Проектирование электрической части конденсационной электростанции мощностью 2000 МВт

6

92,9

0,83

4,5

Дутьевой вентилятор

ДАЗО4-400ХК-6У1

250

6

93,2

0,83

6,5

Дымосос

АО2-21-49-16У1

3150

6

95

0,85

6,5

Насос кислотной промывки

2АЗМ-4000/6000

4000

6

96,

0,92

6,3

В процессе самозапуска участвуют только двигатели ответственных механизмов СН.

Определим значение сопротивлений группы двигателей.

Рассчитаем номинальный ток каждого из двигателей:



Рассчитаем сопротивления каждого из двигателей в остановленном режиме:

Результаты расчетов сведем в таблицу 6.10:

Таблица 6.10. Сопротивления и номинальные токи ЭД с.н.

Механизм	, А	, Ом
Конденсатный насос 1 ст.	70,53	9,44
Конденсатный насос 2 ст.	140,34	4,48
Насос сливной ПНД	19,73	29,25
Циркуляционный насос	168,472	4,57
Дутьевой вентилятор	31,1	17,14
Дымосос	375,37	1,42
Насос кислотной промывки	431,754	1,274

По определим значение эквивалентного сопротивления двигательной нагрузки ответственных механизмов СН в процессе самозапуска.

В реальности двигатели не успевают полностью остановиться за время перерыва электроснабжения, поэтому сопротивление должно быть увеличено:

,



где

- коэффициент, учитывающий увеличение сопротивления группы двигателей, полученный из рисунка по кривой №1, учитывая, что допустимое время перерыва питания механизмов СН составляет 2,2 сек.

Определим ток самозапуска:

Определим начальное напряжение (в %):

Процесс самозапуска является успешным, т. к. выполняется условие:

: 62,05% > 60%



Раздел 7. Выбор главных схем ОРУ-500 кВ и ОРУ-220 кВ

7.1 Выбор главной схемы ОРУ-500 кВ

В соответствии с нормами технологического проектирования выбор главных схем производится по надёжности. Для схем, имеющих одинаковую надёжность, делается сравнение вариантов по технико-экономическим показателям.

Требования по надёжности к станциям блочного типа: на блочных станциях отказ любого из выключателей, кроме секционного и шиносоединительного, не должен, как правило, приводить к отключению более одного блока и нескольких линий. При отказе секционного или шиносоединительного выключателей допускается отключение двух блоков. Отказ любого из выключателей не должен, как правило, приводить к отключению транзита мощности на напряжение 110 кВ и выше.

Выбор схемы производится таблично-логическим методом.

Принимаем к рассмотрению схему 3/2 (две рабочие системы шин с подключением присоединения через два выключателя) для ОРУ-500 кВ.

Рис. 7.1. Главная схема электрических соединений ОРУ-500 кВ (3/2)



7.2 Расчёт показателей надёжности схемы 3/2 (ОРУ-500 кВ)

Показатели надёжности [1, табл. 8.8-8.18, с. 487-499], [4] элементов ОРУ, необходимые для определения ущерба, сведены в таблице 4.1

Показатели надёжности (1, табл. 8.8-8.18, с. 487-499) элементов ОРУ, необходимые для определения ущерба, сведены в таблице 16.

Таблица 7.1. Показатели надёжности элементов РУ

Элемент схемы			Тр	Тв	aст	aоп	aк.з.
	1/год	1/год	ч	ч	-	-	-
Выключатели 500 кВ	0,15	0,2	133	60	0,1	0,007	0,02
Автотрансформаторы	0,024	1,0	50	220	-	-	-
Сборные шины	0,013	0,166	5	5	-	-	-
Блоки	21,36	24	911	70	-	-	-
ЛЭП	0,21	3,1	18	14,3	-	-	-

Определяют показатели надёжности ЛЭП (параметр потока отказов):

.

Определяют показатели надёжности сборных шин:

;

;

(ч).

Вероятность нахождения сборных шин в ремонте:

.



Определяют показатели надёжности блока:

(ч) - среднее время работы блока в году;

.

Определяют показатели надёжности автотрансформатора:

.

Определяют показатели надёжности выключателей Q1, Q6, Q7 и Q12, которые коммутируют сборные шины и отходящие линии:

; ;

;

;

.

Определяют показатели надёжности выключателей Q8 и Q11, которые коммутируют отходящие линии и автотрансформаторы связи:

; ;



;

;

.

Определяют показатели надёжности выключателей Q9 и Q10, которые коммутируют сборные шины и автотрансформаторы связи:

; ;

;

;

.

Определяют показатели надёжности выключателей Q3 и Q4, которые коммутируют блок и сборные шины:

; ;

;

;

.



Определяют показатели надёжности выключателей Q2 и Q5, которые коммутируют блок отходящие линии:

; ;

;

;

.

Определяют вероятность нахождения всех выключателей рассматриваемой схемы в ремонте:

.

Определяют вероятность нахождения схемы в нормальном состоянии:

.

Определяют время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj:

(ч).



Определяют время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт сборных шин в момент времени Tвi Tрj:

(ч).

Определяют время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj:

(ч).

Таблица надёжности для данной схемы представлена в таблице 7.2.

Таблица 7.2. Таблица надёжности для схемы 3/2 (ОРУ-500 кВ)

Отказ. эл-т

Норм. режим

Ремонтируемый элемент

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

Q10

Q11

Q12

A1

A2

Q1

-

Х

-

Г1; 1,5ч

-

Г2; 1,5ч

-

-

-

-

-

-

-

Г1; 1,5ч

Х

Q2

Г1; 1,5ч

-

Х

Г1; Тв

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Г1; Тв

-

Q3

Г1; 1,5ч

-

Г1; Тв

Х

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Х

-

Q4

Г2; 1,5ч

-

-

-

Х

Г2; Тв

-

-

-

-

-

-

-

-

Х

Q5

Г2; 1,5ч

-

-

-

Г2; Тв

Х

-

-

-

-

-

-

-

-

Г2; Тв

Q6

-

-

Г1; 1,5ч

-

Г2; 1,5ч

-

Х

-

-

-

-

-

-

Х

Г2; 1,5ч

Q7

-

-

-

-

-

Г2; 1,5ч

-

Х

-

-

-

-

-

-

Х

Q8

-

-

-

-

-

-

-

-

Х

-

-

-

-

-

-

Q9

-

-

Г1; 1,5ч

-

-

-

-

-

-

Х

-

-

-

Х

-

Q10

-

-

-

-

-

Г2; 1,5ч

-

-

-

-

Х

-

-

-

Х

Q11

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Х

-

-

-

Q12

-

-

Г1; 1,5ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Х

Х

-

A1

-

-

Г1; Тв

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Х

-

A2

-

-

-

-

-

Г2; Тв

-

-

-

-

-

-

-

-

Х

W1

-

-

-

Г1; 1,5ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Г1; 1,5ч

-

W2

-

-

-

-

Г2; 1,5ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Г2; 1,5ч

W3

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W4

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

7.3 Определение ущерба в схеме 3/2 (ОРУ-220 кВ)

Возможный в рассматриваемой схеме системный ущерб (см. рис. 4.1):

7.4 Определение дисконтированных затрат схемы 3/2 (ОРУ-330 кВ)

По [4, табл. П.5.4, с. 638] определяем стоимость одной ячейки ОРУ:

(тыс. руб.).

Годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п. 2.13):

(тыс. руб./год).



Затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы:

(тыс. руб./год).

Период времени t, год	Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)t	Капитальные вложения и затраты Кt+Иt, т.р.	Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Иt)dt, т.р.
0	1	4200	4200
1	0,8696	1201,54	1044,86
2	0,7562	1201,54	908,6
3	0,6575	1201,54	790,01
4	0,5718	1201,54	687,04
5	0,4972	1201,54	597,41
Суммарные дисконтированные затраты:	8227,92

Принимаем к рассмотрению схему 4/3

Рис. 7.2. Главная схема электрических соединений ОРУ-500 кВ



7.5 Расчёт показателей надёжности схемы 4/3 (ОРУ-500 кВ)

Показатели надёжности [1, табл. 8.8-8.18, с. 487-499], [4] элементов ОРУ, необходимые для определения ущерба, сведены в таблице 4.1

Показатели надёжности (1, табл. 8.8-8.18, с. 487-499) элементов ОРУ, необходимые для определения ущерба, сведены в таблице 16.

