Реферат Проект по разработке электрической схемы ТЭЦ

Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 11.11.2024

1.

2.

Разработка электрической схемы ТЭЦ

2.1
Определение расчетной мощности для выбора трансформаторов

связи с системой

Так как мы имеем удаленного потребителя и генератор, который присоединен через трансформатор к РУ высокого напряжения с системой, то нам необходимо использовать структурную схему, общий вид которой приведен на рисунке 1.1

Рисунок 1.1 Структурная схема ТЭЦ
Структурная схема рисунка 1.1 соответствует ТЭЦ, имеющей удаленного потребителя P₁ (ремонтно-механическое предприятие), которого невозможно запитать с шин генераторного напряжения ввиду недостаточного уровня напряжения и нерационально запитывать с шин высокого напряжения, по которому осуществляется связь ТЭЦ с системой. Уровень напряжения удаленного потребителя определен по таблице 1.3 [1]:

Так как P₁=80МВт, а ℓ₂=50км, то из таблицы 1.3 уровень напряжения будет равен 110кВ и запитан P₁с шин среднего напряжениявоздушными линиями электропередач.

С шин генераторного напряжения производится отбор мощности на удовлетворения потребности в электрической энергии промышленному потребителю P₂(тяжелое машиностроение), осветительная нагрузка Р_осв, бытовая нагрузка Р_быт и собственные нужды самой станции Р_сн.

По степени ответственности электроснабжения потребители относятся к I и II категориям.

Предполагается, что все перечисленные потребители находятся в пределах оптимальных расстояний от станции и уровень напряжения на шинах генераторного напряжения 10,4кВ является достаточным для рациональной передачи мощности к перечисленным потребителям. Тогда при заполнении таблицы 1, соответствующей данному варианту структурной схемы, колонки 5, 6, 7 заполняются с учетом изменения мощности потребителей в течение суток в соответствии с графиками из приложения 1 [1, рисунки П.1.1, П.1.2, П.1.12]. В исходных данных задания на курсовой проект приведены значения активной мощности, соответствующей 100% мощности потребления из графика.

Потребление мощности на технологические нужды станции Р_сн для ТЭЦ составляет приблизительно 10% от установленной мощности генераторов и предполагает работу ТЭЦ на твердом топливе (графа 8 таблица 1.1). В аварийном режиме считается останов одного генератора станции большей мощности в зимний период (графа 3 таблица 1). Потребление на собственные нужды станции в этом случае уменьшаться, и это отражается в графе 9 таблицы 1.1. В течении суток потребление на собственные нужды считаются неизменными.

В графе 2 заносится полная установленная мощность генераторов, рассчитывается по формуле 1.1, МВА:

                                ,                                                            (1.1)

где - активная мощность генератора, МВт;

       - коэффициент мощности генератора;

       - количество генераторов, работающих на шины, с которых отбирается мощность потребителей.

В графе 10 таблицы 1.1 заносится суммарная активная мощность потребителей получающих мощность с шин генератора в зимний период и рассчитывается по формуле 1.2, МВт:

                                                                                           (1.2)

В графе 11 таблицы 1.1 рассчитываются полная мощность потребителей получающих мощность с шин генератора в зимний период по формуле 1.3, МВА, где для осветительной нагрузки принимается, что :

                                                                                      (1.3)

В графе 16 таблицы 1.1 рассчитывается значение полной мощности, передаваемой через трансформаторы связи в систему по формуле 1.4, МВА:

                                                                                              (1.4)

         Графы 12, 13 таблицы 1.1 летнего периода определяются аналогично, что за зимний период, по приложению 1 [1, рисунки П.1.1, П.1.2].

         Графа 17 таблицы 1.1 определяется также, как и за зимний период по формуле 1.4.

         Аварийный режим нагрузки трансформаторов связи характеризуется меньшим потоком мощности в систему за счет остановки одного из генераторов и должен учитывать меньшее потребление мощности на технологические нужды самой станции.

         В графе 18 таблицы 1.1 определяется по формуле 1.5 полная мощность, протекаемая через трансформаторы связи в систему в аварийном режиме, то есть при останове одного генератора, МВА:

                                                  ,                                                          (1.5)

где - полная мощность вырабатываемая генераторами при останове одного из них, МВА;

        - полная мощность при останове одного из генераторов предаваемая потребителям присоединенным к шинам генераторного напряжения, МВА.

