций, и имеющие два ввода резервного питания - от сборки резервного питания и резервного дизель-генератора.

Потребители 0.4 кВ второго энергоблока присоединяются к секциям 2CA1, 2CB1, 2СС и 2CD, а третьего - к секциям 3CA1, 3CB1, 3СС и 3CD. Ответственные потребители этих блоков присоединяются на полусекции 2CA2, 2CB2 и 3CA2, 3CB2 соответственно.

Сборки резервного питания имеют один общий резервный трансформатор РТСН1, присоединённый к секции 3BB третьего энергоблока, и объединяются по магистрали резервного питания 0.4 кВ. Сборка резервного питания блока №3 c двумя первыми не соединяется и получает питание через резервный трансформатор РТСН2, присоединённый к секции 2BB второго энергоблока.

Составленная схема электроснабжения собственных нужд станции полностью соответствует требованиям [1], и, следовательно, способна обеспечить с необходимой степенью надёжности, бесперебойности и селективности питание каждой из групп потребителей собственных нужд станции.

3.5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

Правильный выбор электрических коммутационных аппаратов и токоведущих частей обеспечивает их нормальную работу в продолжительных режимах работы электроустановки, а также сохранность вышеназванного оборудования при различных аварийных режимах, при которых могут иметь место такие явления как повышенный нагрев, большие электродинамические усилия, перенапряжения и др.

3.5.1 Определение расчётных условий выбора по продолжительным режимам работы оборудования

Продолжительный режим работы электроустановки - это режим, продолжающийся не менее, чем это необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды. Продолжительный режим работы имеет место, когда электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальном, ремонтном и послеаварийном.

Расчётными токами продолжительного режима являются: Iнорм - наибольший ток нормального режима; Imax - наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.

Наибольший ток нормального режима в цепи каждого генератора принимается при загрузке последних до номинальной мощности Pном при номинальном напряжении и cosном, кА:

,

где Pном - номинальная активная мощность генератора, МВт. Следует принять Pном=500;

Uном -номинальное напряжение генератора, кВ. Следует принять Uном=20;

cosном- номинальный коэффициент мощности генератора. Следует принять cosном=0.85.

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5 % [9, (4.2)], кА:

,

Токи нормального и максимального режимов на стороне НН блочных трансформаторов будут определяться соответствующими токами генераторов, кА:

,

Те же токи на стороне ВН блочных трансформаторов, кА:

,

,

где Uн.ном - низшее номинальное напряжение блочного трансформатора, кВ. Следует принять Uн.ном=20;

Uв.ном - высшее номинальное напряжение блочного трансформатора, кВ. Следует принять Uн.ном=242.

,

Ток нормального режима через автотрансформатор связи, кА:

,

,

где Sпер- наибольшая мощность перетока через два параллельно работающих автотрансформатора в нормальном режиме работы станции, МВА. В соответствии с таблицей 3.1 следует принять Sпер=457,7;

Uн.ном- номинальное низшее напряжение автотрансформатора связи, кВ. Следует принять Uн.ном=230;

Uв.ном- номинальное высшее напряжение автотрансформатора связи, кВ. Следует принять Uн.ном=500.

,

Максимальный ток через автотрансформаторы связи будет иметь место в аварийном режиме работы станции (отключение одного блока). Ток в этом режиме через один автотрансформатор, кА:

,

,

где Sпер- наибольшая мощность перетока через два параллельно работающих автотрансформатора в режиме минимальной нагрузки станции, МВА. В соответствии с таблицей 3.1 следует принять Sпер=999,12;

,

Ток нормального режима рабочего трансформатора собственных нужд на стороне НН с учётом расщепления данной обмотки, кА:

,

За максимальные токи через рабочий трансформатор собственных нужд примем значения токов нормального режима.

Максимальный ток пускорезервного трансформатора собственных нужд на стороне ВН (по номинальной мощности трансформатора), кА:

,

Максимальный ток пускорезервного трансформатора собственных нужд на стороне НН с учётом расщепления данной обмотки (по номинальной мощности трансформатора), кА:

,

За максимальные токи через пускорезервный трансформатор собственных нужд примем значения токов нормального режима.

Таким образом, выбор электрических аппаратов и токоведущих частей будет производиться с учётом рассчитанных выше токов продолжительных режимов, что исключит возможность превышения допустимой температуры нагрева аппаратов и проводников токами этих режимов.