Таблица 7.3. Показатели надёжности элементов РУ

Элемент схемы			Тр	Тв	aст	aоп	aк.з.
	1/год	1/год	ч	ч	-	-	-
Выключатели 500 кВ	0,15	0,2	133	60	0,1	0,007	0,02
Автотрансформаторы	0,024	1,0	50	220	-	-	-
Сборные шины	0,013	0,166	5	5	-	-	-
Блоки	21,36	24	911	70	-	-	-
ЛЭП	0,21	3,1	18	14,3	-	-	-

Определяют показатели надёжности ЛЭП (параметр потока отказов):

.

Определяют показатели надёжности сборных шин:

;

;

(ч).

Вероятность нахождения сборных шин в ремонте:

.



Определяют показатели надёжности блока:

(ч) - среднее время работы блока в году;

.

Определяют показатели надёжности автотрансформатора:

.

Определим показатели надёжности выключателей Q1, Q9 которые коммутируют сборные шины и отходящие линии.

; ;

;

;

.

Определим показатели надёжности выключателей Q3, Q11 которые коммутируют сборные шины и автотрансформаторы связи.

; ;



;

;

.

Определим показатели надёжности выключателя Q2, Q10 который коммутирует блок и сборные шины.

;

;

.

Определим показатели надёжности выключателя Q5, Q7 который коммутирует отходящие линии и блок:

; ;

;

.



Определим показатели надёжности выключателя Q4 который коммутирует линии.

;

;

.

Определим показатели надёжности выключателя Q6, Q8 которые коммутируют линии и автотрансформаторы связи.

; ;

.

Определяют вероятность нахождения всех выключателей рассматриваемой схемы в ремонте:

Определяют вероятность нахождения схемы в нормальном состоянии:

.



Определяют время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj:

(ч).

Определяют время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт сборных шин в момент времени Tвi Tрj:

(ч).

Определяют время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj:

(ч).

Таблица надёжности для данной схемы представлена в таблице 7.4.

Таблица 7.4.

Отказ. эл-т

Норм. режим

Ремонтируемый элемент

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

Q10

Q11

A1

A2

Q1

-

Х

-

-

-

Г2; 1.5ч

-

-

-

-

-

-

-

-

Q2

Г2; 1.5ч

-

Х

-

-

Г2; Тв

-

-

-

-

-

-

-

Q3

-

-

-

Х

-

Г2; 1.5ч

-

-

-

-

-

-

-

-

Q4

-

-

-

-

Х

-

-

-

-

-

Г1; 1.5ч

-

Г1; 1.5ч

-

Q5

Г2; 1.5ч

-

Г2; Тв

-

-

Х

-

-

-

-

-

-

-

Г2; Тв

Q6

-

-

-

-

-

-

Х

-

-

-

-

-

-

-

Q7

Г1; 1.5ч

-

-

-

-

-

-

Х

-

-

Г1; Тв

-

Г1; Тв

-

Q8

-

-

Г2; 1.5ч

-

-

-

-

-

Х

-

-

-

-

Г2; 1.5ч

Q9

-

-

-

-

-

-

-

Г1; 1.5ч

-

Х

-

-

-

-

Q10

Г1; 1.5ч

-

-

-

-

-

Г1; Тв

-

-

Х

-

-

Q11

-

-

-

-

-

-

Г1; 1.5ч

-

-

-

Х

-

-

A1

-

-

-

-

-

-

Г1; Тв

-

-

-

-

Х

-

A2

-

-

-

-

-

Г2; Тв

-

-

-

-

-

-

-

Х

W1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W2

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Г1; 1.5ч

-

Г1; 1.5ч

-

W3

-

-

Г2; 1.5ч

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Г2; 1.5ч

W4

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

7.6 Определение ущерба в схеме 4/3 (ОРУ-500 кВ)

Возможный в рассматриваемой схеме системный ущерб (см. рис. 7.2):

7.7 Определение дисконтированных затрат схемы 3/2 (ОРУ-330 кВ)

По [4, табл. П.5.4, с. 638] определяем стоимость одной ячейки ОРУ:

(тыс. руб.).

Годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п. 2.13):

(тыс. руб./год).

Затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы:

(тыс. руб./год).



Период времени t, год	Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)t	Капитальные вложения и затраты Кt+Иt, т.р.	Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Иt)dt, т.р.
0	1	3850	3850
1	0,8696	1215,68	1057,16
2	0,7562	1215,68	919,3
3	0,6575	1215,68	799,31
4	0,5718	1215,68	695,13
5	0,4972	1215,68	604,44
Суммарные дисконтированные затраты:	7925,34

Разница между дисконтированными затратами в схему менее 5%, по-этому для дальнейшего рассмотрения принимаем систему с меньшим системным ущербом, а также более простую для понимания схему 3/2.

7.8 Выбор главной схем ОРУ-220 кВ

Принимаем к рассмотрению схему 3/2 (две рабочие системы шин с подключением присоединения через два выключателя) для ОРУ-220 кВ.

Рис. 7.3 Главная схема электрических соединений ОРУ-220 кВ.



7.9 Расчёт показателей надёжности схемы 3/2 (ОРУ-220 кВ)

Показатели надёжности [1, табл. 8.8-8.18, с. 487-499], [4] элементов ОРУ, необходимые для определения ущерба, сведены в таблице 4.1

Таблица 7.5. Показатели надёжности элементов РУ

Элемент схемы			Тр	Тв	aст	aоп	aк.з.
	1/год	1/год	ч	ч	-	-	-
Выключатели 220 кВ	0,01	0,2	98	25	0,1	0,004	0,003
Автотрансформаторы	0,025	1,0	50	220	-	-	-
Сборные шины	0,013	0,166	3	5	-	-	-
Блоки	8,67	16	1135	45	-	-	-
ЛЭП	0,5	2,8	17	14,3	-	-	-

Показатели надёжности ЛЭП (параметр потока отказов):

.

Показатели надёжности сборных шин:

;

;

(ч).

Вероятность нахождения сборных шин в ремонте:



Показатели надёжности блока:

(ч);

;

.

Показатели надёжности автотрансформатора:

.

Показатели надёжности выключателей Q1, Q6, Q7, Q12, Q13 и Q15, которые коммутируют сборные шины и отходящие линии:

; ;

Определим показатели надёжности выключателя Q2 и Q5 который коммутирует отходящие линии и автотрансформаторы связи.

; ;



;

Определим показатели надёжности выключателей Q3 и Q4, которые коммутируют сборные шины и автотрансформаторы связи.

; ;

;

Определим показатели надёжности выключателя Q9 и Q10 который коммутирует блок и сборные шины.

; ;

;

;



Определим показатели надёжности выключателя Q8 и Q11 который коммутирует блок отходящие линии.

; ;

;

Определим показатели надёжности выключателя Q14 который коммутирует линии.

;

;

.

Определим вероятность нахождения всех выключателей рассматриваемой схемы в ремонте.

.

Определим вероятность нахождения схемы в нормальном состоянии.

.



Определяют время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj:

конденсационный электростанция турбина трансформатор

(ч).

Определяют время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа выключателя на ремонт сборных шин в момент времени Tвi Tрj:

(ч).

Определяют время восстановления повреждённого элемента при наложении отказа сборных шин на ремонт выключателя в момент времени Tвi < Tрj:

(ч).

Таблица 7.6

Таблица надёжности для схемы 3/2 (ОРУ-220 кВ)

Отказ. Эл-т

Норм. режим

Ремонтируемый элемент

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

Q10

Q11

Q12

Q13

Q14

Q15

A1

A2

Q1

-

X

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Г4х1.5

-

-

-

-

-

-

Q2

-

-

X

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q3

-

-

-

X

-

-

-

-

Г3х1.5

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q4

-

-

-

-

X

-

-

-

-

-

-

Г4х1.5

-

-

-

-

-

-

Q5

-

-

-

-

-

X

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q6

-

-

-

-

-

-

X

-

Г3х1.5

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Q7

-

-

-

-

-

-

-

X

-

Г3х1.5

-

Г4х1.5

-

-

-

-

Г3х1.5

-

Q8

Г3х1,5

-

-

-

-

-

-

-

X

Г3хТв

-

-

-

-

-

-

Г3хТв

-

Q9

Г3х1,5

-

-

-

-

-

-

-

Г3хТв

X

-

-

-

-

-

-

-

-

Q10

Г4х1.5

-

-

-

-

-

-

-

-

-

X

Г4хТв

-

-

-

-

-

-

Q11

Г4х1.5

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Г4хТв

X

-

-

-

-

-

Г4хТв

Q12

-

-

-

-

-

-

-

-

Г3х1.5

-

Г4х1.5

-

X

-

-

-

-

Г4х1.5

Q13

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Г4х1.5

-

X

-

-

-

-

Q14

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

X

-

-

-

Q15

-

-

-

-

-

-

-

-

Г3х1.5

-

-

-

-

-

-

X

-

-

A1

-

-

-

-

-

-

-

-

Г3хТв

-

-

-

-

-

-

-

Х

-

A2

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Г4хТв

-

-

-

-

-

Х

W1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W2

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W3

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Г3х1.5

-

-

-

-

-

-

Г3х1.5

-

W4

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Г4х1.5

-

-

-

-

-

-

Г4х1.5

W5

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

W6

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

7.11 Определение ущерба в схеме 3/2 (ОРУ-220 кВ)

Возможный в рассматриваемой схеме системный ущерб (см. рис. 4.3)

7.12 Определение дисконтированных затрат схемы 3/2 (ОРУ-330 кВ)

По [4, табл. П.5.4, с. 638] определяем стоимость одной ячейки ОРУ:

(тыс. руб.).