Таблица 1.1
Расчетные данные для выбора трансформаторов связи

Время	Sген	Sген.ав	Зимние сутки								Летние сутки				Нагр. тр-ов связи с системой			Sав
			Потребители энергии						Сумм. Нагрузка		Поребители		Сумм. Нагрузка		Нагр. тр-ов связи с системой
			Р1	Р2	Росв	Рбыт	Рсн, н.р.	Рсн, ав.р.	Р3	S3	Р'осв	Р'быт	Рл	Sл	Sзим	Sлетн	Sав
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
0-1	137,5	68,75	-	50	4	1	13,75	6,875	68,75	84,94	6	2	71,75	88,19	52,56	49,31	-7,59	76,34
1-2	137,5	68,75		45	4	1	13,75	6,875	63,75	78,69	6	2	66,75	81,94	58,81	55,56	-1,34	70,09
2-3	137,5	68,75		49	4	1	13,75	6,875	67,75	83,69	2	1,5	66,25	82,31	53,81	55,19	-6,34	75,09
3-4	137,5	68,75		37	4	1	13,75	6,875	55,75	68,69	2	1,5	54,25	67,31	68,81	70,19	8,66	60,09
4-5	137,5	68,75		24	4	1	13,75	6,875	42,75	52,44	1	1,5	40,25	50,06	85,06	87,44	24,91	43,84
5-6	137,5	68,75		24	4	1	13,75	6,875	42,75	52,44	1	1,5	40,25	50,06	85,06	87,44	24,91	43,84
6-7	137,5	68,75		34	10	4	13,75	6,875	61,75	74,69	1	8	56,75	70,69	62,81	66,81	2,66	66,09
7-8	137,5	68,75		37	10	4	13,75	6,875	64,75	78,44	1	8	59,75	74,44	59,06	63,06	-1,09	69,84
8-9	137,5	68,75		39	10	8	13,75	6,875	70,75	85,94	1	10,5	64,25	80,06	51,56	57,44	-8,59	77,34
9-10	137,5	68,75		35	10	8	13,75	6,875	66,75	80,94	1	10,5	60,25	75,06	56,56	62,44	-3,59	72,34
10-11	137,5	68,75		37	2	10	13,75	6,875	62,75	77,94	1	10,5	62,25	77,56	59,56	59,94	-0,59	69,34
11-12	137,5	68,75		32	2	10	13,75	6,875	57,75	71,69	1	6	52,75	65,69	65,81	71,81	5,66	63,09
12-13	137,5	68,75		28	2	8	13,75	6,875	51,25	63,56	1	6	48,25	60,06	73,94	77,44	13,78	54,97
13-14	137,5	68,75		26	2	8	13,75	6,875	49,75	61,69	1	6	46,75	58,19	75,81	79,31	15,66	53,09
14-15	137,5	68,75		34	2	6	13,75	6,875	55,75	69,19	1	4	52,75	65,69	68,31	71,81	8,16	60,59
15-16	137,5	68,75		38	2	6	13,75	6,875	59,75	74,19	1	4	56,75	70,69	63,31	66,81	3,16	65,59
16-17	137,5	68,75		39	20	6	13,75	6,875	78,75	93,44	1	4	57,75	71,94	44,06	65,56	-16,09	84,84
17-18	137,5	68,75		37	20	6	13,75	6,875	76,75	90,94	1	4	55,75	69,44	46,56	68,06	-13,59	82,34
18-19	137,5	68,75		35	20	7	13,75	6,875	75,75	89,69	1	7	56,75	70,69	47,81	66,81	-12,34	81,09
19-20	137,5	68,75		33	20	7	13,75	6,875	73,75	87,19	1	7	54,75	68,19	50,31	69,31	-9,84	78,59
20-21	137,5	68,75		30	14	4	13,75	6,875	61,75	73,69	10	9	62,75	75,94	63,81	61,56	3,66	65,09
21-22	137,5	68,75		32	14	2	13,75	6,875	61,75	73,69	10	9	64,75	78,44	63,81	59,06	3,66	65,09
22-23	137,5	68,75		34	12	2	13,75	6,875	61,75	74,19	10	6	63,75	77,19	63,31	60,31	3,16	65,59
23-24	137,5	68,75		50	6	1	13,75	6,875	70,75	86,94	6	2,5	72,25	88,81	50,56	48,69	-9,59	78,34

1.2 Графики нагрузки трансформаторов

Заполнив в таблице 1.1 колонки 16, 17, 18 по значениям имеющейся в течении суток полной мощности в этих колонках, строятся графики нагрузки трансформаторов связи за зимние и летние сутки, а так же за зимние сутки в аварийном режиме (рисунок 1.2, 1.3, 1.4).

Рисунок 1.2 График нагрузки трансформаторов связи за летние сутки

Рисунок 1.3 График нагрузки трансформаторов связи за зимние сутки

Рисунок 1.4 График нагрузки трансформаторов связи в аварийном режиме
По колонкам 16, 17, 18 в таблице 1.1 определяются максимумы нагрузки трансформаторов, соответствующие режиму работы в зимний, летний и аварийный (зимний) периоды. Из трех максимумов нагрузки за расчетный S_расч принимается наибольший, в данном случае:

                                                     S_расч=87,44МВА.

Имея графики нагрузки за летние и зимние сутки, строится для трансформаторов связи годовой график по продолжительности (рисунок 1.5).

Климатический район – Восточная Сибирь с продолжительностью работы по зимнему графику в 210 суток и по летнему графику 155 суток в год.