3.5.2 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатель - это коммутационный аппарат, являющийся основным элементом в электрической установке, и служащий для отключения и включения цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток. Основная функция разъединителя - создание видимого разрыва при ремонтных работах между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт. Однако, разъединители допускается использовать при переключениях под нагрузкой, если они зашунтированы низкоомными параллельными цепями (шиносоединительным или обходным выключателем).

Разъединители наружной установки могут быть следующих типов: рубящего, горизонтально-поворотного и подвесного. Последний тип является наиболее предпочтительным для применения в ОРУ 330-750 кВ [1, п. 8.59], так как такие разъединители надёжно включаются и отключаются при гололёде, обеспечивают значительную экономию металлоконструкций, изоляторов и ошиновки.

Разъединители рубящего и горизонтально-поворотного типов могут быть оборудованы одним или двумя стационарными заземляющими ножами, используемыми для заземления требующих этого частей электроустановки.

Выбор выключателей допускается производить по следующим параметрам:

По напряжению электроустановки UустUном;

По длительному току IнормIном, ImaxIном;

По отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:

,

где Iп - апериодическая составляющая тока КЗ к моменту расхождения контактов выключателя , кА;

Iоткл.ном - номинальный ток отключения выключателя, кА.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ по условию:

,

где Ia- значение апериодической составляющей тока КЗ к моменту расхождения контактов выключателя ;

н- допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения, %;

Ia.ном -номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , кА.

Если условие соблюдается, а iа>iа.ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

По включающей способности проверка производится по условию:

; ,

где iу- ударный ток КЗ в цепи выключателя, кА;

Iпо- начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя, кА;

iвкл- наибольший пик тока включения, кА;

Iвкл- номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей).

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

; ,

где iдин - наибольший пик (ток электродинамической стойкости), кА;

Iдин- действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ, кА.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

,

где Bк - тепловой импульс тока КЗ, кА2•с;

Iтер- среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости), кА;

tтер- длительность протекания тока термической стойкости, с.

При выборе разъединителей следует произвести проверки по напряжению установки, длительному току, на электродинамическую и термическую стойкость по приведённым выше формулам.

Выбор выключателей и разъединителей для РУ повышенных напряжений производится по суммарному значению тока КЗ на шинах, что в основном не приводит к завышению параметров выбранного оборудования. При выборе же выключателей и разъединителей, устанавливаемых на генераторном напряжении и ниже, необходимо определять максимальные значения составляющих тока КЗ, протекающих именно через выбираемый выключатель или разъединитель. За максимальный ток продолжительного режима принимается максимальный ток наиболее мощного присоединения к данному РУ.

Выбор выключателей и разъединителей для РУ повышенных напряжений представлен в таблицах 3.14 и 3.15.

Таблица 3.14 - Выключатели и разъединители для РУ 500 кВ

Расчётные данные по таблице 3.12	Каталожные данные по [10, таблица 5.2]
	Выключатель ВВ-500Б-31.5/2000У1	Разъединитель РПД-500Б-1/3200УХЛ1
Uуст=500 кВ	Uном=500 кВ	Uном=500 кВ
Imax=175 А	Iном=2000 А	Iном=3200 А
Iп=9.60 кА	Iоткл.ном=31.5 кА	-
iа=0.48 кА	, кА	-
Iпо=9.60 кА	Iдин=31.5 кА	-
iу=25.12 кА	iдин=80 кА	iдин=160 кА
Bк=23.96 кА2•с	Iтер2•tтер=31.52•3=2977 кА2•с	Iтер2•tтер=632•2=7938 кА2•с

Выбранные разъединители являются подвесного типа, и поэтому стационарных заземлителей не имеют. Согласно [10, таблица 5.6] с подвесными разъединителями напряжения 500 кВ используются отдельные заземлители марки ЗР-500-1УХЛ1.

Таблица 3.15 - Выключатели и разъединители для РУ 220 кВ

Расчётные данные по таблице 3.12	Каталожные данные по [10, таблица 5.2]
	Выключатель ВВБ-220Б-31.5/2000У1	Разъединитель РНД-220/2000У1
Uуст=220 кВ	Uном=220 кВ	Uном=220 кВ
Imax=1480 А	Iном=2000 А	Iном=2000 А
Iп=17.52 кА	Iоткл.ном=31.5 кА	-
iа=0.032 кА	, кА	-
Iпо=17.52 кА	Iдин=40 кА	-
iу=42.54 кА	iдин=102 кА	iдин=100 кА
Bк=70.6 кА2•с	Iтер2•tтер=402•3=4800 кА2•с	Iтер2•tтер=402•3=4800 кА2•с

Выбранные разъединители могут оборудоваться стационарными заземляющими ножами - одним или двумя (марки разъединителей РНДЗ.1-220/2000У1 и РНДЗ.2-220/2000У1 соответственно).