Годовые издержки на ремонт и эксплуатацию (аналогично п. 2.13):

(тыс. руб./год).

Затраты на строительство и эксплуатацию проектируемой схемы:

(тыс. руб./год).



Период времени t, год	Коэффициент дисконтирования dt=1/(1+Е)t	Капитальные вложения и затраты Кt+Иt, т.р.	Дисконтированные затраты ДЗt=(Rt+Иt)dt, т.р.
0	1	1860	1860
1	0,8696	266,869	232.069
2	0,7562	266,869	201.806
3	0,6575	266,869	175.466
4	0,5718	266,869	152.596
5	0,4972	266,869	132.687
Суммарные дисконтированные затраты:	2754,624



Раздел 8. Выбор коммутационного и измерительного оборудования и токоведущих частей.

8.1 Выбор выключателей

Условия выбора и проверки:

Выбор выключателей производится по:

· напряжению Uуст Uном;

· току Iмакс.прод Iном.

Проверку выключателей производят по:

· длительному режиму;

· электродинамической стойкости;

· термической стойкости;

· отключающей способности;

· току включения

Проверка выключателей, установленных на ОРУ-500 кВ

На данном ОРУ предварительно выбраны выключатели типа ВГУ-500Б-40/3150У1.

Таблица 8.1.1. Параметры блочных выключателей на стороне ВН

Тип	Напряжение	Номинальный ток	Номинальный ток отключения	Нормированное содержание апериодической составляющей	Предельный сквозной ток	Номинальный ток включения	Ток термической стой-кости/допустимое время его действия
	номинальное	наибольшее рабочее				Наибольший пик	Начальное дей-ствующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное дей-ствующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА/с
ВГУ-500Б-40/3150У1	500	525	3,15	40	45	102	40	102	40	40/2
Тип привода	Время отключения (с приводом)	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная бестоковая пауза при АПВ	Габариты	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пруж.	0,04	0,025	0,1	0,3	-	-	-	-	105,35

Проверяют выключатели по длительному режиму:

;

3150 А > 690 А.

Проверяют выключатели по электродинамической стойкости:

;

102 кА > 37,68 кА.

Проверяют выключатели по термической стойкости (значение Та принимаем по (3, табл. 3.8, с. 150)):

;

(кА2·с);

(кА2·с);

3200 кА2·с > 27,16 кА2·с.

Проверяют выключатели по отключающей способности:



;

(кА);

(кА);

82,0244 кА > 31,8751 кА.

Проверяют выключатели по току включения:

;

102 кА > 37,68 кА.

Проверка данных выключателей по ПВН не производится. Окончательно выбирают выключатели типа ВГУ-500Б-40/3150У1.

Проверка выключателей, установленных на ОРУ-220 кВ

На данном ОРУ предварительно выбраны выключатели типа ВЭК-220-40/2000У1.

Таблица 8.1.2. Параметры блочных выключателей на стороне СН

Тип	Напряжение	Номинальный ток	Номинальный ток отключения	Нормированное содержание апериодической составляющей	Предельный сквозной ток	Номинальный ток включения	Ток термической стой-кости/допустимое время его действия
	номинальное	наибольшее рабочее				Наибольший пик	Начальное дей-ствующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное дей-ствующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА/с
ВЭК-220-40/2000У1	220	252	2	40	36	102	40	100	40	50/3
Тип привода	Время отключения (с приводом)	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная бестоковая пауза при АПВ	Габариты	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пруж.	0,065	0,04	0,08	0,3	-	-	-	-	26

Проверяют выключатели по длительному режиму:

;

2000 А > 1510 А.

Проверяют выключатели по электродинамической стойкости:

;

102 кА > 77,233 кА.

Проверяют выключатели по термической стойкости (значение Та принимаем по (3, табл. 3.8, с. 150)):

;

(кА2·с);

(кА2·с);

7500 кА2·с > 148,143 кА2·с.

Проверяют выключатели по отключающей способности:

;

(кА);

(кА);

76,933 кА > 49,633 кА.



Проверяют выключатели по току включения:

;

102 кА > 77,233 кА.

Проверка данных выключателей по ПВН не производится.

Окончательно выбирают выключатели типа ВЭК-220-40/2000У1

Проверка выключателя, установленного перед РТСН

Предварительно выбран выключатель типа VF 12.16.40

Таблица 8.1.3. Параметры выключателей, установленных перед РТСН

тип	Номинальное напряжение	Наибольшее рабочее напряжение	Номинальный ток отключения	Нормированное содержание апериодической составляющей	Ток электродинамической стойкости	Термическая стойкость	Собственное время отключения	Полное время отключения	Собственное время включения	Номинальный ток
	кВ	кВ	кА	%	кА	кА/с	с	с	с	кА
VF 12.16.40	10	12	40	40	110	43, 5/3	0,06	0,08	0,06	1,6

Проверяют выключатели по длительному режиму:

;

1600 А > 1500 А.

Проверяют выключатели по электродинамической стойкости:



;

40 кА > 170,23 кА.

Выключатель не проходит по электродинамической стойкости.

Выбираем выключатель типа МГУ-20-90-6300У3

Таблица 8.1.4. Параметры выключателя перед РТСН

Тип	Напряжение	Номинальный ток	Номинальный ток отключения	Нормированное содержание апериодической составляющей	Предельный сквозной ток	Номинальный ток включения	Ток термической стой-кости/допустимое время его действия
	номинальное	наибольшее рабочее				Наибольший пик	Начальное дей-ствующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное дей-ствующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА/с
МГУ-20-90/6300У3	20	24	6,3	90	20	300	105	150/75	60/30	90/4
Тип привода	Полное время отключения	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная бестоковая пауза при АПВ	Габариты	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
ПС-31	0,2	0,15	0,8	-	3100	2030	1410	2950	4,51

Проверяют выключатели по длительному режиму:

;

6300 А > 1500 А.

Проверяют выключатели по электродинамической стойкости:

;

300 кА > 170,23 кА.

Выключатель проходит по электродинамической стойкости.

Проверяют выключатели по термической стойкости (значение Та принимаем по (3, табл. 3.8, с. 150)):

;

(кА2·с);

(кА2·с);

32400 кА2·с > 1143,81 кА2·с.

Проверяют выключатели по отключающей способности:

;

(кА);

(кА);

152,7351 кА >92,078 кА



Проверяют выключатели по току включения:

;

300 кА > 170,23 кА.

Окончательно выбирают выключатели типа МГУ-20-90-6300У3

Проверка генераторных выключателей

Предварительно выбраны выключатели типа ВВГ-20-160/20000У3.

Таблица 8.1.5. Параметры генераторных выключателей

Обозначение; Тип	Напряжение	Номинальный ток	Номинальный ток отключения	Нормированное содержание апериодической составляющей	Предельный сквозной ток	Номинальный ток включения	Ток термической стой-кости/допустимое время его действия
	номинальное	наибольшее рабочее				Наибольший пик	Начальное дей-ствующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное дей-ствующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА/с
ВВГ-20-160/20000У3	20	24	20	160	20	410	160	385	150	160/4
Тип привода	Полное время отключения	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная бестоковая пауза при АПВ	Габариты	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
ШРПФ-3M	0,14	0,12	0,1	-	3205	7060	2730	9150	30,2

Проверяют выключатели по длительному режиму:

;

20000 А > 19300 А.