Из годового графика по продолжительности определяется условное время максимальных потерь по формуле 1.6:

                          t6336,37ч,                                (1.6)

где Т₁ – время продолжительности мощности S₁,час;

Т₂ – время продолжительности мощности S₂,час;

       Т₃ – время продолжительности мощности S₃,час;

      Т_n – время продолжительности n^оймощности S_n,час;

      S₁, S₂, S₃, ….S_n- мощности нагрузки трансформатора связи, начиная с наибольшей по мере убывания на годовом графике по продолжительности, МВА.

Анализируя данные колонок 16, 17 и 18 принимается, что расчетным режимом является режим летних нагрузок, так как в нем имеется максимальная S = 87,44МВА). Аналогично и расчетным графиком является график нагрузки трансформаторов связи с системой в летнем режиме.

Рисунок 1.5 Годовой график по продолжительности для трансформаторов связи

1.3 Определение коэффициента нагрузки и выбор

трансформаторов связи

Выбирая трансформаторы связи с системой, необходимо учитывать требования надежности станции с системой электроснабжения потребителей. Трансформаторы связи должны обеспечивать надежную работу станции, как в нормальном, так и в режиме отключения одного из трансформаторов для планово-предупредительного ремонта и в аварийном режиме. Обычно для связи с системой устанавливают несколько трансформаторов. Один трансформатор устанавливается редко и только в том случае, если ТЭЦ в систему отдает мощность одного генератора станции. Предпочтительным будет вариант с двумя трансформаторами связи. При разработке вариантов схемы ТЭЦ желательно сравнивать один вариант с двумя трансформаторами и с числом, не превышающим число секций сборных шин генераторного напряжения.

Так как коэффициент заполнения расчетного графика (летний период (рисунок 1.2) К_з=0,72≤0,75, то мощность каждого трансформатора связи следует выбирать с учетом возможной аварийной перегрузки на 40% (К_д.п.=1,4).

Расчетная мощность трансформаторов определяется по формуле 1.7, МВА:

                                        ,                                                           (1.7)

где N – принятое число трансформаторов связи;

         Для технико-экономического сравнения вариантов, принимается N=2 и N=3.

Тогда при N=2:

                              .
Таблица 1.2

Тип и мощность, МВА

Напряжение обмоток,

кВ

Потери, кВт

Uкз %

Iхх, %

Цена, тысяч руб

ВН

СН

НН

Рхх

Ркз

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

АТДЦТ-63

230

121

200

160

140

0,5

107

При N=3:

.

Таблица 1.3

Тип и мощность, МВА

Напряжение обмоток,

кВ

Потери, кВт

Uкз %

Iхх, %

Цена, тысяч руб

ВН

СН

НН

Рхх

Ркз

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

АТДЦТ-32

230

121

145

116

102

0,6

1.4 Выбор схем распределительных устройств ТЭЦ
На генераторном напряжении ТЭЦ принимается схема с двумя системами сборных шин, одна из которых секционирована (рисунок 1.6).

Для ограничения токов короткого замыкания в данном случае используются секционные и линейные реакторы.

Рисунок 1.6 Схема с одной системой шин, секционированной выключателем
На напряжение РУ-220кВ и РУ-110кВ ТЭЦ применяется схема с двумя несекционированными системами сборных шин (рисунок 1.7).

Рисунок 1.7 Схема с двумя несекционированными системами сборных шин
1.5 Выбор реакторов, трансформаторов собственных нужд, их типов
1.5.1 Выбор реакторов
Для ограничения токов короткого замыкания в схеме ТЭЦ предусматриваются секционные и групповые реакторы. Секционные реакторы на рабочей системе сборных шин выбираются на токи, равные 60-70% тока генератора наибольшей мощности, работающего в распредустройстве данного уровня напряжения. Сопротивление секционного реактора принимается в пределах 8-12% исходя из условия минимальных перетоков мощности между секциями.

Ток секционного реактора:

(1.8)

Таблица 1.4

Ток эл.дин. стойкости, кА	Тип реактора	Номин. напряжение, кВ	Номин. ток, А	Индуктивное сопротивление Хн, Ом	Цена за фазу, руб.
97, 65	РБДГ-10-2500-0,25	10	2500	0,25	1540

В качестве групповых реакторов на отходящих линиях генераторного напряжения рекомендуется применять сдвоенные реакторы с сопротивлением Х_р=4-6%.

Токовая нагрузка плеча реактора зависит от того, сколько линий и какую токовую нагрузку планируется передавать через плечо реактора. При этом загрузка плеч должна быть одинаковой.

Общая нагрузка на групповые реакторы составляет:

                                           Р_расч =Р_з_max- Р_сн,                                                  (1.9)

где Р_з_max– максимальная нагрузка за зимние сутки, МВт;

     Р_сн – нагрузка приходящаяся на СН в нормальном режиме, МВт.

                                 Р_расч= 78,75-6,88=71,87МВт

Определяется общее количество линий, отходящих от групповых реакторов:

                                                                                                       (1.10)

где Р_перед – передаваемая мощность по одной кабельной линии, МВт.



Исходя из расчёта, принимается количество кабельных линий равное 16. Линии распределяются по секциям так, чтобы свести переток мощности по ячейкам-реакторам к минимуму. На плечо реактора должно приходиться не более 5 линий.