Распределительное устройство собственных нужд на напряжении 6 кВ необходимо соорудить при помощи ячеек комплектного распределительного устройства (далее КРУ) [1, п. 8.57]. В этом случае выключатель ячейки КРУ ставится на выкатную тележку и присоединяется при помощи втычных контактов. Таким образом, возможность выкатывания выключателя позволяет отказаться от установки разъединителей. Для сооружения РУ СН 6 кВ по [10, таблица 9.5] выбираем КРУ марки К-XXVI, основные технические характеристики шкафов которого представлены в таблице 3.16. Проверка на соответствие параметров выбранных ячеек КРУ рассчитанным ранее токам нормальных режимов и режимов КЗ представлена в таблице 3.17.



Таблица 3.16 - Основные технические данные ячейки КРУ К-XXVI

Параметр	Значение
Номинальное напряжение, кВ	6
Номинальный ток сборных шин, А	2000
Номинальный ток шкафов, А	1600
Количество и сечение силовых кабелей в шкафах отходящих линий, шт(мм2)	4 (3240)
Номинальный ток отключения, кА	31.5
Электродинамическая стойкость, кА	81
Тип выключателя	ВМПЭ-10
Тип привода к выключателю	Встроенный электромагнитный

Таблица 3.17 - Выбор ячейки КРУ

Расчетные данные по таблице 3.2	Каталожные данные ячейки КРУ К-XXVI по [10, таблица 9.5]
Uуст=6 кВ	Uном=6 кВ
Imax=1470 А	Iшк.ном=1600 А
Iп=12.6 кА	Iоткл.ном=31.5 кА
iуд=32.69 кА	iдин=81 кА

Здесь составляющие параметры расчётного режима КЗ определяются действием системы (см. таблицу 3.12), поскольку такой режим является наиболее тяжёлым из возможных при КЗ в системе СН 6 кВ.

3.5.3 Выбор токопроводов, шин, кабелей и изоляторов

Основное электрическое оборудование электростанции и различные электротехнические аппараты соединяются между собой проводниками разного типа, которые и образуют токоведущие части электрической установки.

Определим типы проводников для соединения между собой основного оборудования станции (см. рисунок 3.7).

Цепь блока Г-Т на участке АБ (от генератора до блочного повышающего трансформатора) при мощности генератора 300 МВт в соответствии с требованием [1, п. 8.65] выполняется при помощи закрытого комплектного пофазно-экранированного токопровода. Участок ВГ - отпайка от блока Г-Т к рабочему трансформатору собственных нужд также выполняется при помощи комплектного токопровода. При этом никакой коммутационной аппаратуры на ответвлении перед трансформатором собственных нужд не устанавливается, а предусматриваются лишь шинные разъёмы [1, п. 8.16].

Рисунок 3.7 - К выбору проводников в основных электрических цепях

Для участков ЕД - от выводов обмоток низшего напряжения трансформаторов собственных нужд (как рабочих, так и пускорезервных) до распределительного устройства собственных нужд применяется закрытый токопровод 6 кВ.

Цепь пускорезервного трансформатора собственных нужд на участке ЖЗ выполняется гибким сталеалюминевым проводом.

Вся ошиновка в открытых распределительных устройствах 220 и 500 кВ, равно как и ЛЭП на нагрузку и связи с системой также выполняются гибкими сталеалюминевыми проводами.

Распределительное устройство собственных нужд выполняется при помощи КРУ, ошиновка ячеек которого выполняется голыми алюминиевыми шинами прямоугольного сечения, а непосредственно на нагрузку 6 кВ и трансформаторы собственных нужд второй ступени (6/0.4 кВ) отходят кабельные линии.

Таким образом, выбор токоведущих частей следует произвести с учётом определённого выше их типа.

Для соединения генераторов с повышающими блочными трансформаторами и в качестве отпайки к рабочему трансформатору собственных нужд применяются комплектные пофазно-экранированные токопроводы. Выбор и основные параметры комплектных токопроводов представлены в таблицах 3.18 и 3.19 соответственно.