Проверяют выключатели по электродинамической стойкости:

;

410 кА > 234,24 кА.

Проверяют выключатели по термической стойкости (значение Та принимаем по (3, табл. 3.8, с. 150)):

;

(кА2·с);

(кА2·с);

102400 кА2·с > 3836,59 кА2·с.

Проверяют выключатели по отключающей способности:

;

(кА);

(кА);

271,529 кА > 198,61 кА.



Проверяют выключатели по току включения:

;

385 кА > 234,24 кА.

Окончательно выбирают выключатели типа ВВГ-20-160/20000У3.

Проверка выключателей собственных нужд

Предварительно выбраны выключатели типа ВЭ-6-40/1600У3.

Таблица 8.1.6. Параметры выключателей в цепях с.н.

Тип	Напряжение	Номинальный ток	Номинальный ток отключения	Нормированное содержание апериодической составляющей	Предельный сквозной ток	Номинальный ток включения	Ток термической стой-кости/допустимое время его действия
	номинальное	наибольшее рабочее				Наибольший пик	Начальное дей-ствующее значение периодической составляющей	Наибольший пик	Начальное дей-ствующее значение периодической составляющей
	кВ	кВ	кА	кА	%	кА	кА	кА	кА	кА/с
BB/TEL-10-31,5/1600	10	12	1,6	31,5	40	80	31,5	80	31,5	31.5/3
Тип привода	Полное время отключения	Собственное время отключения (с приводом)	Собственное время включения (с приводом)	Минимальная бестоковая пауза при АПВ	Габариты	Масса	Цена
					В	Ш	Г
	с	с	с	с	мм	мм	мм	кг	т.р.
Пруж.	0,3	0,2	0,32	-	474	265	640	37	1,95

Проверяют выключатели по длительному режиму:

;

1600 А > 1233 А.

Проверяют выключатели по электродинамической стойкости:

;

80 кА > 48,11 кА.

Проверяют выключатели по термической стойкости (значение Та принимаем по (3, табл. 3.8, с. 150)):

;

(кА2·с);

(кА2·с);

2976,75 кА2·с > 112,0073 кА2·с.

Проверяют выключатели по отключающей способности:

;

(кА);

(кА);

44,55 кА > 36,3431 кА.



Проверяют выключатели по току включения:

;

80 кА > 48,11 кА.

Окончательно выбирают выключатели типа BB/TEL-10-31,5/1600

8.2 Выбор разъединителей

Выбрать разъединители требуется для ОРУ-500 кВ и ОРУ-220 кВ, для выключателя на стороне НН автотрансформатора и для генераторных выключателей.

Выбор выключателей производится по:

· напряжению Uуст Uном;

· току Iмакс.прод Iном.

Проверку разъединителей производят по:

· электродинамической стойкости;

· термической стойкости.

Выбор разъединителей на ОРУ-500 кВ

Предварительно выбирают разъединители типа РГ-500/3150 УХЛ1.

Таблица 8.2.1. Параметры разъединителей на ОРУ ВН

Обозначение; Тип	Номинальное напряжение	Наибольшее рабочее напряжение	Номинальный ток	Стойкость при сквозных токах КЗ	Масса	Тип привода	Цена
				главных ножей	заземляющих ножей
				Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости/допустимое время его действия	Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости/допустимое время его действия
	кВ	кВ	кА	кА	кА/с	кА	кА/с	кг		т.р.
РГ-500/3150 УХЛ1	500	525	3,15	160	63/2	160	63/1	-	Электро-двигательный	-

Проверяют разъединители по длительному режиму:

;

3150 А > 690 А.

Проверяют разъединители по электродинамической стойкости (по данным раздела 8.1):

;

160 кА > 37,68 кА.

Проверяют разъединители по термической стойкости (по данным раздела 8.1):

; (кА2·с);

(кА2·с);

7938 кА2·с > 27,16 кА2·с.

Окончательно выбирают разъединители типа РГ-500/3150 УХЛ1.

Выбор разъединителей на ОРУ-220 кВ

Предварительно выбирают разъединители типа РГ-220/2000 УХЛ1.

Таблица 8.2.2. Параметры разъединителей на ОРУ-СН

	Номинальное напряжение	Наибольшее рабочее напряжение	Номинальный ток	Стойкость при сквозных ТКЗ	Масса	Тип привода	Цена
				главных ножей	заземляющих ножей
				Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости / допустимой время его действия	Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости / допустимой время его действия
	кВ	кВ	кА	кА	кА / с	кА	кА / с	кг		тыс. руб.
РГ-220/2000 УХЛ1	220	240	2	100	40/3	100	40/1	-	Электро-двигательный	-

Проверяют разъединители по длительному режиму:

;

2000 А > 1510 А.

Проверяют разъединители по электродинамической стойкости (по данным раздела 8.1):

;

100 кА > 77,233 кА.

Проверяют разъединители по термической стойкости (по данным раздела 8.1):

; (кА2·с);

(кА2·с);

4800 кА2·с > 148,143 кА2·с.

Окончательно выбирают разъединители типа РГ-220/2000 УХЛ1

Выбор разъединителей перед РТСН

Предварительно выбирают разъединители типа РВРЗ-2-20/6300 У3.

Таблица 8.2.3 Параметры разъединителей перед РТСН

Обозначение; Тип	Номинальное напряжение	Наибольшее рабочее напряжение	Номинальный ток	Стойкость при сквозных токах КЗ	Масса	Тип привода	Цена
				главных ножей	заземляющих ножей
				Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости/допустимое время его действия	Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости/допустимое время его действия
	кВ	кВ	кА	кА	кА/с	кА	кА/с	кг		т.р.
РВРЗ-2-20/6300 У3	20	24	6,3	260	100/4	260	100/1	248	ПЧ-50; з.н. ПЧ-50	0,33

Проверяют разъединители по длительному режиму:

;

6300 А > 1500 А.

Проверяют разъединители по электродинамической стойкости (по данным раздела 8.1):

;

260 кА > 111,9 кА.

Проверяют разъединители по термической стойкости (по данным раздела 8.1):

; (кА2·с);

(кА2·с);

40000 кА2·с > 3380 кА2·с.

Окончательно выбирают разъединители типа РВРЗ-2-20/6300 У3.

Выбор разъединителей для генераторных выключателей

Предварительно выбирают разъединители типа РВРЗ-1-24/23500 У3.

Таблица 8.2.4. Параметры генераторных разъединителей

Обозначение; Тип	Номинальное напряжение	Наибольшее рабочее напряжение	Номинальный ток	Стойкость при сквозных токах КЗ	Масса	Тип привода	Цена
				главных ножей	заземляющих ножей
				Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости/допустимое время его действия	Предельный сквозной ток	Ток термической стойкости/допустимое время его действия
	кВ	кВ	кА	кА	кА/с	кА	кА/с	кг		т.р.
РВРЗ-1-24/23500 У3	24	30	23,5	460	125/4	460	125/1	349	ПЧ-50Т; з.н. ПЧ-50Т	0,85

Проверяют разъединители по длительному режиму:

;

23500 А > 19300 А.

Проверяют разъединители по электродинамической стойкости (по данным раздела 8.1):

;

460 кА > 234,24 кА.

Проверяют разъединители по термической стойкости (по данным раздела 8.1):

; (кА2·с);

(кА2·с);

62500 кА2·с > 3836,59 кА2·с.

Окончательно выбирают разъединители типа РВРЗ-1-24/23500 У3.

8.3 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока производят в соответствии с главной электрической схемой, руководствуясь справочными данными. Выбор трансформаторов тока производится по:

· напряжению Uуст Uном;

· току Iмакс.прод Iном; Iуд.к.з. Iэд.макс.

Выбор трансформаторов тока для установки на ОРУ-500 кВ

Предварительно выбирают ТТ типа ТФРМ-500Б У1.

Таблица 8.3.1. Параметры ТТ на ОРУ ВН

Обозначение; Тип

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номиналь-ный ток

Варианты исполнения вторичных обмоток

Класс точности или обозначение вторичной обмотки

Номинальная нагрузка в классе

Электродинами-ческая стойкость

Термическая стойкость

Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты

первичный

вторичный

0,5

1

3

10Р

Кратность тока

Ток электродинамической стойкости

Кратность/допустимое время

Допустимый ток/допустимое время

кВ

кВ

А

А

Ом

Ом

Ом

Ом

кА

-/с

кА/с

ТФРМ-500Б У1

500

525

1000

1

0,5 10Р

0,5 10Р

30

-

-

-

-

120

-

47/1

18

Проверяют ТТ по длительному режиму:

;

1000 А > 690 А.