Ток линий:

                                       ,                                            (1.11)

где N – число линий на один реактор;

      U_ген – напряжение на шинах, кВ;

      Р_расч – передаваемая мощность по одной кабельной линии, МВт.



         Ток плеча реактора:

                                            I_пл = n/4×I_лин (1.12)

                                       I_пл=4×0,29 = 1,16кА

Из расчетов по каталогу определяется следующий тип групповых реакторов (таблица 1.5).
Таблица 1.5

Тип реактора	Номин. напряжение, кВ	Номин. ток, А	Индуктивное сопротивление Хн, Ом		Ток эл.дин. стойкости, кА	Ном. коэф. связи	Цена за фазу, руб.
			Одной ветви	При встр. токах
РБСДГ-10-2х1600-0,25	10	1600	0,25	0,119	49	0,52	1920

1.5.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
В данном курсовом проекте считается потребление на собственные нужды станции постоянным и составляющим 10% от установленной мощности генераторов.

Напряжениями собственных нужд при генераторном напряжении 10,5кВ являются 6,3 кВ (1 ступень) и 0,4/0,23 кВ (2 ступень). Первая ступень собственных нужд запитывается с шин генераторного напряжения через токоограничивающие реакторы Х_р=4-6%, I_р=0,1I_ген. Число секций собственных нужд первой ступени равно числу генераторов станции.

Точное определение полной мощности трансформатора собственных нужд, МВА:

                                                                                (1.13)



Мощность трансформаторов собственных нужд второй ступени не превышает 2% мощности генератора, и для питания секций собственных нужд второй ступени устанавливаем трансформаторы ТМ-1000 на каждую.

        Производим выбор резервных трансформаторов. Резервные трансформаторы обычно присоединяются к обмоткам низшего напряжения   трансформаторов связи, либо к шинам среднего напряжения, если они имеют надёжную связь с системой, а при отсутствии таковых к шинам высшего напряжения. Присоединим резервный трансформатор к шинам высокого напряжения (высшее напряжение трансформаторов связи). Т.к. в схеме ТЭЦ число блоков меньше шести и мощность блока меньше 150 МВт, то для резервирования достаточно одного трансформатора.

Таблица 1.6

Cтупень регули- рования	Тип, мощ- ность МВА	Напряж. обмотки кВ			Потери, кВт					U_кз, %			I_хх,%	Завод- ская стои- мость, т.руб. (1975г)
		Напряж. обмотки кВ			Р_хх		Р_кз			U_кз, %
		ВН	СН	НН	А	Б	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
1-я ступень	ТМНС-10	10,5	-	6,3	12,3	14,3	-	85,0	-	-	14,0	-	0,8	18,0
2-я ступень	ТМ-1	10		0,4	2,1	2,4		11,6			5,5		1,4	2,35
резерв	ТРДН-32	230		11	43	53		167			12,0		0,9	85

1.5.3 Выбор генераторов ТЭЦ
Выбор генераторов сводится к определению его марки по каталогу с тем, чтобы можно было заранее установить параметры генератора, входящие в расчётную схему замещения при расчёте токов короткого замыкания. Тип генератора по заданной его активной мощности выбираем из таблице 8 [1].
Таблица 1.7

Тип турбогенератора	n_ном _об/мин	S_н, МВА	Р_н, МВт	U_н, кВ	cos φ_н	I_н, кА	Х^”_d отн.ед.	Х₂ отн.ед.	Т_а⁽³⁾ с
ТВФ-55-2Т	3000	68,75	55	11,5	0,8	3,462	0,1230	0,15	0,25

1.6 Технико-экономическое сравнение вариантов
При выборе трансформаторов связи с системой намечены 2 варианта схемы ТЭЦ при двух и при трех автотрансформаторах, которые показаны на рисунке 1.6.

При сравнении вариантов необходимо учесть:

1.     простоту и наглядность схем;

2.     удобство эксплуатации;

3.     надёжность работы;

4.     экономическую целесообразность вариантов схемы.

С целью упрощения основное внимание следует обратить на четвёртый пункт и сравнивать варианты только по расчётным затратам. Выбор оптимального варианта должен быть основан экономически, путём сопоставления размеров капитальных вложений К (тыс.руб.) и годовых эксплуатационных издержек И (тыс.руб.).

Экономическую целесообразность схемы определяют минимальными затратами:

                                       ,                                       (1.14)

где К- капиталовложения на сооружение схемы станции, тыс.руб.;

     - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0.12;

     И- годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб.;

      У- ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб. Применяется для упрощения У=0.

Годовые эксплуатационные издержки по отличающимся в вариантных элементам схем принято определять по выражению:

                                           ,                                             (1.15)

где - отчисления на амортизацию и обслуживание, % (по рекомендациям [3], принимается 8%);

      - годовые потери в электроустановке, кВт*ч;

       +n , (1.16)

где - номинальные потери мощности в стали (кВт), берутся из паспортных данных;

        - потери активной мощности в обмотках ВН, СН и НН:

                                  ;                                    (1.17)

                                  ;                                    (1.18)

                                  ;                                    (1.19)

        - коэффициенты загрузки обмоток ВН, СН и НН

                                                  ,                                             (1.20)

где - определяются из суточных графиков нагрузки трансформаторов связи, МВА;

      - номинальная мощность трансформатора, МВА;

        =t - условное время максимальных потерь, час;

        =8760час;

        n - число трансформаторов.