Таблица 3.18 - Выбор токопроводов в цепи блоков Г-Т

Расчётные данные по таблицам 3.12, 3.13	Каталожные данные по [3, таблица 5.47]
	Токопровод ТЭНЕ-20/12500-400У1 (Главная цепь)
Uуст=20 кВ	Uном=20 кВ
Imax=10700 А	Iном=12500 А
Iпо= 88,24кА	Iдин=400 кА
Расчётные данные по таблицам 3.2, 6.1	Каталожные данные по [3, таблица 5.47]
	Токопровод ТЭНЕ-20/1600-375У1 (Отпайка)
Uуст=20 кВ	Uном=20 кВ
Imax=924 А	Iном=1600 А
Iпо=88,24 кА	Iдин=375 кА

Здесь начальное значение периодической составляющей тока КЗ определяется суммарным действием генератора и системы, так как такой режим является наиболее тяжёлым (см. таблицу 3.12).

Таблица 3.19 - Параметры токопроводов в цепях блоков Г-Т по [3, таблица 5.47]

Тип токопровода	ТЭНЕ-20/12500-400У1	ТЭНЕ-20/1600-375У1
Назначение	Главная цепь	Отпайка
Uном, кВ	20	20
Iном, А	12500	1600
Iдин, кА	400	375
Междуфазное расстояние, мм	1000	1000
Тип опорного изолятора	ОФР-20-750IIУ3	ОФР-20-750IIУ3
Шаг изоляторов, мм	3200	2000
Тип проходного изолятора	ИП-20-16000У3	-
Тип трансформатора напряжения	ЗНОМ-20, ЗОМ-1/20	-
Тип трансформатора тока	ТШ-20	-

Для соединения обмоток низшего напряжения рабочих и пускорезервных трансформаторов собственных нужд с РУ СН 6 кВ также применяются экранированные токопроводы, выбор и основные параметры которых представлены в таблицах 3.20 и 3.21 соответственно.

Таблица 3.20 - Выбор токопроводов в цепях низшего напряжения ТСН

Расчётные данные по таблицам 3.12, 3.13	Каталожные данные по [3, таблица 5.52]
	Токопровод ТЗК-6/1600-51 (Рабочий трансформатор)
Uуст=6 кВ	Uном=6 кВ
Imax=1470 А	Iном=1600 А
Iпо=11,7 кА	Iдин=51 кА
Расчётные данные по таблицам 3.12, 3.13	Каталожные данные по [3, таблица 5.52]
	Токопровод ТЗК-6/2000-81 (Пускорезервный трансформатор)
Uуст=6 кВ	Uном=6 кВ
Imax=1833 А	Iном=2000 А
Iпо=11,7 кА	Iдин=81 кА

Таблица 3.21 - Токопроводы в цепях низшего напряжения ТСН по [3, таблица 5.52]

Тип токопровода	ТЗК-6/1600-51	ТЭК-6/2000-81
Uном, кВ	6	6
Iном, А	1600	2000
Iдин, кА	51	81
Сечение токоведущей жилы, мм2	1460	2030
Тип опорного изолятора	ИО-10-750	ИО-10-750
Шаг изоляторов, мм	3000	2000

Сборные шины ОРУ 220 кВ выполняются гибкими сталеалюминевыми проводами. Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются [2], принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения - в данном случае ЛЭП на нагрузку 2. Максимальный ток одной цепи ЛЭП на нагрузку 2 по таблице 3.13, А:

Поскольку такая токовая нагрузка больше чем длительно допустимый ток провода АС-700/86 (1220 А [3, таблица 8.53]), имеющего наибольшее сечение из всех сталеалюминевых проводов, выпуск которых широко освоен отечественной промышленностью, то в ОРУ 220 кВ потребуется два провода в каждой фазе.

Токовая нагрузка на один провод в фазе, А:

,

По [3, таблицы 8.45, 8.53] принимаем провод марки АС-330/30, имеющий следующие характеристики: q=330 мм2; d=24.8 мм; Iдоп=745 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 400 см [9, таблица 6.1].

Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ на шинах ОРУ 220 кВ составляет 17.52 кА (см. таблицу 3.12), что меньше 20 кА, и поэтому проверка шин на схлёстывание может не проводиться [2, 4.2.56].

Проверка на термическое действие тока КЗ также не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Токоведущие части от выводов 220 кВ блочных трансформаторов до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока, мм2:

,

где Iнорм - ток нормального режима на высшей стороне блочного трансформатора, А. В соответствии с таблицей 3.13 следует принять Imax=843;

Jэ - экономическая плотность тока, А/мм2. Следует принять Jэ=1 [9, таблица 4.5].