Проверяют ТТ по электродинамической стойкости:

;

120 кА > 37,68 кА.

Проверяют ТТ по термической стойкости:

; (кА2·с);

(кА2·с);

2209 кА2·с > 27,16 кА2·с.

Определяют допустимое время протекания токов к.з.:

(с).

Окончательно выбирают ТТ типа ТФРМ-500Б У1.

Выбор трансформаторов тока для установки на ОРУ-220 кВ

Предварительно выбирают ТТ типа ТФРМ-220Б У1.

Таблица 8.3.2. Параметры ТТ на ОРУ СН

Обозначение; Тип

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номиналь-ный ток

Варианты исполнения вторичных обмоток

Класс точности или обозначение вторичной обмотки

Номинальная нагрузка в классе

Электродинами-ческая стойкость

Термическая стойкость

Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты

первичный

вторичный

0,5

1

3

10Р

Кратность тока

Ток электродинамической стойкости

Кратность/допустимое время

Допустимый ток/допустимое время

кВ

кВ

А

А

Ом

Ом

Ом

Ом

кА

-/с

кА/с

ТФРМ-220Б У1

220

232

2000

1

0,2 10Р

0,2 10Р

30

-

-

-

-

160

-

63/1

20

Проверяют ТТ по длительному режиму:

;

2000 А > 1510 А.

Проверяют ТТ по электродинамической стойкости:

;

160 кА > 77,233 кА.

Проверяют ТТ по термической стойкости:

; (кА2·с);

(кА2·с);

3969 кА2·с > 148,143 кА2·с.

Определяют допустимое время протекания токов к.з.:

(с).

Окончательно выбирают ТТ типа ТФРМ-220Б У1.

Проверка трансформаторов тока, встроенных в блочные трансформаторы и автотрансформаторы на 500 кВ

Предварительно выбирают ТТ типа ТВТ500-II-3000/1.

Таблица 8.3.4. Параметры ТТ, встроенных в блочные трансформаторы и автотрансформаторы на 500 кВ

Обозначение; Тип	Номинальное напряжение	Первичный ток (включая ответвления)	Номинальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе	Номинальная вторичная нагрузка, при вторичном токе 1 А (в числителе) и 5 А (в знаменателе) в классе точности	Параметры, определяющие термическую стойкость	Количество трансформаторов тока на одном вводе	Номинальная предельная кратность	Цена за штуку
		ном.	наиб.	1	5	0,5	1	3	10	Кратность тока	Время
	кВ	А	А	А	А	Ом	Ом	Ом	Ом		с			т.р.
ТВТ500-II-3000/1	500	1000	1000	1000/1	-	-	20/-	-	-	20	3	2	10	0,35

Проверяют ТТ по длительному режиму:

;

1000 А > 690 А.

Проверяют ТТ по термической стойкости:

; (кА2·с);

(кА2·с);

1200 кА2·с > 27,16 кА2·с.

Определяют допустимое время протекания токов к.з.:

(кА);

(с).

Окончательно выбирают ТТ типа ТВТ500-II-3000/1.

Проверка трансформаторов тока, встроенных в блочный трансформатор и автотрансформаторы на 220 кВ

Предварительно выбирают ТТ типа ТВТ220-I-2000/1.

Таблица 8.3.5. Параметры ТТ, встроенных в блочный трансформатор и автотрансформаторы на 220 кВ

Обозначение; Тип	Номинальное напряжение	Первичный ток (включая ответвления)	Номинальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе	Номинальная вторичная нагрузка, при вторичном токе 1 А (в числителе) и 5 А (в знаменателе) в классе точности	Параметры, определяющие термическую стойкость	Количество трансформаторов тока на одном вводе	Номинальная предельная кратность	Цена за штуку
		ном.	наиб.	1	5	0,5	1	3	10	Кратность тока	Время
	кВ	А	А	А	А	Ом	Ом	Ом	Ом		с			т.р.
ТВТ220-I-3000/1	220	2000	2000	2000/1	-	-	-	-	-	25	3	2	25	0,155

Проверяют ТТ по длительному режиму:

;

2000 А > 1510 А.

Проверяют ТТ по термической стойкости:

; (кА2·с);

(кА2·с);

1875 кА2·с > 148,143 кА2·с.

Определяют допустимое время протекания токов к.з.:

(кА);

(с).

Окончательно выбирают ТТ типа ТВТ220-I-2000/1.

Проверка трансформаторов тока, встроенных в трансформаторы собственных нужд со стороны ВН

Предварительно выбирают ТТ типа ТВТ35-I-4000/1.

Таблица 8.3.6. Параметры ТТ, встроенных в ТСН

Обозначение; Тип	Номинальное напряжение	Первичный ток (включая ответвления)	Номинальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе	Номинальная вторичная нагрузка, при вторичном токе 1 А (в числителе) и 5 А (в знаменателе) в классе точности	Параметры, определяющие термическую стойкость	Количество трансформаторов тока на одном вводе	Номинальная предельная кратность	Цена за штуку
		ном.	наиб.	1	5	0,5	1	3	10	Кратность тока	Время
	кВ	А	А	А	А	Ом	Ом	Ом	Ом		с			т.р.
ТВТ35-I-4000/1	35	4000	4000	4000/1	-	30/1,2	-	-	-	28	3	2	16	0,165

Проверяют ТТ по длительному режиму:

;

4000 А > 1500 А.

Определяют допустимое время протекания токов к.з.:

(кА);

(с).

Окончательно выбирают ТТ типа ТВТ35-I-4000/1.

Проверка трансформатора тока, встроенного в резервный трансформатор собственных нужд со стороны ВН

Предварительно выбирают ТТ типа ТВТ35-I-3000/1.

Таблица 8.3.7. Параметры ТТ, встроенных в РТСН

Обозначение; Тип	Номинальное напряжение	Первичный ток (включая ответвления)	Номинальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе	Номинальная вторичная нагрузка, при вторичном токе 1 А (в числителе) и 5 А (в знаменателе) в классе точности	Параметры, определяющие термическую стойкость	Количество трансформаторов тока на одном вводе	Номинальная предельная кратность	Цена за штуку
		ном.	наиб.	1	5	0,5	1	3	10	Кратность тока	Время
	кВ	А	А	А	А	Ом	Ом	Ом	Ом		с			т.р.
ТВТ35-I-3000/1	35	2000	2000	2000/1	-	-	30/1,2	-	-	28	3	2	24	0,145

Проверяют ТТ по длительному режиму:

;

2000 А > 1500 А.

Проверяют ТТ по термической стойкости:

; (кА2·с);

(кА2·с);

9408 кА2·с > 3380 кА2·с.

Определяют допустимое время протекания токов к.з.:

(кА);

(с).

Окончательно выбирают ТТ типа ТВТ35-I-3000/1.

Проверка трансформаторов тока, встроенных в КРУ и стоящих на вводах обмоток НН ТСН и РТСН

Предварительно выбирают ТТ типа ТШЛК-10 У3.

Таблица 8.3.8. Параметры ТТ, встроенных в КРУ и стоящих на вводах обмоток НН ТСН и РТСН

Обозначение; Тип

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номиналь-ный ток

Варианты исполнения вторичных обмоток

Класс точности или обозначение вторичной обмотки

Номинальная нагрузка в классе

Электродинами-ческая стойкость

Термическая стойкость

Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты

первичный

вторичный

0,5

1

3

10Р

Кратность тока

Ток электродинамической стойкости

Кратность/допустимое время

Допустимый ток/допустимое время

кВ

кВ

А

А

Ом

Ом

Ом

Ом

кА

-/с

кА/с

ТШЛК-10 У3

10

12

2000

5

0,5 10Р

0,5 10Р

0,8

1,2

2,0

-

-

-

35/3

-

25

Проверяют ТТ по длительному режиму:

;

2000 А > 1233 А.

Проверяют ТТ по термической стойкости:

; (кА2·с);

(кА2·с);

33075 кА2·с > 112,0073 кА2·с.

Определяют допустимое время протекания токов к.з.:

(с).

Окончательно выбирают ТТ типа ТШЛК-10 У3.

Проверка трансформаторов тока, встроенных в вводы генераторов

Предварительно выбирают ТТ типа ТШВ-24 У3.