       - средняя себестоимость энергии, руб./кВт*ч, принимается 0,01 руб./кВт*ч.

В автотрансформаторах, когда в каталогах даются значения и отнесенными к типовой мощности автотрансформатора, для приведения этих потерь к номинальной мощности их необходимо разделить на ( - коэффициент выгодности автотрансформатора):

                                                      ,                                             (1.21)

где - коэффициент трансформации автотрансформатора.

         1 вариант (при двух автотрансформаторах):

                                  ;

                                  ;

                                  ;

                                                   ;

                                                    ;

                                                   ;

         +2=

                                                 =1093002кВт*ч

2 вариант (при трех автотрансформаторах):

                                  ;

                                  ;

                                  ;

                                                   ;

                                                    ;

                                                   ;

         +3=

                                                 =1094247кВт*ч

Определение капиталовложения:

                             ,               (1.22)

где N- количество единиц;

       - стоимость выключателя на высоком напряжении, тыс.руб.;

      - стоимость трансформатора, тыс.руб.;

     - стоимость выключателя на генераторном напряжении, тыс.руб.;

     - стоимость ячейки генераторного напряжения «выключатель + реактор», тыс.руб.;

Таблица 1.8
Капитальные вложения на сооружение подстанции

№	Наименование сравниваемой схемы	Расчетная стоимость	1 вариант		2 вариант
№	Наименование сравниваемой схемы	Расчетная стоимость	Кол-во	Сумма тыс.руб.	Кол-во	Сумма тыс.руб.
1	Автотрансформатор	107	2	214	-	-
2	Автотрансформатор	82	-	-	3	246
3	Ячейки высокого напряжения	97	6	582	7	679
4	Ячейки среднего напряжения	42	5	210	6	252
5	Ячейки генераторного напряжения а) с выключателями и с двумя СШ б) секционный выключатель с реактором	17 29	4 1	68 29	5 2	85 58
ИТОГО:				1103		1320

Следовательно:

1 вариант:

                             ;



2 вариант:





Таблица 1.9

Приведенные затраты на сооружение подстанции (руб.)

№	Составляющие приведенных затрат	1 вариант	2 вариант
1	Отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание	67730,02	82782,47
2	Стоимость потерь электроэнергии	1093002	1094247
3	Капитальные вложения	1103000	1320000
4	Приведенные затраты	231530,02	274942,47

Вывод: Сравнивая два варианта (с двумя и тремя автотрансформаторами) получилось, что 1 вариант удовлетворяет предъявленным выше критериям по приведенным затратам (дешевле 2 варианта на 8%). Таким образом, дальнейшие расчеты производятся для варианта с двумя автотрансформаторами.

2. Расчёт токов короткого замыкания, выбор аппаратов и токоведущих частей   схемы ТЭЦ

2.1 Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания (КЗ) является важнейшим этапом проектирования любого электротехнического сооружения, так как на основании его результатов производится проверка выбранного оборудования, токоведущих частей электроустановки и расчёт установок релейных защит.

Токи КЗ в высоковольтных цепях переменного тока рассчитывается по относительным сопротивлениям элементов цепи до точки КЗ Х*, которые определяют при единой базисной мощности   , базисном напряжении , равному среднему напряжению ступени, и базисном токе .

Целесообразно соблюдать такую последовательность расчёта токов КЗ:

1.     составление расчётной схемы;

2.     определение относительных сопротивлений элементов схемы;

3.     составление эквивалентных схем замещения и преобразования;

4.     определение суммарного сопротивления до характерных точек КЗ;

5.     расчёт токов КЗ для указанных точек.

Расчётную схему составляют по известной схеме первичного электроснабжения и принятой однолинейной схеме проектируемой станции или подстанции. На расчётной схеме в однолинейном изображении указывают все источники питания и все элементы системы электроснабжения (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 Схема замещения

Определение относительных сопротивлений элементов схемы:

За единую мощность принимается МВА.

Так как надо рассчитать ручным счётом короткое замыкание в точке , то за базисное напряжение принимаем кВ, тогда базисный ток при базисном напряжении будет равен:

                                              ;                                                          (2.1)



Относительное сопротивление генератора, отн.ед.:

                                            ,                                                     (2.2)

где - сверхпроводное индуктивное сопротивление генератора, отн.ед.;

      - номинальная мощность генератора, МВА.

                                            отн.ед.

Относительное сопротивление автотрансформатора, отн.ед.:

                  ;                         (2.3)

                 ;                          (2.4)

                  ,                         (2.5)

где - номинальная мощность автотрансформатора, МВА;

      , , - напряжение КЗ для каждой пары обмоток автотрансформатора, %.