По [3, таблицы 8.45, 8.53] принимаем два провода в фазе марки АС-400/51, имеющих следующие характеристики: q=400 мм2; d=27.5 мм; Iдоп=835 А.

Условие проверки по допустимому току:

,

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как провода голые и располагаются на открытом воздухе.

Проверка на коронирование также не производится, так как выше было показано, что два провода в фазе АС-330/30 на напряжении 220 кВ не коронируют, следовательно два провода в фазе АС-400/51 на том же напряжении коронировать тоже не будут.

Токоведущие части от сборных шин 220 кВ до вводов обмотки НН автотрансформаторов выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока, мм2:

,

где Iнорм - ток нормального режима на низшей стороне автотрансформатора связи, А. В соответствии с таблицей 3.13 следует принять Imax=128;

Jэ - экономическая плотность тока, А/мм2. Следует принять Jэ=1 [9, таблица 4.5].

По [3, таблицы 8.45, 8.53] принимаем провод марки АС-240/39 (сечение принято по минимально допустимому на напряжении 220 кВ по условиям короны сечению 240 мм2 [10, таблица 1.18]), имеющий следующие характеристики: q=240 мм2; d=21.6 мм; Iдоп=610 А.

Условие проверки по допустимому току:

,

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как провода голые и располагаются на открытом воздухе.

Проверку на коронирование следует произвести вследствие более близкого расположения проводов фаз, чем на ЛЭП.

Начальная критическая напряжённость, кВ/см:

,

где ro - радиус провода, см. Следует принять ro=1.2.

Напряжённость вокруг провода, кВ/см:

,

Условие отсутствия коронирования:

,

Таким образом, провод АС-240/39 по условиям короны проходит.

Окончательные результаты выбора токоведущих частей в основных электрических цепях электростанции представлены в таблице 3.22.

Таблица 3.22 - Токоведущие части основных электрических цепей

Участок	Проводник
От выводов генератора до вводов обмотки НН блочного трансформатора	Комплектный пофазно-экранированный токопровод ТЭНЕ-20/12500-400У1
Отпайка к рабочему трансформатору собственных нужд	Комплектный пофазно-экранированный токопровод ТЭНЕ-20/1600-375У1
Сборные шины ОРУ 500 кВ	Три провода в фазе марки АС-300/66
Сборные шины ОРУ 220 кВ	Два провода в фазе марки АС-330/30
Одна цепь ЛЭП связи с системой	Три провода в фазе марки АС-300/66
Одна цепь ЛЭП на нагрузку 1	Один провод в фазе марки АС-550/71
Одна цепь ЛЭП на нагрузку 2	Два провода в фазе марки АС-330/30
Участок от шин ОРУ 220 кВ до вводов обмотки ВН блочного трансформатора	Два провода в фазе марки АС-400/51
Участок от шин ОРУ 220 кВ до вводов обмотки НН автотрансформатора связи	Один провод в фазе марки АС-240/39
Участок от шин ОРУ 500 кВ до вводов обмотки ВН автотрансформатора связи	Три провода в фазе марки АС-300/66
Участок от шин ОРУ 220 кВ до вводов обмотки ВН пускорезервного ТСН	Один провод в фазе марки АС-240/39
Участок от вводов обмотки НН пускорезервного ТСН до РУ СН 6 кВ	Комплектный пофазно-экранированный токопровод ТЗК-6/2000-81
Участок от вводов обмотки НН рабочего ТСН до РУ СН 6 кВ	Комплектный пофазно-экранированный токопровод ТЗК-6/1600-51
Участок от РУ СН 6 кВ до вводов обмотки ВН трансформатора СН 6/0.4 кВ	Кабель марки ААГ, напряжение 6 кВ, сечение 370 мм2

3.5.4 Выбор состава и мест установки измерительных приборов

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

В зависимости от характера объекта и структуры его управления объём контроля и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на блочных щитах управления (далее БЩУ) и центральном щите управления (ЦЩУ).

В таблице 3.23 приведён сосав необходимой контрольно-измерительной аппаратуры в основных цепях электростанции [9, таблица 4.11].