Таблица 8.3.9. Параметры ТТ, встроенных в вводы генераторов

Обозначение; Тип

Номинальное напряжение

Наибольшее рабочее напряжение

Номиналь-ный ток

Варианты исполнения вторичных обмоток

Класс точности или обозначение вторичной обмотки

Номинальная нагрузка в классе

Электродинами-ческая стойкость

Термическая стойкость

Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты

первичный

вторичный

0,5

1

3

10Р

Кратность тока

Ток электродинамической стойкости

Кратность/допустимое время

Допустимый ток/допустимое время

кВ

кВ

А

А

Ом

Ом

Ом

Ом

кА

-/с

кА/с

ТШВ-24 У3

24

-

24000

5

0,2 10Р

0,2 10Р

4,0

-

-

-

-

-

6/3

-

5

Проверяют ТТ по длительному режиму:

;

24000 А > 19300 А.

Проверяют ТТ по термической стойкости:

; (кА2·с);

(кА2·с);

62208 кА2·с > 3836,59 кА2·с.

Определяют допустимое время протекания токов к.з.:

(с).

Окончательно выбирают ТТ типа ТШВ-24 У3.

Выбор трансформатора тока нулевой последовательности в нейтрали турбогенератора (ТА1GN-TA3GN)

Согласно (2, рис. 8.3, с. 456) выбирают ТВГ-24-1-Р/Р/0,5-6000/5.

Выбор трансформатора для поперечной дифференциальной защиты турбогенератора (ТА1G-TA3G)

Согласно (2, рис. 8.3, с. 456) выбираем ТШЛО-20-Р-1500/5.

8.4 Выбор трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов напряжения производится по:

· напряжению Uуст Uном;

· току Iраб. Iном.

Проверку трансформаторов напряжения производим по:

· допустимой нагрузке вторичной обмотки трансформатора напряжения.

Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ-500 кВ.

Выбираем ТН типа НАМИ-500-УХЛ1по [11, табл. П 4.6, с. 211-213].

Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ-220 кВ.

Выбираем ТН типа НАМИ-220-УХЛ1по [11, табл. П 4.6, с. 211-213].

Выбор трансформаторов напряжения в цепях генераторов.

Выбираем ТН типа ЗОМ-1/20-63У2 по [11, табл. П 4.6, с. 211-213].

Выбор трансформаторов напряжения в нейтралях генераторов.

Выбираем ТН типа ЗОМ-1/20-63У2по [11, табл. П 4.6, с. 211-213].

Таблица 8.4.1. Параметры ТН.

	Класс напряжения	Номинальное напряжение обмотки	Номинальная мощность в классе точности	Максимальная мощность
		первичной	основной вторичной	дополнительной вторичной	0.2	0.5	1	3
	кВ	кВ	В	В	ВА	ВА	ВА	ВА	ВА
НАМИ-500-УХЛ1	500	500/	100	100	-	300	400	800	2000
НАМИ-220-УХЛ1	220	220/	100/	100	-	400	600	1200	2000
ЗОМ-1/20-63У2	20	20/	100/	127-100	-	-	-	-	75/850

8.5 Выбор ограничителей перенапряжения

Выбор ограничителей напряжения производят по номинальному напряжению сети, по (1, табл. 5.21, с. 366).

Выбор ОПН на стороне ВН блочных трансформаторов 500 кВ

Выбирают ОПН типа ОПН-500У1.

Таблица 8.5.1. Параметры ОПН, установленных на стороне ВН блочных трансформаторов

Обозначение; Тип	Номинальное напряжение	Наибольшее рабочее напряжение	Напряжение на ограничителе (действующее значение), допустимое в течение	Расчётный ток коммутационного перенапряжения (при волне 1,2/2,5 мс)	Остающееся напряжение при расчётном токе коммутационного перенапряжения (не более)
			20 мин	20 с	3,5 с	1 c	0,15 с
	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	А	кВ
ОПН-500У1	500	303	365	390	420	440	470	1200	750
Остающееся напряжение при импульсном токе с длительностью фронта волны 8 мкс и амплитудой	Пробивное напряжение искрового элемента (не менее)	Масса	Цена
3000 А	5000 А	7000 А	10000 А	15000 А	30000 А	при плавном подъёме напряжения с частотой 50 Гц	на косоугольной волне при предзарядном времени 800-1200 мкс
кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кг	т.р.
825	860	865	920	980	-	-	-	1700	11,7

Выбор ОПН на стороне ВН блочного трансформатора 220 кВ

Выбирают ОПН типа ОПН-220У1.



Таблица 8.5.2. Параметры ОПН, установленного на стороне ВН блочного трансформатора

Обозначение; Тип	Номинальное напряжение	Наибольшее рабочее напряжение	Напряжение на ограничителе (действующее значение), допустимое в течение	Расчётный ток коммутационного перенапряжения (при волне 1,2/2,5 мс)	Остающееся напряжение при расчётном токе коммутационного перенапряжения (не более)
			20 мин	20 с	3,5 с	1 c	0,15 с
	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	А	кВ
ОПН-220У1	220	146	175	190	200	210	225	420	360
Остающееся напряжение при импульсном токе с длительностью фронта волны 8 мкс и амплитудой	Пробивное напряжение искрового элемента (не менее)	Масса	Цена
3000 А	5000 А	7000 А	10000 А	15000 А	30000 А	при плавном подъёме напряжения с частотой 50 Гц	на косоугольной волне при предзарядном времени 800-1200 мкс
кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кг	т.р.
430	460	-	500	-	-	-	-	1300	6,0

Выбор ОПН на стороне НН блочных трансформаторов (2FV-1Т-3T)

Выбирают ОПН типа ОПН-20У1.

Выбор ОПН на стороне ВН резервного трансформатора собственных нужд (FV11)

Выбирают ОПН типа ОПН-20У1.

Остальные ОПН принимаются аналогичными, выбранным на данном напряжении.

8.6 Выбор токоведущих частей

Рис. 8.1. Главная схема электрических соединений станции (для выбора токоведущих частей)

Участок 1,2 (от генератора до блочного трансформатора)

кВ; кА; кА.

Выбираем комплектный токопровод ТЭКН-Е-20-20000-560 по (1, табл. 9.13, с. 539-540).

Таблица 8.7.1. Основные технические данные пофазно-экранированных токопроводов генераторного напряжения

Номинальное напряжение

Номинальный ток

Электродинамическая стойкость

Токоведущая шина ds

Кожух (экран) D

Междуфазное расстояние, А

Тип опорного изолятора

Шаг между изоляторами

Тип применяемого ТН

Тип встраиваемого ТТ

Предельная длина блока

Масса 1 м одной фазы

Цена 1 м одной фазы

кВ

кА

кА

мм

мм

мм

мм

м

кг

т.р.

20

20

560

65015

11607

1450

ОФР-24-750

3000

ЗОМ-1/20; ЗНОМ-20

ТШВ-24-24000/5

6,5

190

0,49

Участок 3,4 (от отпайки на СН до ТСН)

кВ; кА; кА.

Выбираем комплектный токопровод ТЭКН-Е-20-20000-560 по (2, табл. 9.13, с. 539-540).

См. табл. 8.7.1.

Участок 5 (от автотрансформатора до РТСН)

кВ; кА; кА.

Выбирают комплектный токопровод ТЭКН-Е-20-2000-560 по (2).

Таблица 8.7.2. Основные технические данные пофазно экранированных токопроводов генераторного напряжения

Номинальное напряжение

Номинальный ток

Электродинамическая стойкость

Токоведущая шина ds

Кожух (экран) D

Междуфазное расстояние, А

Тип опорного изолятора

Шаг между изоляторами

Тип применяемого ТН

Тип встраиваемого ТТ

Предельная длина блока

Масса 1 м одной фазы

Цена 1 м одной фазы

кВ

кА

кА

Мм

мм

мм

мм

м

кг

т.р.

20

2

560

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Участок 6,7,8 (от ТСН/РТСН до шин собственных нужд)

кВ; кА; кА.

Выбирают комплектный трёхфазный токопровод ТЗК-10-3200-125 с междуфазными перегородками по (1, табл. 9.14, с. 543-544).

Таблица 8.7.3. Основные технические данные комплектных токопроводов

Номинальное напряжение

Номинальный ток

Электродинамическая стойкость

Сечение токоведущих шин

Расположение шин

Междуфазное расстояние

Характеристика кожуха (форма и материал)

Габариты

Масса

Цена 1 м (трёх фаз)

Ш

В

Предельная длина блока

кВ

А

кА

Мм

мм

мм

мм

мм

мм

кг/м

т.р.