                              отн.ед.;

                              отн.ед.→0;

                              отн.ед.

Относительное сопротивление резервного двухобмоточного трансформатора, отн.ед.:

                                ;                                                  (2.6)

где - номинальная мощность автотрансформатора, МВА;

      - напряжение КЗ трансформатора, %.

                                  отн.ед.

Относительное сопротивление линии, отн.ед.:

                                             ,                                              (2.7)

где - удельное сопротивление воздушной линии, отн.ед.;

       L – длина линии, км;

      - напряжение на линии, кВ.

                                         отн.ед.

Относительное сопротивление секционного реактора, отн.ед.:

                                                 ,                                             (2.8)

где - удельное сопротивление секционного реактора, отн.ед.;

     - напряжение на реакторе, генераторное напряжение, кВ.

                                  отн.ед.

Относительное сопротивление группового реактора, отн.ед.:

                                 отн.ед.

Заменяя элементы расчётной схемы относительными сопротивлениями, вычисленными для случая трёхфазного КЗ при базисных условиях, составляется эквивалентная схема замещения.

Расчёт токов короткого замыкания производится методом суперпозиции (наложения). Метод предполагает расчёт тока КЗ от каждого источника до точки КЗ в отдельности. После нахождения токов короткого замыкания от каждого источника, токи складываются и получаем искомый ток КЗ.

1.Определение тока КЗ от системы до точки К1:

Суммарное сопротивление для данной цепи будет равно:

                         отн.ед.

Периодический ток от системы равен, кА:

                                                   ;                                                   (2.9)



Ударный ток, кА:

                                                   ,                                           (2.10)

где Ку – ударный коэффициент, который определяется по месту КЗ и                             равен в данном случае 1,8;

                                     кА

         2. Определение тока КЗ от первого генератора до точки К1.

Определение суммарного сопротивления:

                        отн.ед.;

                          отн.ед.;

                        отн.ед.;

                        отн.ед.;

                          отн.ед.;

Периодический ток, кА:



Ударный ток, кА:

                                     кА

3. Определение тока КЗ от второго генератора до точки К1.

Периодический ток, кА:



Ударный ток, кА:

                                         кА
Полная периодическая составляющая тока:

                                                                                        (2.11)



Полный ударный ток:

                                                                                     (2.12)


Таблица 2.1
Результаты расчёта токов КЗ

	К1
, кА	5,62
, кА	14,3

2.2 Выбор аппаратов и токоведущих частей электроустановок

Электрические аппараты распределительных устройств должны надёжно работать как в нормальном режиме, так и при возможных отклонениях от него. При проектировании электрических установок все аппараты и токоведущие части выбирают по условиям длительности работы при нормальном режиме и проверяют по условиям работы при коротких замыканиях.

Все аппараты и токоведущие части подвергаются динамическому и теоретическому воздействию токов КЗ. За расчётное принимают трёхфазное КЗ.

Электродинамическая стойкость характеризуется максимально допустимым током аппарата i_max , который должен быть равен или больше расчётного ударного тока трёхфазного КЗ.

Проверка на термическую стойкость сводится к определению наибольшей температуры нагрева их токами КЗ, для чего необходимо знать расчётное время действия тока КЗ и время отключения КЗ t_ОТК. В эту величину входит время действия релейной защиты t_З и полное время отключения выключателей t_В: t_ОТК= t_З+t_В.

Значения t_Зи t_Вприведены в справочниках по выключателям и релейной защите. Чаще всего принимается t_В=0.08c как для быстродействующих выключателей и t_З=0,02с (t_ОТК= t_З+t_В=0,02+0,08=0,1с).

Для проверки на термическую стойкость нужно определить величину В_К теплового импульса короткого замыкания, характеризующего количество тепла, выделяющегося в аппарате и проводнике за время отключения.

Проводники и аппараты, выбранные для мощных присоединений по условиям длительного режима и динамической стойкости, имеют значительные запасы по термической стойкости. Поэтому величину теплового импульса В_К можно определить как:

                                                  Вк = I²по(t_ОТК+ Та),                                   (2.13)

где Iпо – периодический ток, кА;

      Та – постоянная времени, для РУ повышенного напряжения подстанции равна 0,05с.;

     t_ОТК – время отключения КЗ, с.

                                Вк = 5,62² ·(0,1+0,05) =4,74 кА²с.
2.2.1 Выбор высоковольтных выключателей
В соответствии с ГОСТ 687-70 для выбора выключателей необходимо иметь следующие токи КЗ: начальный периодический ток Iпо; ударный ток i_УД; периодический Iп и апериодический i_а, отключаемые к моменту размыкания дугогасительных контактов выключателя.

Расчётный ток отходящей линии приближенно может быть принят:

                                             ,                                                  (2.14)

где n – число отходящих линий;

      S_MAX – берётся из формы подсчёта суточных нагрузок, МВА.