Таблица 3.23 - Контрольно-измерительные приборы в основных цепях станции

Цепь	Место установки приборов	Перечень приборов
Турбогенератора	Статор	Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счётчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности, осциллограф, приборы синхронизации. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр и вольтметр.
	Ротор	Амперметр, вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей, регистрирующий амперметр.
Блочного трансформатора	НН	-
	ВН	Амперметр.
Автотрансформатора связи	СН	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой
	ВН	Амперметр
Трансформатора собственных нужд	На вводах к секциям 6 кВ	Амперметр, ваттметр, счётчик активной энергии, датчик активной мощности.
Тупиковой ЛЭП 220 кВ на нагрузку	-	Амперметр в каждой фазе (при пофазном управлении), ваттметр, варметр, фиксирующий прибор, расчётные счётчики активной и реактивной энергии.
ЛЭП 500 кВ связи с системой	-	Амперметр в каждой фазе, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, осциллограф, фиксирующий прибор, датчики активной и реактивной мощности, счётчики активной и реактивной энергии со стопорами.
Шин 6 кВ собственных нужд	-	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трёх фазных напряжений
Электродвигателя	Статор	Амперметр
Сборных шин высшего напряжения	На каждой секции или системе шин	Вольтметр с переключением для измерения трёх междуфазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр и суммирующий ваттметр; приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра, синхроноскоп; осциллограф.
Шиносоединительного выключателя	-	Амперметр
Обходного выключателя	-	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, расчётные счётчики и фиксирующий прибор.

На рисунке 3.8 показано размещение измерительных приборов в основных цепях станции в соответствии с определённым в таблице 3.23 их перечнем.

Наибольшее количество измерительных приборов необходимо в цепи генераторов, где осуществляется контроль за нагрузкой во всех фазах, за активной и реактивной мощностью, ведётся учёт выработанной электроэнергии, а также контролируется ток и напряжение в цепи ротора и в цепи возбудителя. Кроме показывающих приборов устанавливаются регистрирующие (самопишущие) приборы: ваттметры в цепи статора генератора для контроля за активной мощностью, амперметры и вольтметры. Кроме того, в цепи каждого генератора предусматриваются датчики активной и реактивной мощности UP и UQ, которые передают значение измеряемого параметра к суммирующему ваттметру и варметру на ЦЩУ и к устройствам телемеханики.

На ЛЭП 500 кВ связи станции с системой контролируются токи в каждой фазе (так как выключатели 500 кВ имеют пофазное управление) и перетоки активной и реактивной мощности. На каждой линии высокого напряжения устанавливаются приборы, фиксирующие параметры, необходимые для определения места повреждения (ФИП).

В соответствии с таблицей 3.23 на рисунке 3.9 изображена схема подключения измерительных приборов в цепи генератора, необходимая для проведения в последующем точных расчётов по выбору трансформаторов тока и напряжения в данной цепи.

3.5.5 Выбор измерительных трансформаторов тока

Измерительные трансформаторы тока предназначаются для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

В общем случае при выборе трансформаторов тока должны учитываться: напряжение электроустановки, ток в первичной цепи, и вторичная нагрузка трансформатора тока. Превышение вторичной нагрузкой максимально допустимого значения приводит к увеличению погрешности, и, как правило, переход в более низкий класс точности, что недопустимо.

Трансформаторы тока класса точности 0.5 применяются для присоединения счётчиков денежного расчёта, класса 1- для всех технических измерительных приборов, классов 3 и 10 - для релейной защиты. Кроме того, выпускаются также трансформаторы тока со вторичными обмотками типов Д (для дифференциальной защиты), З (для земляной защиты), Р (для прочих релейных защит).

С целью сокращения объёма однотипных расчётов в настоящем дипломном проекте производится подробный выбор только одного трансформатора тока - для подключения измерительных приборов генератора.

Так как участок от выводов генератора до блочного повышающего трансформатора выполняется комплектным токопроводом, то следует использовать встроенные в него трансформаторы тока типа ТШ-20-12000/5-0.5/10Р (см. таблицу 3.18), имеющие следующие параметры: I1ном=12000 А, I2ном=5 А, r2ном=1.2 Ом, Iтер=160 кА, tтер=3 с [10, таблица 5.9].

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения приборов (см. рисунок 3.9) и каталожными данными приборов, определяем нагрузку трансформатора по фазам (таблица 3.25). Сопоставление расчётных данных места установки трансформатора тока и его каталожных данных представлено в таблице 3.24.