10

3200

125

150Ч80Ч15

По треугольнику

-

цилиндрическая Dн = 706 алюминий

706

710

5700

44

0,245

Участок 9 (от блочного трансформатора до ОРУ-500 кВ)

Выбор производим по экономической плотности тока. По [3, табл. 4.5, с. 233] определим jэк = 1 А/мм2 (для Тmax > 5000 ч).

кВ; А.

[мм²].

Согласно [1, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ЛЭП-500 кВ составляет 300 мм2.

По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем один провода в фазе марки АС-400/22.

· Проверка проводов на коронирование не требуется.

· Проверяем по допустимому току:

· Проверку на термическое действие тока не производим.

Окончательно принимаем один провод в фазе марки АС- 400/22.

Участок 10 (от блочного трансформатора до ОРУ-220 кВ)

Выбор производим по экономической плотности тока. По [3, табл. 4.5, с. 233] определим jэк = 1 А/мм2 (для Тmax > 5000 ч).

кВ; А.

[мм²].

Согласно [3, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ЛЭП-220 кВ составляет 240 мм2.

По [2, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем два провода в фазе марки АС-400/22. Проверка проводов на коронирование также не требуется.

· Проверяем по допустимому току:

Окончательно принимаем два провода в фазе марки АС- 400/22.

Участок 11 (от АТ до ОРУ-500 кВ)

Выбор производим по экономической плотности тока. По [3, табл. 4.5, с. 233] определим jэк = 1 А/мм2 (для Тmax > 5000 ч).

кВ; А.



[мм²].

Согласно [2, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-500 кВ составляет 300 мм2.

По [2, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем провод марки АС-300/66.

· Проверка проводов на коронирование не требуется.

· Проверяем по допустимому току:

Окончательно принимаем провод марки АС- 300/66.

Участок 12 (от АТ до ОРУ-220 кВ)

Выбор производим по экономической плотности тока. По [3, табл. 4.5, с. 233] определим jэк = 1 А/мм2 (для Тmax > 5000 ч).

кВ; А.

[мм2].

Согласно [2, табл. 1.18, с. 20] минимальное (по условиям коронирования) сечение для ВЛЭП-220 кВ составляет 240 мм2.

По [2, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем два провода в фазе марки АС-300/66.

· Проверка проводов на коронирование не требуется.

Проверяем по допустимому току:

Окончательно принимаем провод марки АС- 300/66.

Участок 13(шины ОРУ-500кВ).

Токоведущие части в ОРУ выбираем по току наиболее мощного присоединения. По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем провод марки АС- 400/22.

Участок 14(шины ОРУ-220кВ).

Токоведущие части в ОРУ выбираем по току наиболее мощного присоединения.По [1, табл. 7.35, с. 428-430] выбираем два провода в фазе марки АС- 400/22.

Таблица 8.7.4. Основные параметры и характеристики сталеалюминиевых проводов

Тип провода

Номинальное сечение

Расчётные данные проводов АС

Допустимый продолжительный ток

Сечение

Диаметр

Электрическое сопротивление 1 км провода постоянному току при 20 С

Разрывное усилие провода

Масса

провода

стального сердечника

АТ

АТП

1 км алюминиевой части

1 км стального сердечника

вне помещений

внутри помещений

мм2

мм2

мм

мм

Ом

Н

Н

кг

кг

А

А

АС-300/66

300/66

388.5/65.8

34.5

10.5

0.10226

123436

126270

796

517

680

585

АС-400/22

400/64

390/63.5

27.7

10.2

0.07528

125368

129183

1074

498

830

705



Раздел 9. Расчёт релейной защиты резервного трансформатора собственных нужд РАР

Задание на курсовой проект предусматривает разработку релейной защиты (РЗ) резервного (или рабочего) трансформатора собственных нужд (РТСН) с низшим напряжением 6 кВ.

Задание включает:

· расчёт защит РТСН;

· разработку принципиальной схемы релейной защиты РТСН;

· расчёт токов КЗ и (при необходимости) токов самозапуска для расчёта защит РТСН;

· выбор защит РТСН.

Исходные данные для расчёта

Обозначение элемента на рисунке	Тип	Обозначение параметров	Размерность	Значение параметров
С		ЕС	кВ	11
		SКЗ max	МВА	4500
		SКЗ min	МВА	2700
Т	ТРДН-25000/35	UIНОМ	кВ	11
		UIIНОМ	кВ	6
		U*	о. е.	0,12
		UКВНmax	%	11,46
		UКВНср	%	10,5
		UКВНmin	%	9,59
		SНОМ	МВА	25
		IIНОМ	кА	1.31
		IIIНОМ	кА	2.41
МI - Мn			кА	10,82



9.1 Расчет электрических величин для выбора уставок и оценки чувствительности защит трансформаторов сосбственных нужд

9.1.1 Расчёт токов короткого замыкания и токов самозапуска электродвигателей

Параметры схемы замещения подсчитываются в именованных величинах (сопротивления в Ом, ЭДС в кВ), приведённых к одной ступени напряжения (ВН или НН).

Расчёт токов кз производится для выбора уставок дифференциальной защиты (ДЗ).

При расчёте рассматриваются трёхфазное и двухфазное КЗ на стороне низшего напряжения (НН) и трансформатора собственных нужд (ТСН) .

Для расчёта токов КЗ по исходной схеме, составляется расчётная схема замещения прямой последовательности, см. рис. 4. При расчётах токов КЗ для цепей релейной защиты допускается не учитывать активное сопротивление элементов расчётной схемы ввиду их незначительной величины.

Расчёт сводится к определению токов для расчётной ступени напряжения, а истинные значения токов на другой ступени напряжения находятся обратным пересчётом в соответствии с коэффициентом трансформации трансформатора.

При отсутствии питания со стороны низшего напряжения трансформатора собственных нужд с расщепленной обмоткой низшего напряжения в схеме замещения целесообразно представить в виде двухлучевой звезды. В общем случае трансформатор с расщеплённой обмоткой низшего напряжения должен быть представлен в схеме замещения трёхлучевой звездой, но при отсутствии питания со стороны низшего напряжения может быть представлен и двухлучевой звездой.

В каталогах на трансформаторы собственных нужд с расщепленной обмоткой низшего напряжения приводится значение UК ВН , отнесённое к мощности расщепленной обмотки, равной Sном/2. С учётом этого значения ХТ в схеме замещения рис. 2 при максимальном и минимальном значениях регулируемого напряжения на стороне низшего напряжения трансформатора собственных нужд определяется по выражениям:

ЭДС системы (фазное значение), определяется по следующей формуле:

(кВ),

ЕС - эквивалентная ЭДС системы.

Сопротивление системы, определяется по следующим формулам:

(Ом);

(Ом),

SКЗ - мощность трехфазного КЗ на стороне ВН ТСН.

Сопротивление трансформатора, определяется по следующим формулам:

(Ом);

(Ом),

UКВНmax, UКВНmin - значения напряжения UКВН для максимального и минимального значений регулируемого напряжения;

UIНОМ - номинальное значение напряжения ТСН на стороне ВН;

SНОМ - номинальная мощность ТСН;

U* - пределы регулирования напряжения ТСН с РПН.

Коэффициент трансформации при максимальном и минимальном значениях регулируемого напряжения на стороне ВН, определяется по следующим формулам:

;

,

UIIНОМ - номинальное напряжение стороны НН ТСН;

КТ - коэффициент трансформации ТСН.

Сопротивление двигателя, определяется по следующим формулам:

ХДВ в режимах самозапуска, приведённое к стороне ВН, определяется приближенно, исходя из предположения что ответственные двигатели, принимающие участие в самозапуске, полностью заторможены.

Первичные токи для сторон ВН и НН трансформатора, соответствующие его номинальной мощности, определяются по следующим формулам:

Для секции резервного питания с некоторым запасом принимается:



(кА);

(Ом);

(Ом),

- номинальное напряжение двигателей;

- сумма пусковых токов ответственных двигателей, участвующих в самозапуске;

- коэффициент нагрузки;

- кратность пускового тока;

- номинальный ток ТСН для стороны НН.

Свернем схему замещения и определим суммарное сопротивление:

Параметры расчёта схемы замещения приведены в табл. 9.1.