Апериодический ток:

                                                                                             (2.15)

Таблица 2.2
Условия выбора выключателей

Расчётные величины	Каталожные данные выключателя типа ВГУ-220	Условия выбора
U_УСТ = 220кВ	U_H = 220кB
I_РАСЧ= 230А	I_HOM = 3150A
I_П0 = 5,62кА	I_ПР.С. = 50кA
i_УД = 14,3кА	i_ПР.С. = 150кА
I_П0 = 5,62кА	I_ОТКЛ.Н. = 45кА
9,03кА	0,4
В_К = 4,74кА²с	I_ТН²·t_ТН=50²·0,027= =67,5 кА²·с

По результатам условия выбора выключателей принимаем элегазовый выключатель типа ВГУ-220.
2.2.2 Выбор разъединителей



Разъединители выбирают по длительному номинальному току и номинальному напряжению, проверяют на термическую и динамическую устойчивости. Расчётные величины те же, что и для выключателей.
Таблица 2.3
Условия выбора разъединителей

Расчётные величины	Каталожные данные разъединителя типа РНД-220/1000 У1	Условия выбора
U_УСТ = 220кВ	U_H = 220кB
I_РАСЧ= 230А	I_HOM = 1000A
I_П0 = 5,62кА	I_ПР.С. = 40кA
i_УД = 14,3кА	i_ПР.С. = 100кА
В_К = 4,74кА²с	кА²с

По результатам условия выбора разъединителей принимается разъединитель типа РНД-220/1000 У1.

2.2.3 Выбор сечения воздушных линий связи с системой



Сечение ВЛ по экономической плотности тока j_ЭК выбирается по формуле:

                                                     ,                                              (2.16)

где j_ЭК=1,0А/мм² - экономическая плотность тока, выбранная из таблицы 2,6 [1] при использовании голых алюминиевых проводов и продолжительностью использования в течении года наибольшей нагрузки Т_max свыше 5000 часов для сибирского региона страны.

     - максимальный ток воздушной линии

                                                     ,                                         (2.17)

где - расчетная мощность, МВА;

         n – количество линий.

                                            ;



         Сечение воздушных линий связи с системой промаются равными 185 мм² типа АС – сталеалюминевый провод.

         Сечение ошиновки ОРУ-220кВ тоже, что сечение воздушных линий связи с системой.
2.2.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения



Режим работы генераторов ТЭЦ, а также режим нагрузки оборудования распределительных устройств контролируется с помощью измерительных приборов и релейных устройств датчиков сигнализации, срабатывающих при отклонении параметров контролируемых величин от заданных значений и действующих на соответствующую сигнализацию.

Для питания измерительных приборов устанавливают трансформаторы тока ТТ и трансформаторы напряжения ТН.

ТТ для питания измерительных приборов выбирают по номинальному первичному и вторичному токам, по классу точности и проверяют на термическую и динамическую устойчивость.

Таблица 2.4
Условия выбора трансформаторов тока

Расчётные величины	Каталожные данные ТТ типа ТБМО-220 УХЛ1	Условия выбора
U_УСТ = 220кВ	U_H = 220кB
I_РАСЧ= 230А	I_дл.н. = 320A
S₂=20B·A	S_2H=20B·A
i_УД = 14,3кА	К_дни=---
В_К = 4,74кА²с	К_1С=---

По результатам условия выбора трансформатора тока принимается ТТ типа ТБМО-220 УХЛ1.

Класс точности ТТ по ПУЭ для присоединения счетчиков выбираем равным 0,5. Работа ТТ в заданном классе точности обеспечивается, если номинальная нагрузка вторичной цепи S₂_H больше или равна расчётной S₂:

                                   ,                                     (2.18)

где Z_{приб .}- сумма сопротивлений последовательно включенных обмоток приборов;

      R_пров.- сопротивление соединенных проводов;

      R_конт.=0,1- сопротивление контактов, если имеется более трех приборов.

Для подсчета S₂ используется следующая форма записи:
Таблица 2.5
Подсчет нагрузки трансформатора тока

Наименование прибора	Тип прибора	Нагрузка трансформатора тока, ВА
Наименование прибора	Тип прибора	Фаза А	Фаза Б	Фаза С
Амперметр	Э – 335	0,5	-	0,5
Ваттметр	Д – 335	0,5	-	0,5
Счётчик активной энергии	САЗ-И680	2,5	-	2,5
Счётчик реактивной энергии	И – 680М	2,5	-	2,5
ИТОГО:		6	-	6

Находится Z_приб.:

.

Зная вторичное сопротивление ТТ R_втор.=0,8 Ом, находится сопротивление соединительных проводов:

,

и определяется их минимальное сечение:

                                  ,

где l_расч – расчётная длина проводов (для цепи РУ-220кВ l_расч =100м=0,1 км);

      ρ=31,5 Ом·мм²/км – удельное сопротивление алюминия.

Нагрузка вторичной цепи:

                                    .

Соединительные провода для ТТ выбираются с номинальным сечением .
Таблица 2.6
Выбор трансформаторов напряжения

Расчётные величины	Каталожные данные ТН типа НАМИ-220	Условия выбора
U_УСТ = 220кВ	U_H = 220кB
S₂=35,7B·A	S_2H=400B·A

Для подсчёта S₂ при выборе ТН рекомендуется форма записи, приведённая в таблице 2.7.
Таблица 2.7
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Наименование прибора	Тип прибора	Число приборов	Мощность одной катушки, ВА	Число катушек	cosφ	sinφ	Общая потребляемая мощность
Наименование прибора	Тип прибора	Число приборов	Мощность одной катушки, ВА	Число катушек	cosφ	sinφ	Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э – 335	1	2	1	1	0	2	-
Счётчик активной энергии	И – 680	1	2	2	0,38	0,925	4	9,7
Счётчик реактивной энергии	И –680М	1	2	2	0,38	0,925	4	9,7
Ваттметр	Н-348	1	10	2	1	0	20	-
ИТОГО:							30	19,4

Расчетную мощность с учетом коэффициентов мощности приборов определяют по формуле:

Сечение проводов к ТН по алюминию равно 2,5 мм².

3. Расчет защитного заземления



Защитные заземления являются составной частью большинства электроустановок и служат для обеспечения необходимого уровня электробезопасности в зоне обслуживания электроустановки и за ее пределами, для отвода в землю импульсных токов с молниеотводов и разрядников, для стабилизации напряжения фаз электрических сетей относительно земли.

Для заземления электроустановок различных назначений и различных напряжений на станциях и подстанциях, как правило, применяется одно общее заземляющее устройство. Сопротивление заземляющего устройства, используемого для различных назначений и различных напряжений, должно удовлетворять требованиям к заземлению того оборудования, для которого необходимо наименьшее сопротивление заземляющего устройства. Исходя из этого можно утверждать, что для заземления электрической станции сопротивление контура не должно превышать 0,5 Ом, т.к. на электростанции есть несколько РУ с различными сопротивлениями, но определяющим будет заземление РУ выше 1000В с большим током замыкания на землю (РУ 110-220 для связи с системой). Сопротивление этих РУ в любое время года должно быть не более 0,5 Ом (R_з=0,5 Ом).

Рассчитывается контур заземления РУ-220кВ, считая это РУ условно самостоятельным.

Расчет защитного заземления будет выполнять, ориентируясь на примеры расчетов [2].

Для начала задается удельное сопротивление грунта - суглинок: r = 40 Ом*м

Для РУ-220кВ имеется в любое время года сопротивление R_з=0,5 Ом

Определяется сопротивление естественных заземлителей. В данном РУ-220кВ естественными заземлителями являются:

- трос-опоры , сопротивление R_е1 принимается равным 2,5Ом;

- оболочки кабелей, сопротивление R_е2 принимаем равным 2,5 Ом;

-неизолированный металлический трубопровод за исключением трубопроводов горючих жидкостей и газов сопротивление R_е3 принимается равным 3 Ом.

Зная все естественные заземлители, на станции определяют сопротивление R_е, как

Отсюда R_е=0,882 Ом

Так как R_е>R_з, то необходимо сооружение искусственных заземлителей с сопротивлением:

Определяется расчетное сопротивление грунта , где К_с- коэффициент сезонности, для горизонтальных электродов К_с =2.

Определяется предварительная конфигурация заземления (см. рисунок 3.1.). При этом расстояние между вертикальными заземлителями принимается не менее их длины.

Площадь заземления равна 56,57´32,4 м.

В качестве искусственных заземлителей применяют вертикальные стержни 3-5м, диаметром 12-20мм и горизонтальные стальные полосы 40´4мм.

Рисунок 3.1 Конфигурация заземления



Находится сопротивление горизонтальных заземлителей:

                                           ,                                           (3.1)

где    l₂- длина горизонтальных заземлителей, м;

         r_расч - расчетное удельное сопротивление, Ом*м;

         B - ширина полосы, м, B=0,4 м;

         t - глубина заложения заземлителя, м, t=0,75 м.



Находится сопротивление горизонтальной полосы с учетом коэффициента использования, данного в таблице 25 [1].

                                                                                                     (3.2)

где x_гор- коэффициент использования, выбирается по числу вертикальных заземлителей (к_в=4), тогда x_гор=0,7, отсюда

                                               .

Так как R_гор>R_иск, то необходимы вертикальные заземлители с сопротивлением:

                                 Ом

Сопротивление одного вертикального стержня, Ом:

                                      ,                                  (3.3)

где l- длина стержня, м; l=5м.

    d – диаметр стержня, м;   d=0,02м.

      r_расч - расчетное удельное сопротивление, Ом*м;

       t - глубина заложения стержней, равная расстоянию от поверхности земли до середины заземлителя, м, t=2,75 м.

                              Ом

Определение числа вертикальных заземлителей :

                                                                                                 (3.4)

где x_вер- коэффициент использования вертикальных заземлителей, x_вер=0,86, отсюда

                                             шт.

R_{В =}16,03 / 44*0,86= 0,423Ом, что вполне удовлетворяет заданным условиям. Теперь сопротивление заземляющего контура, состоящего из горизонтальных, вертикальных и естественных заземлителей соответствует требованиям электробезопасности.

Bukvasha