Таблица 3.24 - Расчётные и каталожные данные для трансформатора тока

Расчётные данные	Каталожные данные по [10, таблица 5.9]
Uуст=20 кВ	Uном=20 кВ
Imax=10700 А	I1ном=12000 А
iу=179.49 кА	не проверяется
Bк=2168.5 кА2•с	Iтер2•tтер=1602•3=76800 кА2•с

Таблица 3.25 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		A	B	C
Амперметр регистрирующий	Н-344	-	10	-
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	-	10
Ваттметр	Д-335	0.5	-	0.5
Варметр	Д-335	0.5	-	0.5
Счётчик активной энергии	И-674	2.5	-	2.5
Счётчик реактивной энергии	И-674	2.5	-	2.5
Ваттметр	Д-335	0.5	-	0.5
Всего:	16.5	10	16.5

Проведённый подсчёт нагрузки позволяет определить, что наиболее загружены фазы А и С. Общее сопротивление приборов, Ом:

,

Допустимое сопротивление проводов, Ом:

,

где rк - суммарное сопротивление контактных соединений, Ом. Ориентировочно принимаем rк=0.1.

Для генератора 500 МВт применяется кабель с медными жилами [9, стр.374], ориентировочная длина L=30 м [9, стр.375], трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому Lрасч=L, тогда сечение кабеля, мм2:

,

где - удельное сопротивление материала провода, Ом/(м•мм2). Для медного провода следует принять =0.0175.

По условию прочности сечение медного проводника должно быть не менее 2,5 мм2 [2, 3.4.4], поэтому по [3, таблица 9.9] принимаем кабель марки ВРГ с медными жилами сечением 2,5 мм2.

Выбор всех остальных измерительных трансформаторов тока, как уже было отмечено выше, будет произведён упрощенно - по напряжению установки и первичному току. Результаты выбора трансформаторов тока представлены в таблице 3.26.

Таблица 3.26 - Трансформаторы тока в основных силовых цепях станции

Место установки трансформатора тока	Imax, А	Трансформатор тока по [10, таблица 5.9]
В цепях выключателей ОРУ 500 кВ	350	ТФЗМ-500Б-500/1-0.5/10Р
На стороне ВН автотрансформатора связи	175	ТВТ-500-I-200/1-0.5/10Р
На стороне НН автотрансформатора связи	380	ТВТ-220-I-400/1-0.5/10Р
В нейтрали автотрансформатора связи	-	ТВТ-35-I-1000/1-0.5/10Р
В цепях выключателей ОРУ 220 кВ	1480	ТФЗМ-220Б-IV-1500/5-0.5/10Р
На стороне ВН блочных трансформаторов	884	ТВТ-220-I-1000/5-0.5/10Р
В нейтрали блочных трансформаторов	-	ТВТ-35-I-1000/5-0.5/10Р
В цепях генераторов	10700	ТШ-20-12000/5-0.5/10Р ТВГ-24-I-12000/5-0.5/10Р ТШЛО-20-1500/5-10Р
На стороне ВН рабочих трансформаторов СН	924	ТВТ-35-I-1000/5-0.5/10Р
На стороне НН рабочих трансформаторов СН	1470	ТОЛ-10-1500/5-0.5/10Р
На стороне ВН пускорезервных трансформаторов СН	100	ТВТ-220-I-200/5-0.5/10Р
На стороне НН пускорезервных трансформаторов СН	1833	ТШЛ-10-2000/5-0.5/10Р

3.5.6 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до удобных для измерения величин и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

При выборе измерительных трансформаторов напряжения необходимо учитывать напряжение установки, конструкцию и схему соединения обмоток трансформатора напряжения, необходимый класс точности (допустимую вторичную нагрузку).

Так же, как и для трансформаторов тока, с целью сокращения объёма однотипных расчётов в настоящем курсовом проекте производится подробный выбор только одного трансформатора напряжения - для подключения измерительных приборов генератора.

Так как участок от выводов генератора до блочного повышающего трансформатора выполняется комплектным токопроводом, то следует использовать встроенные в него трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-20 (см. таблицу 3.19), имеющие следующие параметры: U1ном=20000/ В, U2ном=100/; 100/3 В, S2max=75 ВА (в классе точности 0.5) [10, таблица 5.13].

Для проверки трансформатора напряжения по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения приборов (см. рисунок 3.9), определяем нагрузку трансформатора по фазам (таблица 3.27).