Таблица 9.1

Обозначение элемента на рисунке	Обозначение элемента на схеме	Принятое значение	Размерность
С	ЕСФ	6,35	кВ
		0,055(0,081)	Ом
Т		1,39(0,72)	Ом
		2,05(1,61)	Ом
МI - Мn		1,35(0,83)	Ом
		1,471(0,775)	Ом
		1,451(0,83)	Ом

9.2 Расчёт токов самозапусков электродвигателей

Расчёт тока и остаточного напряжения на шинах НН при самозапуске производится для выбора тока параметров срабатывания защиты.

Ток трёхфазного КЗ, определяется по следующим формулам:

Ток двухфазного КЗ, определяется по следующим формулам:

Ток самозапуска, определяется по следующим формулам:



Остаточное напряжения, определяется по следующей формуле

Параметры расчёта токов самозапуска электродвигателей приведены в табл. 9.2.

Таблица 9.2

Обозначение величины на рисунке	Точка и вид КЗ	Режим	Размерность	Принятое значение, приведённое к стороне
				ВН	НН
				8,19	13,19
				4,32	8,86
				3,75	7,69
	-			7,65	12,32
	-			3,825	6,16
	-			-	3,4
				67,97	-

Защиты генераторов, трансформаторов, шин

Таблица 9.3. Защиты генераторов

Название защиты	Описание защиты
Продольная дифференциальная защита	Предназначена для защиты от междуфазных КЗ в обмотке статора, на фазных и нулевых выводах и соединении генератора со сборными шинами или трансформатором связи. Имеет высокие характеристики по быстродействию и чувствительности. Широкое распространение получили две разновидности дифференциальных реле с насыщающимися трансформаторами тока: реле с улучшенной отстройкой от апериодической составляющей серии РНТ и реле с магнитным торможением серии ДЗТ. С использованием реле серии РНТ выполняются схемы ДЗ в трехфазном трехлинейном исполнении для генераторов мощность 60 - 100 МВт. Схемы с реле ДЗТ используются для защиты мощных генераторов, работающих в блоке с трансформаторами.
Защита от витковых замыканий в обмотке статора	Устанавливается на мощных генераторах, имеющих в обмотке статора две параллельные ветви (поперечная ДЗ). Обладает высоким быстродействием и чувствительностью к замыканиям, начиная с одного витка. Защита основана на сравнении токов трех фаз одной ветви с той же суммой другой ветви. Реле тока защиты подключено через фильтр токов основной частоты к трансформатору тока, установленному на перемычке между нулевыми точками двух параллельных ветвей статорной обмотки.
Защита от однофазных замыканий на землю в обмотке статора	Для использования защиты на фазных выводах генератора, работающего на сборные шины, устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности кабельного или шинного типа. Для защиты может использоваться реле РТЗ-50.
Защита от внешних симметричных КЗ	Отдельная защита от этих повреждений предусматривается на генераторах мощностью более 30 МВт. Она представляет собой максимальную токовую защиту с минимальным пуском по напряжению. Защита действует на отключение выключателя и на АГП. Для обеспечения селективности защита работает с выдержкой времени, выбираемой по ступенчатому принципу. Обычно это 3 - 5 с и более.
Токовая защита обратной последовательности	Длительно допустимые токи обратной последовательности для генераторов составляют 5 - 10% от номинального тока. Защита должна действовать на сигнал. При больших перегрузках защита отключает генератор от системы.
Защита от симметричной перегрузки обмотки статора	Такой тип защиты предусматривается на всех генераторах и выполняется с помощью токового реле, включенного на один из фазных токов трансформатора тока со стороны нулевых выводов, и действует на сигнал с выдержкой времени 6-9с.
Защита ротора от перегрузки током возбуждения	Для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмотки ротора возникает проблема выдержки длительной перегрузки по току ротора. Для этого на турбогенераторах мощностью 160 МВт и более применяется специальная защита типа РЗР-1М от перегрузки обмотки ротора, выполняемая с интегрально-зависимой характеристикой, реагирующая на ток ротора и действующая на сигнал и развозбуждение или отключение его от сети.

Таблица 9.4. Защиты трансформаторов

Название защиты	Описание защиты
Газовые защиты трансформатора и его устройства РПН	Используется как чувствительная защита от внутренних повреждений. Выполняется в виде устройства газового реле, сигнал которого принимается микропроцессорной защитой. Выполняется с возможностью перевода действия отключающего контакта на сигнал и сигнального элемента на отключение. В устройстве РПН предусматривается отдельное газовое реле, выполненное без возможности перевода действия отключающего контакта на сигнал.
Продольная дифференциальная токовая защита	Предназначена для защиты от всех видов замыканий на выводах и в обмотках, а также для частичной защиты от витковых замыканий всех обмоток. Подключается к трансформатору тока со всех сторон защищаемого трансформатора.
Максимальная токовая защита (МТЗ) с комбинированным пуском по напряжению или без него	Резервирует основные защиты и защиты присоединений, отходящих от секций НН. Устанавливается на стороне ВН защищаемого трансформатора и на стороне НН в цепи каждого ответвления к выключатель низшего напряжения трансформатора. Комбинированный пусковой орган (включает реле обратной последовательности и реле минимального напряжения) подключается к трансформатору напряжения со стороны НН. Данный орган можно не использовать, если на стороне НН отсутствуют крупные (как правило, синхронные) двигатели, т.е. нагрузка - обычная бытовая.

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
•  4 
•  5 

дипломная работа "Проектирование электрической части конденсационной электростанции мощностью 2000 МВт" скачать

Подобные документы

• Проектирование конденсационной электрической станции мощностью 1200 Мвт

  Выбор главной схемы электрических соединений тепловой конденсационной электростанции. Расчет установленной мощности электрооборудования. Выбор трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор напряжения, схема синхронных турбогенераторов.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 19.12.2014
  

• Электрическая часть конденсационной электростанции мощностью 900 МВт

  Характеристика электрической части конденсационной электростанции, мощность которой 900 МВт. Анализ основного электрооборудования, выбор схемы электроснабжения. Особенности релейной защиты, выбор генераторов, расчет токов короткого замыкания и напряжения.
  
  дипломная работа [1,9 M], добавлен 22.06.2012
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы конденсационной электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов блока и собственных нужд, автотрансформаторов связи и блока. Выбор схемы, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов для генераторов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 11.12.2013
  

• Выбор основного тепломеханического оборудования и расчет тепловой схемы электростанции

  Параметры газовой турбины ALSTOM GT-13E2, котла-утилизатора и паротурбинной установки. Выбор основного электрооборудования и варианта выдачи мощности электростанцией. Расчет токов короткого замыкания, выключателей и разъединителей. Монтаж гибкой ошиновки.
  
  дипломная работа [4,3 M], добавлен 15.03.2012
  

• Проектирование принципиальной схемы конденсационной электростанции и выбор электрооборудования

  Разработка главной электрической схемы КЭС. Расчет тока однофазного и трехфазного короткого замыкания и ударных токов. Выбор выключателей для генераторной цепи, шин, разъединителей, токопроводов. Выбор электрических схем РУ повышенных напряжений.
  
  курсовая работа [6,6 M], добавлен 10.10.2012
  

• Проектирование электрической части конденсационной электрической станции

  Выбор генераторов, блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, сечения отходящих линий, токопроводов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 12.02.2013
  

• Технический проект ТЭЦ мощностью 90 МВт

  Выбор числа и мощности генераторов, трансформаторов электростанции. Выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор выключателей и разъединителей, трансформаторов тока и напряжения. Обеспечение собственных нужд ТЭЦ.
  
  курсовая работа [199,0 K], добавлен 19.11.2010
  

• Проектирование электрической части электростанции

  Разработка проекта и расчет электрической части тепловой пылеугольной электростанции. Выбор схемы ТЭЦ, коммутационных аппаратов, измерительных и силовых и трансформаторов. Определение целесообразного способа ограничения токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 18.06.2012
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы станции и блочных трансформаторов. Описание схемы электрических соединений и расчет токов короткого замыкания. Выбор комплектного токопровода, электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в заданных цепях.
  
  курсовая работа [414,2 K], добавлен 23.03.2014
  

• Проектирование электрической части станции типа ТЭЦ

  Разработка структурной схемой теплофикационной электростанции. Построение графиков протекания мощностей. Проведение расчета токов короткого замыкания; выбор реакторов, выключателей, разъединителей, трансформаторов, разрядников и предохранителей.
  
  курсовая работа [189,0 K], добавлен 21.12.2011
  

Другие документы, подобные "Проектирование электрической части конденсационной электростанции мощностью 2000 МВт"

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