Таблица 3.27 - Нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Потребляемая мощность
		P, Вт	Q, ВА
Ваттметр регистрирующий	Н-348	20	-
Вольтметр регистрирующий	Н-344	10	-
Ваттметр	Д-335	6	-
Варметр	Д-335	3	-
Счётчик активной энергии	И-674	6	14.6
Счётчик реактивной энергии	И-673	6	14.6
Частотомер	Э-372	6	-
Вольтметр	Э-335	2	-
Ваттметр	Д-335	6	-
Частотомер	Э-372	6	-
Датчик активной мощности	Е-829	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-
Всего:	91	29.2

Суммарная полная мощность вторичной нагрузки трансформатора напряжения, ВА:

,

Поскольку рассматриваемый трансформатор напряжения является однофазным, то при соединении трёх таких трансформаторов в полную звезду суммарная допустимая нагрузка возрастает в три раза. Таким образом, S2=95,6 < S2max=3•75=225 ВА, и трансформатор напряжения будет работать в заданном классе точности.

Выбор всех остальных измерительных трансформаторов напряжения, как уже было отмечено выше, будет произведён упрощенно - по напряжению установки и назначению. Результаты выбора трансформаторов напряжения представлены в таблице 3.28.

Таблица 3.28 - Трансформаторы напряжения в основных цепях станции

Место установки	Трансформатор напряжения по [10, таблица 5.13]
ОРУ 500 кВ	3НКФ-500-
Каждая система шин ОРУ 220 кВ	3НКФ-220-
Цепи генераторов	3ЗНОМ-20- 3ЗОМ-1/20- ЗОМ-1/20-

Подобные документы

• Проектирование гидроэлектростанции

  Технико-экономическое обоснование строительства ТЭС. Общий баланс мощности Нижнесалдинской ГРЭС, выбор основных агрегатов. Схема электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры, измерительных трансформаторов.
  
  дипломная работа [4,8 M], добавлен 04.07.2015
  

• История строительства ГРЭС-2

  Исследование истории тепловой энергетики. Характеристика основных этапов строительства Красноярской ГРЭС-2, расположенной в г. Зеленогорске. Установленная мощность станции, основное и резервное топливо. Выдающиеся руководители станции и их достижения.
  
  реферат [29,2 K], добавлен 20.06.2012
  

• Технико-экономические показатели работы ГРЭС

  Расчёт абсолютных вложений капитала в строительство блочных электростанций. Расчет энергетических показателей работы электростанции, себестоимости электроэнергии, отпущенной с ее шин. Определение технико-экономических показателей работы электростанции.
  
  курсовая работа [37,9 K], добавлен 04.05.2014
  

• ГРЭС-2200 МВт

  Порядок и критерии выбора генераторов, его обоснование. Выбор двух вариантов схем на проектируемой электростанции. Подбор блочных трансформаторов, оценка их основных преимуществ и недостатков. Технико-экономическое сравнение вариантов схем станции.
  
  курсовая работа [516,5 K], добавлен 09.04.2011
  

• Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

  Проектная себестоимость электроэнергии, отпущенной с шин станции. Анализ технико-экономических показателей работы станции. Определение себестоимости передачи и распределения электрической энергии. Сетевой график сооружения экспериментальной установки.
  
  контрольная работа [1,1 M], добавлен 20.11.2015
  

• Электрическая часть ТЭЦ–180МВТ

  Выбор основного оборудования на станции, главной схемы станции, трансформаторов, электрических принципиальных схем РУ разных напряжений. Технико-экономическое сравнение вариантов схем ТЭЦ. Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции.
  
  курсовая работа [770,7 K], добавлен 03.10.2008
  

• Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей

  Экономическое обоснование строительства ТЭЦ. Выбор и расчет тепловой схемы, котлоагрегата, основного и вспомогательного оборудования энергоустановки, топливного хозяйства и водоснабжения, электрической части. Разработка генерального плана станции.
  
  дипломная работа [572,0 K], добавлен 02.09.2010
  

• Проект конденсационной электростанции мощностью 4000 МВт

  Расчёт принципиальной тепловой схемы и выбор основного и вспомогательного оборудования станции, оценка ее технико-экономических показателей. Мероприятия по безопасной эксплуатации подстанций. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 06.12.2013
  

• Проект атомной электрической станции

  Технико-экономическое обоснование строительства атомной электростанции, расчет показателей эффективности инвестиционного проекта. Характеристика электрических нагрузок района. Параметры тепловой схемы станции. Автоматическое регулирование мощности блока.
  
  дипломная работа [924,9 K], добавлен 16.06.2013
  

• Проектирование электростанции

  Формирование структурной схемы электростанции. Технико-экономическое обоснование принципиальной схемы электрических соединений. Выбор структурной схемы станции, основного оборудования. Выбор схемы электрических соединений всех РУ. Расчет жестких шин.
  
  курсовая работа [5,7 M], добавлен 20.03.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам