Оглавление 1. Выбор оборудования……………………………………………………………..5 1.1. Выбор генераторов…………………………………………………………...5 1.2. Варианты схемы выдачи мощности………………………………………...6 1.3. Выбор блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи………..8 1.4. Технико-экономический анализ схемы…………………………………....10 1.5. Выбор рабочих и резервных ТСН………………………………………….13 2. Выбор главной схемы соединений АЭС……………………………………....15 2.1. Выбор главной схемы РУ..............................................................................15 2.2. Выбор схемы питания потребителей СН………………………………….16 3. Расчет токов короткого замыкания.....................................................................19 3.1. Приведение сопротивлений элементов схемы к базисным условиям…………………………………………………………….….........19 3.2. Расчет токов при замыкании в точке К1......................................................23 3.3. Расчет токов при замыкании в точке К2……………………………..........25 3.4. Расчет токов при замыкании в точке К3…………………………………..26 3.5. Расчет токов при замыкании в точке К4……………………………..........29 3.6. Расчет токов при замыкании в точке К5…………………………………..33 4. Выбор коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов тока и напряжения…………………................................................................................36 4.1. Выбор высоковольтных выключателей…………………………………...36 4.2. Выбор разъединителей……………………………………………...……...46 4.3. Выбор измерительных трансформаторов…………………………………47 5. Выбор токоведущих частей …………………....................................................51 6. Список литературы……………………………………………………………...55 4 1. Выбор оборудования 1.1. Выбор генераторов На станции установлены 4 агрегата по 1000 МВт каждый. В составе каждого энергоблока работает один генератор. Для наших целей рассмотрим два типа генераторов: ТВВ-1000-2УЗ и ТВВ-1000-4УЗ. Отличия между ними заключаются в числе полюсов, а именно в первом варианте имеется 1 пара полюсов, во втором – две. Это отличие сказывается также на значении синхронной скорости вращения, в первом случае это n=3000 об/мин, во втором – 1500 об/мин. Для АЭС с реактором ВВЭР-1000 целесообразнее выбрать второй тип реактора из-за относительно низкого значения синхронной скорости, потому что параметры пара на атомных электростанциях значительно ниже, чем на тепловых. Исходя из этих рассуждений, выберем второй вариант, обладающий следующими характеристиками: Тип турбогенератора ТВВ-1000-4УЗ Номинальная частота вращения, об/мин 1500 Номинальная полная мощность, МВА 1111,1 Номинальная активная мощность, МВт 1000 Номинальное напряжение, кВ 24 Номинальный cosφ, о.е. 0,9 Сверхпереходное сопротивление 𝑥𝑑′′ , о.е. 0,32 5 1.2. Варианты схемы выдачи мощности Вариант 1. Рис 1.1. Первый вариант структурной схемы АЭС. Рассчитаем перетоки мощности через автотрансформатор в 3 режимах. 1) Режим минимальной нагрузки 𝑆𝑚𝑖𝑛 𝐴𝑇𝐶 = 𝑆г − 𝑆сн − 𝑆𝑚𝑖𝑛 = 1111 − 1111 ∙ 0,08 − 650 = 299,9 𝑀𝐵𝐴 0,9 2) Режим максимальной нагрузки 𝑆𝑚𝑎𝑥 𝐴𝑇𝐶 = 𝑆г − 𝑆сн − 𝑆𝑚𝑎𝑥 = 1111 − 1111 ∙ 0,08 − 800 = 133,23 𝑀𝐵𝐴 0,9 3) Аварийный режим Отключен генератор в составе блока. подключенного к РУ-220. 𝑆авар1 𝑆расч 𝐴𝑇𝐶 𝐴𝑇𝐶 = −𝑆𝑚𝑎𝑥 = − = 800 = −888,89 𝑀𝐵𝐴 0,9 888,89 = 634,57 𝑀𝐵𝐴 1,4 На основании расчетов выберем 2 комплекта из 3 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН-267000/500/220. 6 Вариант 2. Рис 1.2. Второй вариант структурной схемы АЭС. Рассчитаем перетоки мощности через автотрансформатор в 2 режимах. 1) Режим минимальной нагрузки 𝑆𝑚𝑖𝑛 𝐴𝑇𝐶 = 𝑆𝑚𝑖𝑛 = − 650 = −722,22 𝑀𝐵𝐴 0,9 2) Режим максимальной нагрузки 𝑆𝑚𝑎𝑥 𝐴𝑇𝐶 = 𝑆𝑚𝑎𝑥 = − 𝑆расч 𝐴𝑇𝐶 = 800 = −888,89𝑀𝐵𝐴 0,9 888,89 = 634,57 𝑀𝐵𝐴 1,4 На основании расчетов выберем 2 комплекта из 3 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН-267000/500/220. Дальнейший выбор структурной схемы основан на технико- экономическом обосновании (см.п.1.4). 7 1.3. Выбор блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи В соответствии с условием 𝑆тр. ≥ 𝑆ген , согласно справочной литературе, выбираем трансформатор ТНЦ-630000/220 на напряжение 220 кВ (по 2 трансформатора на 1 генератор). Тип трансформатора ТНЦ-630000/220 Номинальная полная мощность, МВА 630 Напряжение обмотки высшего напряжения, кВ 242 Напряжение обмотки низшего напряжения, кВ 24 Напряжение короткого замыкания uk, % 12,5 Мощность потерь на холостом ходу, кВт 400 Мощность потерь при коротком замыкании, кВт 1200 В соответствии с условием 𝑆тр. ≥ 𝑆ген , согласно справочной литературе, выбираем 3 однофазных трансформатора ОРЦ-417000/500 на напряжение 500 кВ Тип трансформатора ОРЦ-417000/500 Номинальная полная мощность, МВА 417 Напряжение обмотки высшего напряжения, кВ 525/√3 Напряжение обмотки низшего напряжения, кВ 15,75-15,75 Напряжение короткого замыкания uk, % 14,5 Мощность потерь на холостом ходу, кВт 570 Мощность потерь при коротком замыкании, кВт 1800 В соответствии с рассмотренными вариантами структурных схем и анализа величин перетоков мощности для разных режимов работы, в обоих случаях были выбраны 2 комплекта из 3 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН267000/500/220. 8 Тип автотрансформатора АОДЦТН-267000/500/220 Номинальная полная мощность, МВА 267 Напряжение обмотки высшего напряжения, кВ 500/√3 Напряжение обмотки среднего напряжения, кВ 230/√3 Напряжение обмотки низшего напряжения, кВ 15,75 Напряжение короткого замыкания uk, % ВН – СН 11,5 ВН – НН 37 СН – НН 23 Мощность потерь на холостом ходу, кВт Мощность потерь при коротком замыкании (ВН – СН), кВт 125 470 9 1.4. Технико-экономический анализ вариантов схемы Рассчитаем капитальные затраты: Стоимость № п/п Оборудование 1 вариант 2 вариант единицы, Число тыс.руб единиц 393750 2 787500 2 787500 195000 2 390000 - - 500000 3 1500000 4 2000000 75000 4 300000 2 150000 117000 5 585000 6 702000 Сумма Число единиц Сумма Автотрансформатор 1 3хАОДЦТН267000/500/220 2 3 4 5 Блочный тр-р ТНЦ-630000/220 Блочный тр-р 3хОРЦ-417000/500 Ячейка выключателя 220 кВ Ячейка выключателя 500 кВ Итого K1= 3562500 K2= 3639500 Для расчета экономической целесообразности воспользуемся формулой: З = 𝑝н 𝐾 + И + У, где З – минимально приведённые затраты; 𝑝н – нормативный коэффициент экономической эффективности; K – капиталовложения на сооружение электроустановки; И – годовые эксплуатационные издержки; У – ущерб от недоотпуска энергии. Годовые эксплуатационные издержки вычисляются по формуле: И= 𝛼𝐾 + 𝛽 ∙ Δ𝑊год , 100 10 где 𝛼 – отчисления на обслуживание, 𝛼 = 8 %; 𝛽 – тариф на электроэнергию; Δ𝑊год – годовые потери энергии в электроустановке, которые вычисляются следующим образом: Δ𝑊год 𝑆макс 2 = 𝑃х 𝑇 + 𝑃к ( ) 𝜏 𝑆ном Потери в трансформаторах вычислим исходя из следующих данных: продолжительность работы трансформатора в году 𝑇 = 𝑇год − 𝑇рем.блока = 8760 − 600 = 8160 ч; продолжительность использования максимальной нагрузки 𝑇макс = 7000 ч продолжительность максимальных потерь 𝜏 = 5800 ч. Блочные трансформаторы ТНЦ-630000/220 Δ𝑊год (1111,1 − 88,89)/2 2 = 400 ∙ 8160 + 1200 ( ) ∙ 5800 630 = 7,845 ∙ 106 кВт ∙ ч Блочные трансформаторы ОРЦ-417000/500 Δ𝑊год (1111,1 − 88,89)/3 2 = 570 ∙ 8160 + 1800 ( ) ∙ 5800 417 = 11,62 ∙ 106 кВт ∙ ч Автотрансформаторы АОДЦТН-267000/500/220 Δ𝑊год 801/(2 ∙ 3) 2 = 125 ∙ 8760 + 470 ( ) 5800 = 1,439 ∙ 106 кВт ∙ ч 267 Примем 𝛽 = 1 руб/кВт ∙ ч и пренебрежем ущербом У ввиду его незначительности в сравнении с капиталовложением и эксплуатационными издержками. З1 = (𝑝н + 𝛼 ) К + ∑ 𝛽 ∙ 𝛥𝑊год ; 100 1 11 З1 = (0,15 + 0,08) ∙ 3562500 + 1 ∙ 10−3 ∙ ∙ (2 ∙ 7,845 ∙ 106 + 3 ∙ 3 ∙ 11,62 ∙ 106 + 2 ∙ 3 ∙ 1,439 ∙ 106 ) = 0,9483 ∙ 106 тыс. руб З2 = (𝑝н + 𝛼 ) К + ∑ 𝛽 ∙ 𝛥𝑊год ; 100 2 З2 = (0,15 + 0,08) ∙ 3639500 + 1 ∙ 10−3 ∙ ∙ (3 ∙ 4 ∙ 11,62 ∙ 106 + 2 ∙ 3 ∙ 1,439 ∙ 106 ) = 0,9852 ∙ 106 тыс. руб Относительная разница 𝛥З = Звар.2 −Звар.1 Звар.1 = 0,9852−0,9483 0,9483 = 0,039 = 3,9% По результатам расчета приведенных затрат каждого из вариантов видим, что варианты равноэкономичны, так как разница между их стоимостью составляет менее 5 процентов. Однако, учитывая то, что подключение блоков на АЭС осуществляется, как правило, на напряжение 330 кВ и выше, то в качестве приоритетного варианта для дальнейших расчётов будет взят второй. 12 1.5. Выбор рабочих и резервных ТСН В режиме нормальной эксплуатации для потребителей СН. предусматривается питание от рабочих трансформаторов СН, а в случае их отключения – через резервные трансформаторы СН, связанные с сетью энергосистемы. Основными напряжениями потребителей СН. являются 6 и 0,4 кВ с перспективой перехода на более высокие напряжения - 10 и 0,66 кВ. Распределительное устройство СН выполняется с одной секционированной системой шин. Принимаем четыре секции 6 кВ на каждый энергоблок – по числу ГЦН как самых мощных потребителей СН. Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд выбирается по расчетной нагрузке секций. При выборе мощности ТСН необходимо принимать в расчет, что многие механизмы являются резервными, часть потребителей работает периодически, а также то, что мощность электродвигателей завышается из-за ухудшения условий работы при пуске и самозапуске. Условием для выбора конкретного трансформатора является неравенство 𝑆ТСН ≥ 𝑃сн.𝑚𝑎𝑥 ∙ 𝐾с , где 𝑃сн.𝑚𝑎𝑥 – максимальная мощность, потребляемая установками СН; 𝐾с – коэффициент спроса установок СН. 𝑃сн.𝑚𝑎𝑥 = 𝐾с.н. ∙ 𝑃уст , где 𝑃уст – мощность установки; 𝐾с.н. – коэффициент, учитывающий расход мощности на СН. Таким образом, получаем, что 𝑆ТСН ≥ 0,08 ∙ 1111 = 88,89 МВА Эта величина больше, чем мощность любого единичного трансформатора из справочника, значит принимаем решение установить 2 рабочих трансформатора собственных нужд. Учитывая опыт эксплуатации 13 энергоблоков с реакторами данного типа, принято устанавливать два ТСН мощностью 𝑆 = 63 МВА. По справочным данным определяем тип рабочих ТСН: ТРДНС-63000/35. Тип трансформатора ТРДНС-63000/35 Номинальная полная мощность, МВА 63 Напряжение обмотки высшего напряжения, кВ 24 Напряжение обмотки низшего напряжения, кВ 6,3 Напряжение короткого замыкания uk, % ВН – СН 12,7 ВН – НН 40 Мощность потерь на холостом ходу, кВт 50 Мощность потерь при коротком замыкании, кВт 250 Исходя из этого, выбираем резервные трансформаторы СН. Нормативной документацией предписано в реакторах подобного типа устанавливать по 1 комплекту резервных ТСН на каждые 2 энергоблока, причем такой же мощности, что и рабочие ТСН. Анализируя опыт проектирования и эксплуатации станций с энергоблоками данного типа, примем решение установить на параллельную работу два трансформатора мощностью 𝑆 = 63 МВА. Резервные ТСН: ТРДЦН-63000/220. Тип трансформатора ТРДЦН-63000/220 Номинальная полная мощность, МВА 63 Напряжение обмотки высшего напряжения, кВ 230 Напряжение обмотки низшего напряжения, кВ 6,3 Напряжение короткого замыкания uk, % ВН – СН 11,5 ВН – НН 28 Мощность потерь на холостом ходу, кВт 70 Мощность потерь при коротком замыкании, кВт 265 14 2. Выбор главной схемы соединений АЭС 2.1. Выбор главной схемы РУ Для выбора главной схемы необходимо опираться на особенности АЭС: большая единичная мощность блоков, выдача всей мощности в сеть. Распределительные устройства должны быть выбраны исключительно надежно: 1) повреждение или отказ любого выключателя, кроме секционного или шиносоединительного, не должны приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий, которое допустимо по условию устойчивости работы энергосистемы; 2) при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного выключателя, а также при совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого, допускается отключение двух реакторных блоков и числа линий, допустимого по условию устойчивости; 3) отключение линии должно выполняться не более чем двумя выключателями; 4) отключение повышающих трансформаторов, трансформаторов СН и связи – не более чем тремя выключателями. В задании к проекту задано, что максимальная нагрузка на напряжении 330 кВ составляет 800 МВт. Исходя из этого, требуется вычислить необходимое количество линий для передачи данной мощности от станции к местной нагрузке. Пользуясь данными по пропускной способности линий электропередач на напряжении 220 кВ, возьмем значение мощности, проходящей через одну линию равное 𝑃пр.спос−ть = 135 МВт. 15 Тогда число линий 𝑛 = 𝑃 𝑃пр.спос−ть = 800 135 = 5,93. Исходя из этого, берем 6 линии. Таким образом, на РУ-220 имеем 10 присоединений: 6 ВЛ, 2 АТС, 2 комплекта РТСН; на РУ-500 - 11 присоединений: 5 ВЛ, 4 блока, 2 АТС. Опираясь на вышесказанное, выберем в качестве главной схемы на РУ-220 схему с 2 рабочими и 1 обходной системами шин; на РУ-500 в качестве главной возьмем схему 4/3. 2.2. Выбор схемы питания потребителей СН Схема СН АЭС отличается от схем других станций повышенной надежностью в связи с особенностями технологического процесса производства электроэнергии на данном типе станций. Выделяют 3 группы потребителей СН: 1) к первой группе относятся потребители постоянного и переменного тока, не допускающие по условиям безопасности или слхранности основного оборудования перерывы питания более чем на доли секунды во всех режимах и требующие обязательного наличия питания после срабатывания аварийной защиты (АЗ) реактора. К таким потребителям относятся контрольно – измерительные приборы и АЗ реактора, приборы технологического быстродействующих аварийных и контроля клапанов, локализирующих реактора, электропривод обеспечивающих переключение систем, аварийное освещение, аварийные маслонасосы турбоагрегата, электромагниты приводом СУЗ и др.; 2) ко второй группе относятся потребители, требующие повышенной надежности и допускающие перерыв в питании на время, определяемое условиями аварийного расхолаживания (от десятков секунд до десятков минут), и требующие обязательного питания после срабатывания АЗ реактора. К ним относятся механизмы расхолаживания и локализации 16 аварии в различных режимах, насосы САОЗ и САОР, спринклерные, аварийные питательные, противопожарные и другие насосы, системы биологической и технологической дозиметрии и др.; 3) третья группа – это потребители, не представляющие повышенных требований к надежности питания, допускающие перерывы питания, допускающие перерывы снабжения на время АВР и не требующие обязательного питания после срабатывания АЗ реактора. К ним относятся ГЦН большой инерционной массы, конденсационные, циркуляционные и сетевые насосы, насосы неответственных потребителей и др. В нормальном режиме для потребителей СН второй и третьей группы предусматриваются рабочее и резервное питание от рабочего и резервного трансформаторов. Для резервирования питания потребителей второй группы предусматриваются специальные автономные источники электропитания (дизель-генераторы, ГТУ, ГЭС и др.). Питание потребителей первой группы во всех режимах осуществляется от автономных источников – агрегатов бесперебойного питания. В качестве РУСН выбирают одну систему сборных шин. Главная схема электрических соединений АЭС представлена на рисунке 2.1. 17 Рис. 2.1. Главная схема АЭС 18 3. Расчет токов короткого замыкания Для выбора коммутационного оборудования, измерительных преобразователей, токоведущих частей и дальнейшего проектирования станции необходим расчет токов трехфазного КЗ. Для этого составим схему замещения АЭС, представленную на рисунке 3.1. На данном этапе проектирования необходимо найти начальное значение периодической составляющей тока КЗ и ударный ток. Для этого удобнее перейти от именованных величин к базисным. 3.1. Приведение сопротивлений элементов схемы к базисным условиям За базисную мощность примем 𝑆б = 1000 МВА. 𝑈б будем принимать равным среднему эксплуатационному напряжению той ступени, на которой предполагается КЗ. В нашем случае: 𝑈б−500 = 515 кВ; 𝑈б−220 = 230 кВ; 𝑈б−ген = 24 кВ; 𝑈б−с.н. = 6,3 кВ. Рассчитаем эквивалентные сопротивления элементов цепи при заданных базисных условиях: Генераторы 𝑥𝑑′′ = 0,32 – относительное сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси. 𝑥𝑑′′ ∙ 𝑆б 0,32 ∙ 1000 𝑥1 = = = 0,288 о. е. 𝑆ном 1111,1 𝑥1 = 𝑥2 = 𝑥3 = 𝑥4 = 0,288 о. е. 𝐸Г1 = √cos 2 𝜑 + (sin 𝜑 + 𝑥𝑑′′ )2 = √0,92 + (0,436 + 0,32)2 = 1,175 о. е. Блочные трансформаторы (ОРЦ-417000/500) 19 𝑥7 = 𝑢𝑘(н1−н2) 1 𝑆б 1 48 1000 ∙ (𝑢𝑘(вн−нн) − = ∙ (13,5 − ) ∙ )∙ 100 4 𝑆ном 100 4 3 ∙ 417 = 0,012 о. е. 𝑥7 = 𝑥10 = 𝑥13 = 𝑥16 = 0,012 о. е. 𝑥5 = 1 𝑆б 1 1000 ∙ 𝑢𝑘(н1−н2) ∙ = ∙ 48 ∙ = 0,384 о. е. 200 𝑆ном 200 3 ∙ 417 𝑥5 = 𝑥6 = 𝑥8 = 𝑥9 = 𝑥11 = 𝑥12 = 𝑥14 = 𝑥15 = 0,384 о. е. Рабочий ТСН (ТРДНС-63000/35) 𝑥17 = 𝑢𝑘(н1−н2) 1 𝑆б 1 40 1000 ∙ (𝑢𝑘(вн−нн) − = ∙ (12,7 − ) ∙ )∙ 100 4 𝑆ном 100 4 63 = 0,429 о. е. 𝑥17 = 𝑥20 = 𝑥23 = 𝑥26 = 𝑥29 = 𝑥32 = 𝑥35 = 0,429 о. е. 𝑥18 = 1 𝑆б 1 1000 ∙ 𝑢𝑘(н1−н2) ∙ = ∙ 40 ∙ = 3,175 о. е. 200 𝑆ном 200 63 𝑥18 = 𝑥19 = 𝑥21 = 𝑥22 = 𝑥24 = 𝑥25 = 𝑥27 = 𝑥28 = 𝑥30 = 𝑥31 = 𝑥33 = 𝑥34 = 𝑥36 = 𝑥37 = 𝑥39 = 𝑥40 = 3,175 о. е. Автотрансформатор связи (АОДЦТН-267000/500/220) 𝑥43 = 1 𝑆б ∙ (𝑢𝑘(вн−нн) + 𝑢𝑘(сн−нн) − 𝑢𝑘(вн−сн) ) ∙ 200 𝑆ном = 1 1000 ∙ (37 + 23 − 11,5) ∙ = 0,303 о. е. 200 3 ∙ 267 𝑥43 = 𝑥46 = 0,303 о. е. 𝑥42 = 1 𝑆б ∙ (𝑢𝑘(вн−сн) + 𝑢𝑘(вн−нн) − 𝑢𝑘(сн−нн) ) ∙ 200 𝑆ном = 1 1000 ∙ (11,5 + 37 − 23) ∙ = 0,159 о. е. 200 3 ∙ 267 𝑥42 = 𝑥45 = 0,159 о. е. 𝑥41 = 1 𝑆б ∙ (𝑢𝑘(вн−сн) + 𝑢𝑘(сн−нн) − 𝑢𝑘(вн−нн) ) ∙ 200 𝑆ном = 1 1000 ∙ (11,5 + 23 − 37) ∙ = −0,019 о. е. 200 3 ∙ 267 20 𝑥41 = 𝑥44 = −0,019 о. е. Резервный ТСН (ТРДЦН-63000/220) 𝑥47 = 𝑢𝑘(н1−н2) 1 𝑆б 1 28 1000 ∙ (𝑢𝑘(вн−нн) − = ∙ (11,5 − ) ∙ )∙ 100 4 𝑆ном 100 4 63 = 0,714 о. е. 𝑥47 = 𝑥50 = 0,714 о. е. 𝑥48 = 1 𝑆б 1 1000 ∙ 𝑢𝑘(н1−н2) ∙ = ∙ 28 ∙ = 2,222 о. е. 200 𝑆ном 200 63 𝑥48 = 𝑥49 = 𝑥51 = 𝑥52 = 2,222 о. е. Система, связанная с АЭС линиями 500 кВ 𝐼ПОсист = 18 кА 𝑥53 = 𝐼б 𝐼ПОсист = 𝑆б √3 ∙ 𝐼ПОсист ∙ 𝑈б = 1000 √3 ∙ 18 ∙ 515 = 0,062 о. е. 21 Ес 1 x53 0.062 К1 x41 -0.019 x50 0.714 x47 0.714 x48 2.222 x49 2.222 К5 x51 2.222 x42 0.159 К2 x7 0.012 x43 0.303 x52 2.222 x44 -0.019 x45 0.159 x5 0.384 x46 0.303 x10 0.012 x6 0.384 x8 0.384 x13 0.012 x9 0.384 x11 0.384 x16 0.012 x12 0.384 x14 0.384 x15 0.384 К3 x1 0.288 x17 0.429 x18 3.175 Ег1 1.175 x19 3.175 x21 3.175 x20 0.429 x2 0.288 x23 0.429 x22 3.175 x24 3.175 Ег2 1.175 x25 3.175 x27 3.175 x26 0.429 x28 3.175 x3 0.288 x29 0.429 x30 3.175 Ег3 1.175 x31 3.175 x33 3.175 x32 0.429 x34 3.175 x4 0.288 x35 0.429 x36 3.175 Ег4 1.175 x37 3.175 x38 0.429 x40 3.175 x39 3.175 К4 Рис. 3.1. Схема замещения АЭС 22 3.2. Расчет токов при замыкании в точке К1 𝑆б = 1000 МВА; 𝑈б = 230 кВ; 𝐼б = 𝑆б √3 ∙ 𝑈б = 2,51 кА. Ес 1 x53 0.062 К1 x54 0.14 x7 0.012 x55 0.14 x10 0.012 x13 0.012 x6 x8 0.384 0.384 x5 0.384 x9 0.384 x16 0.012 x12 x14 0.384 0.384 x11 0.384 x15 0.384 x1 0.288 x2 0.288 x3 0.288 x4 0.288 Ег1 1.175 Ег2 1.175 Ег3 1.175 Ег4 1.175 Рис.3.2. Схема замещения для расчета тока КЗ в точке 1 𝑥54 = 𝑥55 = 𝑥41 + 𝑥42 = 0,159 − 0,019 = 0,14 о. е. 𝑥56 = 𝑥54 = 0,07 о. е. 2 𝑥57 = 𝑥58 = 𝑥59 = 𝑥60 = 𝑥5 = 0,192 о. е. 2 𝑥61 = 𝑥62 = 𝑥63 = 𝑥64 = 𝑥7 + 𝑥57 + 𝑥1 = 0,012 + 0,192 + 0,288 = 0,492 о. е. Ес 1 К1 x53 0.062 x56 0.07 x61 0.492 x62 0.492 x63 0.492 x64 0.492 Ег1 1.175 Ег2 1.175 Ег3 1.175 Ег4 1.175 Рис.3.3. Промежуточная схема для расчета тока КЗ в точке 1 23 𝑥65 = 𝑥64 = 0,123 о. е. 4 𝐸сг1г2г3г4 𝑥66 = 𝐸Г1г2г3г4 𝐸С 1,175 1 + + 𝑥65 𝑥53 0,123 0,062 = = = 1,101 о. е. 1 1 1 1 + + 𝑥65 𝑥53 0,123 0,062 𝑥65 ∙ 𝑥53 0,123 ∙ 0,062 = = 0,041 о. е. 𝑥65 + 𝑥53 0,123 + 0,062 К1 x56 0.07 x66 0.041 Есг1г2г3г4 1.101 Рис.3.4. Промежуточная схема для расчета тока КЗ в точке 1 𝑥67 = 𝑥56 + 𝑥66 = 0,07 + 0,041 = 0,111 о. е. К1 x67 0.111 Есг1г2г3г4 1.101 Рис.3.5. Эквивалентная схема для расчета тока КЗ в точке 1 𝐼П01∗ = 𝐸экв 1,101 = = 9,919 о. е. 𝑋экв 0,111 𝐼П01 = 𝐼П01∗ ∙ 𝐼б = 9,919 ∙ 2,51 = 24,897 кА Ударный ток короткого замыкания: 𝑘у1 = 1,935 𝑖у1 = √2 ∙ 𝑘у1 ∙ 𝐼ПО1 = 1,414 ∙ 1,935 ∙ 24,897 = 68,131 кА 24 3.3. Расчет токов при замыкании в точке К2 𝑆б = 1000 МВА; 𝑈б = 515 кВ; 𝐼б = 𝑆б √3 ∙ 𝑈б = 1,121 кА. Ес 1 x53 0.062 К2 x7 0.012 x10 0.012 x6 x8 0.384 0.384 x5 0.384 x13 0.012 x9 0.384 x11 0.384 x16 0.012 x12 0.384 x14 0.384 x15 0.384 x1 0.288 x2 0.288 x3 0.288 x4 0.288 Ег1 1.175 Ег2 1.175 Ег3 1.175 Ег4 1.175 Рис.3.6. Схема замещения для расчета тока КЗ в точке 2 С учетом преобразований, проделанных в предыдущем пункте, получим: К2 x66 0.041 Есг1г2г3г4 1.101 Рис.3.7. Эквивалентная схема для расчета тока КЗ в точке 2 𝐼П02∗ = 𝐸экв 1,101 = = 26,854 о. е. 𝑋экв 0,041 𝐼П02 = 𝐼П02∗ ∙ 𝐼б = 26,854 ∙ 1,121 = 30,103 кА Ударный ток короткого замыкания: 𝑘у2 = 1,935 25 𝑖у2 = √2 ∙ 𝑘у2 ∙ 𝐼ПО2 = 1,414 ∙ 1,935 ∙ 30,103 = 82,377 кА 3.4. Расчет токов при замыкании в точке К3 𝑺б = 𝟏𝟎𝟎𝟎 МВА; 𝑼б = 𝟐𝟒 кВ; 𝑰б = 𝑺б √𝟑 ∙ 𝑼б = 𝟐𝟒, 𝟏 кА. Ес 1 x53 0.062 x54 0.14 x7 0.012 x55 0.14 x5 0.384 x10 0.012 x6 x8 0.384 0.384 x13 0.012 x9 0.384 x11 0.384 x16 0.012 x12 0.384 x14 0.384 x15 0.384 К3 x1 0.288 x2 0.288 x3 0.288 x4 0.288 Ег1 1.175 Ег2 1.175 Ег3 1.175 Ег4 1.175 Рис.3.8. Схема замещения для расчета тока КЗ в точке 3 Опираясь на полученные выше значения, получим: 26 Ес 1 x53 0.062 x7 0.012 x62 0.492 x63 0.492 x64 0.492 x57 0.192 Ег2 1.175 Ег3 1.175 Ег4 1.175 К3 x1 0.288 Ег1 1.175 Рис.3.9. Промежуточная схема для расчета тока КЗ в точке 3 𝐱 𝟔𝟖 = 𝐱 𝟔𝟐 𝟎, 𝟒𝟗𝟐 = = 𝟎, 𝟏𝟔𝟒 о. е. 𝟑 𝟑 𝒙𝟕𝟎 = 𝒙𝟕 + 𝒙𝟓𝟕 = 𝟎, 𝟎𝟏𝟐 + 𝟎, 𝟏𝟗𝟐 = 𝟎, 𝟐𝟎𝟒 о. е. 𝒙𝟔𝟗 = 𝒙𝟔𝟖 ∙ 𝒙𝟓𝟑 𝟎, 𝟏𝟔𝟒 ∙ 𝟎, 𝟎𝟔𝟐 = = 𝟎, 𝟎𝟒𝟓 о. е. 𝒙𝟔𝟖 + 𝒙𝟓𝟑 𝟎, 𝟏𝟔𝟒 + 𝟎, 𝟎𝟔𝟐 27 Ес 1 x53 0.062 x69 0.045 x70 0.204 x68 0.164 К3 Ег2г3г4 1.175 x1 0.288 Ег1 1.175 Рис.3.10. Промежуточная схема для расчета тока КЗ в точке 3 𝐸сг2г3г4 𝐸г2г3г4 𝐸С 1,175 1 + + 𝑥68 𝑥53 0,164 0,062 = = = 1,048 о. е. 1 1 1 1 + + 𝑥68 𝑥53 0,164 0,062 𝒙𝟕𝟏 = 𝒙𝟔𝟗 + 𝒙𝟕𝟎 = 𝟎, 𝟎𝟒𝟓 + 𝟎, 𝟐𝟎𝟒 = 𝟎, 𝟐𝟒𝟗 о. е. Есг2г3г4 1.048 x71 0.249 К3 x1 0.288 Ег1 1.175 Рис.3.11. Эквивалентная схема для расчета тока КЗ в точке 3 28 Периодическая составляющая тока, подтекающего к точке КЗ из системы в момент замыкания, равна: 𝐼ПС∗ = 𝐸сг2г3г4 1,048 = = 4,209 о. е. 𝑥71 0,249 𝐼ПС = 𝐼ПС∗ ∙ 𝐼б = 4,209 ∙ 24,1 = 101,437 кА Периодическая составляющая тока, подтекающего к точке КЗ от генератора: 𝐼ПГ∗ = 𝐸г1 1,175 = = 4,08 о. е. 𝒙𝟏 0,288 𝐼ПГ = 𝐼ПГ∗ ∙ 𝐼б = 4,08 ∙ 24,1 = 98,328 кА 𝑰𝜮 = 𝟏𝟗𝟗, 𝟕𝟔𝟓 кА Ударный ток короткого замыкания: 𝑘уг = 1,978 𝑖уг = √2 ∙ 𝑘уг ∙ 𝐼ПГ = 1,414 ∙ 1,978 ∙ 98,328 = 275,054 кА 𝑘ус = 1,92 𝑖ус = √2 ∙ 𝑘ус ∙ 𝐼ПС = 1,414 ∙ 1,92 ∙ 101,437 = 275,431 кА 𝑖𝛴 = 550,485 кА 3.5. Расчет токов при замыкании в точке К4 𝑺б = 𝟏𝟎𝟎𝟎 МВА; 𝑼б = 𝟔, 𝟑 кВ; 𝑰б = 𝑺б √𝟑 ∙ 𝑼б = 𝟗𝟏, 𝟔𝟒 кА. 29 Ес 1 x53 0.062 x7 0.012 x5 0.384 x10 0.012 x6 0.384 x1 0.288 Ег1 1.175 x13 0.012 x9 0.384 x8 0.384 x20 0.429 x16 0.012 x12 0.384 x11 0.384 x14 0.384 x15 0.384 x2 0.288 x3 0.288 x4 0.288 Ег2 1.175 Ег3 1.175 Ег4 1.175 x22 3.175 x21 3.175 К4 М Рис.3.12. Схема замещения для расчета тока КЗ в точке 4 Опираясь на полученные выше значения, получим: Есг2г3г4 1.048 x71 0.249 x1 0.288 Ег1 1.175 x20 0.429 x22 3.175 x21 3.175 К4 М Рис.3.13. Промежуточная схема для расчета тока КЗ в точке 4 30 𝐸сг1г2г3г4 𝒙𝟕𝟐 = 𝐸сг2г3г4 𝐸г1 1,048 1 + + 𝑥71 𝑥1 0,249 0,288 = = = 1,026 о. е. 1 1 1 1 + + 𝑥71 𝑥1 0,249 0,288 𝒙𝟕𝟏 ∙ 𝒙𝟏 𝟎, 𝟐𝟒𝟗 ∙ 𝟎, 𝟐𝟖𝟖 = = 𝟎, 𝟏𝟑𝟒 о. е. 𝒙𝟕𝟏 + 𝒙𝟏 𝟎, 𝟐𝟒𝟗 + 𝟎, 𝟐𝟖𝟖 Есг1г2г3г4 1.026 x72 0.134 x20 0.429 x22 3.175 x21 3.175 К4 М Рис.3.14. Промежуточная схема для расчета тока КЗ в точке 4 𝒙𝟕𝟑 = 𝒙𝟕𝟐 + 𝒙𝟐𝟎 + 𝒙𝟐𝟐 = 𝟎, 𝟏𝟑𝟒 + 𝟎, 𝟒𝟐𝟗 + 𝟑, 𝟏𝟕𝟓 = 𝟑, 𝟕𝟑𝟖 о. е. Есг1г2г3г4 1.026 Iпс x73 3.738 К4 Iпд М Рис.3.15. Эквивалентная схема для расчета тока КЗ в точке 4 𝐼ПД = 4,0 𝑆секц.С 21,5 = 4,0 = 13,65 кА, где 𝑈ном 6,3 31 𝑆секц.С = 21,5 МВА – мощность наиболее загруженной секции СН. Расчет произведен для каждой из 4 секций СН СНЭ согласно формуле: 𝑆д.секц = ∑ 𝑃д.ном · 𝐾згр 𝑐𝑜𝑠𝜑д.ном Данные расчета представлены в таблице: Обозн. ГЦН ЦН НПВГ КН1 КН2 ННОП ПодпН1 НЗК СН НССТУ СН ПНД3 НПод СН ПНД1 Рном Sном cosφ, Кзгр, А кВт кВА о.е. о.е. 8000 2500 4000 2500 4000 1000 1600 1000 800 630 630 500 500 400 315 - 0,91 0,66 0,7 0,66 0,7 0,88 0,89 0,85 0,9 0,86 0,88 0,9 0,9 0,82 0,9 B C D 𝑆𝐴 𝑖 𝑆𝐵 𝑖 𝑆𝐶 𝑖 𝑆𝐷 𝑖 0,66 1 1 1 1 5802 5802 5802 5802 0,92 1 - 1 1 5257 0 5257 5257 0,92 1 1 1 1 5257 5257 5257 5257 0,62 1рез 1 1 0,74 1 - 1рез 1 0,8 1 1 0,94 1 0,8 1 - 1рез 0,8 1 1 1 - 1рез 1 0,57 1 1 1рез 1 1рез 1 0,67 1 1рез 1 Итого Sсекц : 704,55 1330,34 941,18 0 586,05 572,73 0 0 487,81 234,5 21174 0 704,55 704,55 0 1330,34 1330,34 0 941,18 0 835,56 0 0 0 586,05 0 0 0 572,73 555,56 555,56 0 316,67 316,67 316,67 0 487,81 0 234,5 234,5 0 13001 21500 19202 𝑆д.секцA = 21,174 МВА; 𝑆д.секц𝐵 = 13,001 МВА; 𝑆д.секц𝐶 = 21,5 МВА; 𝑆д.секц𝐷 = 19,202 МВА. 𝐼ПС∗ = 𝐸экв 1,026 = = 0,274 о. е. 𝑥экв 3,738 𝐼ПС = 𝐼ПС∗ ∙ 𝐼б = 0,274 ∙ 91,64 = 25,109 кА 𝐼П0 = 𝐼ПС + 𝐼ПД = 38,759 кА Ударный ток короткого замыкания: 𝑘уд = 1,77 𝑖уд = √2 ∙ 𝑘уд ∙ 𝐼ПД = 1,414 ∙ 1,77 ∙ 13,65 = 34,17 кА 𝑘ус = 1,905 32 𝑖ус = √2 ∙ 𝑘ус ∙ 𝐼ПС = 1,414 ∙ 1,905 ∙ 25,109 = 67,6 кА 𝑖𝛴 = 138,59 кА 3.6. Расчет токов при замыкании в точке К5 𝑺б = 𝟏𝟎𝟎𝟎 МВА; 𝑼б = 𝟔, 𝟑 кВ; 𝑰б = 𝑺б √𝟑 ∙ 𝑼б = 𝟗𝟏, 𝟔𝟒 кА. Опираясь на значения, полученные при расчете других точек КЗ (в частности точки К1), получим: Ес 1 x53 0.062 x56 0.07 x7 0.012 x47 0.714 x48 2.222 x49 2.222 К5 М x5 0.384 x10 0.012 x6 x8 0.384 0.384 x13 0.012 x9 0.384 x11 0.384 x16 0.012 x12 0.384 x14 0.384 x15 0.384 x1 0.288 x2 0.288 x3 0.288 x4 0.288 Ег1 1.175 Ег2 1.175 Ег3 1.175 Ег4 1.175 Рис.3.16. Схема замещения для расчета тока КЗ в точке 5 33 Есг1г2г3г4 1.101 x67 0.111 x47 0.714 x48 2.222 x49 2.222 К5 М Рис.3.17. Промежуточная схема для расчета тока КЗ в точке 5 𝒙𝟕𝟒 = 𝒙𝟔𝟕 + 𝒙𝟒𝟕 + 𝒙𝟒𝟗 = 𝟎, 𝟏𝟏𝟏 + 𝟎, 𝟕𝟏𝟒 + 𝟐, 𝟐𝟐𝟐 = 𝟑, 𝟎𝟒𝟕 о. е. Есг1г2г3г4 1.101 Iпс x74 3.047 К5 Iпд М Рис.3.18. Эквивалентная схема для расчета тока КЗ в точке 5 𝐼ПД = 4,0 𝑆секц.С 21,5 = 4,0 = 13,65 кА, где 𝑈ном 6,3 𝑆секц.С = 21,5 МВА – мощность наиболее загруженной секции СН. Расчет произведен для каждой из 4 секций СН СНЭ (см. расчет точки К4) 34 𝐼ПС∗ = 𝐸экв 1,101 = = 0,361 о. е. 𝒙экв 3,047 𝐼ПС = 𝐼ПС∗ ∙ 𝐼б = 0,361 ∙ 91,64 = 33,082 кА 𝐼П0 = 𝐼ПС + 𝐼ПД = 46,732 кА Ударный ток короткого замыкания: 𝑘уд = 1,77 𝑖уд = √2 ∙ 𝑘уд ∙ 𝐼ПД = 1,414 ∙ 1,77 ∙ 13,65 = 34,17 кА 𝑘ус = 1,905 𝑖ус = √2 ∙ 𝑘ус ∙ 𝐼ПС = 1,414 ∙ 1,905 ∙ 33,082 = 89,125 кА 𝑖𝛴 = 123,295 кА 35 4. Выбор коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов тока и напряжения. Электрические аппараты распределительных устройств должны надежно работать как в нормальном режиме, так и при возможных отклонениях от него. Для надежного электроснабжения потребителей они должны удовлетворять следующим требованиям ГОСТ. Все аппараты и токоведущие части подвергаются электродинамическому и термическому воздействию токов КЗ. Расчётным видом КЗ. для проверки на электродинамическую стойкость является трёхфазное КЗ. 4.1. Выбор высоковольтных выключателей В ГОСТ приведены следующие параметры выключателей: 1. Номинальное напряжение 𝑈ном . 2. Номинальный ток 𝐼ном . 3. Номинальный ток отключения 𝐼откл . 4. Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения 5. Действующее значение периодической составляющей 𝐼дин и амплитудное значение полного тока 𝐼𝑚.дин , которые характеризуют электродинамическую стойкость выключателя. 6. Ток термической стойкости 𝐼𝑇 и время действия тока термической стойкости 𝑡𝑇 . 7. Номинальный ток включения 𝐼вкл . 8. Время действия выключателя: 𝑡св − собственное время отключения − промежуток времени от подачи команды на отключение до расхождения контактов выключателя; 36 𝑡ов − время отключения − промежуток времени от подачи команды на отключение до полного погасания дуги во всех фазах; 𝑡вв − время включения выключателя − промежуток времени от подачи команды на включение до возникновения тока в цепи. 9. Параметры восстанавливающегося напряжения при номинальном токе отключения. Условия выбора выключателей: Расчётные величины Каталожные данные выключателя Условие выбора 𝑈уст 𝑈ном 𝑈уст ≤ 𝑈ном 𝐼раб.утяж 𝐼ном 𝐼раб.утяж ≤ 𝐼ном 𝐼п0 𝐼дин 𝐼п0 ≤ 𝐼дин 𝑖у 𝐼𝑚.дин 𝑖у ≤ 𝐼𝑚.дин 𝐼п𝜏 𝐼откл 𝐼п𝜏 ≤ 𝐼откл 𝛽 𝛽ном 𝛽 ≤ 𝛽ном √2𝐼п𝜏 + 𝑖а𝜏 𝐵к √2𝐼откл (1 + 𝐼𝑇2 ∙ 𝑡𝑇 𝛽ном ) 100 √2𝐼п𝜏 + 𝑖а𝜏 ≤ √2𝐼откл (1 + 𝛽ном ) 100 𝐵к ≤ 𝐼𝑇2 ∙ 𝑡𝑇 37 Выключатели на РУ-220 кВ Ток утяжеленного режима при условии параллельной работы АТ: 𝐼раб.утяж = 1,4∙3∙𝑆ат.ном √3∙𝑈ном = 1,4∙3∙267 √3∙220 = 2,943 кА с учетом перегрузки АТ на 40% 𝐼П0 = 24,897 кА; 𝑖у = 68,131 кА Предварительно выберем выключатель ВГУ-220-50/3150У1. Расчётные величины Каталожные данные выключателя 𝑈уст = 220 кВ 𝑈ном = 220 кВ 𝐼раб.утяж = 2,943 кА 𝐼ном = 3,15 кА 𝐼п0 = 24,897 кА 𝐼дин = 50 кА 𝑖у = 68,131 кА 𝐼𝑚.дин = 127 кА 𝐼п𝜏 = 24,897 кА 𝐼откл = 50 кА 𝛽 = 62,241% 𝛽ном = 40% √2𝐼п𝜏 + 𝑖а𝜏 = 67,506 КА √2𝐼откл (1 + 𝐵к = 151,866 кА2 ∙ с 𝛽ном ) = 98,995 кА 100 𝐼𝑇2 ∙ 𝑡𝑇 = 7500 кА2 ∙ с Условие выбора выполнено выполнено выполнено выполнено выполнено не выполнено выполнено выполнено 𝑡св = 0,028 с; 𝑡ов = 0,055 с; Считаем, 𝐼п𝜏 = 𝐼п0 , где 𝜏 − время к моменту размыкания дугогасительных контактов выключателя. 𝜏 = 𝑡рз.𝑚𝑖𝑛 + 𝑡св = 0,01 + 0,028 = 0,038 с. 𝑡откл = 𝑡рз + 𝑡ов = 0,05 + 0,055 = 0,105 с; 𝑇a = 0,14 с 𝑖𝑎𝜏 = √2 · 𝐼П0 · 𝜏 − 𝑇 𝑒 𝑎 = √2 · 24,897 · 0,038 − 𝑒 0,14 = 26,84 кА 38 𝛽= 𝑖𝑎𝜏 √2𝐼П0 · 100% = 26,84 √2 · 24,897 · 100% = 62,241 % Видим, что условие по процентному соотношению апериодической составляющей не выполняется, поэтому сделаем проверку по полному току: √2𝐼п𝜏 + 𝑖а𝜏 = √2 · 24,897 + 26,84 = 62,05 кА √2𝐼откл (1 + 𝛽ном 40 ) = √2 · 50 · (1 + ) = 98,995 кА 100 100 Проверка по термической стойкости: 2 (𝑡откл + 𝑇a ) = 24,8972 (0,105 + 0,14) = 151,866 кА2 ∙ с 𝐵к = 𝐼П0 𝐼𝑇2 ∙ 𝑡𝑇 = 502 ∙ 3 = 7500 кА2 ∙ с Выключатель подходит. 39 Выключатели на РУ-500 кВ В нормальном режиме через выключатель РУ-500 кВ протекают токи от АТ связи и энергоблока, максимальный из них и будет расчетным током для выбора оборудования: Для АТ связи: 𝐼раб.утяж = 1,4∙3∙𝑆ат.ном √3∙𝑈ном = 1,4∙3∙267 √3∙500 = 1,295 кА с учетом перегрузки АТ на 40% Для энергоблока: 𝐼раб.утяж = 3∙𝑆т.ном √3∙0.95∙𝑈ном = 3∙417 √3∙0.95∙500 = 1,521 кА при просадке напряжения на 5% 𝐼П0 = 30,103 кА; 𝑖у = 82,377 кА Предварительно выберем выключатель ВГУ-500-40/3150У1. Расчётные величины Каталожные данные выключателя 𝑈уст = 500 кВ 𝑈ном = 500 кВ 𝐼раб.утяж = 1,521 кА 𝐼ном = 3,15 кА 𝐼п0 = 30,103 кА 𝐼дин = 40 кА 𝑖у = 82,377 кА 𝐼𝑚.дин = 100 кА 𝐼п𝜏 = 30,103 кА 𝐼откл = 40 кА 𝛽 = 62,241% 𝛽ном = 40% √2𝐼п𝜏 + 𝑖а𝜏 = 75,024 КА 𝐵к = 222,017 кА2 ∙ с √2𝐼откл (1 + 𝛽ном ) = 79,196 кА 100 𝐼𝑇2 ∙ 𝑡𝑇 = 4800 кА2 ∙ с Условие выбора выполнено выполнено выполнено выполнено выполнено не выполнено выполнено выполнено 𝑡св = 0,028 с; 𝑡ов = 0,055 с; Считаем, 𝐼п𝜏 = 𝐼п0 , где 40 𝜏 − время к моменту размыкания дугогасительных контактов выключателя. 𝜏 = 𝑡рз.𝑚𝑖𝑛 + 𝑡св = 0,01 + 0,028 = 0,038 с. 𝑡откл = 𝑡рз + 𝑡ов = 0,05 + 0,055 = 0,105 с; 𝑇a = 0,14 с 𝑖𝑎𝜏 = √2 · 𝐼П0 · 𝛽= 𝑖𝑎𝜏 √2𝐼П0 𝜏 − 𝑇 𝑒 𝑎 = √2 · 30,103 · 𝑒 · 100% = 32,452 √2 · 30,103 0,038 − 0,14 = 32,452 кА · 100% = 62,241 % Видим, что условие по процентному соотношению апериодической составляющей не выполняется, поэтому сделаем проверку по полному току: √2𝐼п𝜏 + 𝑖а𝜏 = √2 · 30,103 + 32,452 = 75,024 кА √2𝐼откл (1 + 𝛽ном 40 ) = √2 · 40 · (1 + ) = 79,196 кА 100 100 Проверка по термической стойкости: 2 (𝑡откл + 𝑇a ) = 30,1032 (0,105 + 0,14) = 222,017 кА2 ∙ с 𝐵к = 𝐼П0 𝐼𝑇2 ∙ 𝑡𝑇 = 402 ∙ 3 = 4800 кА2 ∙ с Выключатель подходит. 41 Выключатели на выводах генератора При КЗ на выводах генератора через его выключатель потечет ток 𝐼п0Г , а при замыкании в любой другой точке сети - 𝐼п0С . Таким образом, необходимо выбирать оборудование с учетом максимального из этих токов. В результате примем 𝐼п0 = 𝐼п0С = 101,437 кА Ток рабочего утяжеленного режима для генератора ТВВ-1000-4УЗ: 𝐼раб.утяж = 𝑃ном √3 ∙ 𝑈ном ∙ 0,95 ∙ cos𝜑ном = 1000 √3 ∙ 24 ∙ 0,95 ∙ 0,9 = 28,1 кА Предварительно выберем выключатель HEC 9-300 фирмы ABB Расчётные величины Каталожные данные выключателя 𝑈уст = 24 кВ 𝑈ном = 31,5 кВ 𝐼раб.утяж = 28,1 кА 𝐼ном = 57 кА 𝐼п0с = 101,437 кА 𝐼дин = 300 кА 𝑖у = 275,431 кА 𝐼𝑚.дин = 822 кА 𝐼п𝜏с = 101,437 кА 𝐼откл = 300 кА Условие выбора выполнено выполнено выполнено выполнено выполнено не 𝛽 = 81,454% √2𝐼п𝜏 + 𝑖а𝜏 = 286,564 кА 𝐵к = 42701 кА2 ∙ с 𝛽ном = 39% √2𝐼откл (1 + 𝛽ном ) = 589,727 кА 100 𝐼𝑇2 ∙ 𝑡𝑇 = 187500 кА2 ∙ с выполнено выполнено выполнено 𝑡св = 0,026 с; 𝑡откл = 4 с (в соответствии с действующими нормативами для генераторов 60 МВт и выше) Считаем, 𝐼п𝜏с = 𝐼п0с , где 42 𝜏 − время к моменту размыкания дугогасительных контактов выключателя. 𝜏 = 𝑡рз.𝑚𝑖𝑛 + 𝑡св = 0,01 + 0,026 = 0,036 с. 𝑇aг = 0,44 с; 𝑇aс = 0,15 с. 𝑖а𝜏г = √2 ∙ 𝐼п0г ∙ −𝜏 𝑒 𝑇аг 𝑖а𝜏с = √2 ∙ 𝐼п0с ∙ −𝜏 𝑒 𝑇ас = √2 ∙ 98,328 ∙ −0,036 𝑒 0,44 = √2 ∙ 101,437 ∙ = 128,132 кА −0,036 𝑒 0,15 = 143,11 кА Расчетными токами принимаем токи от системы 𝛽= 𝑖𝑎𝜏с √2𝐼П0 · 100% = 143,11 √2 · 101,437 · 100% = 81,454 % Видим, что условие по процентному соотношению апериодической составляющей не выполняется, поэтому сделаем проверку по полному току: √2𝐼п𝜏 + 𝑖а𝜏с = √2 · 101,437 + 143,11 = 286,564 кА √2𝐼откл (1 + 𝛽ном 39 ) = √2 ∙ 300 ∙ (1 + ) = 589,727 кА 100 100 Проверка по термической стойкости: 2 (𝑡откл + 𝑇aс ) = 101,4372 (4 + 0,15) = 42701 кА2 ∙ с 𝐵к = 𝐼П0С 𝐼𝑇2 ∙ 𝑡𝑇 = 2502 ∙ 3 = 187500 кА2 ∙ с Выключатель подходит. 43 Выключатели на СН Принимаем расчетные токи равными токам КЗ на шинах СН при питании от РТСН, поскольку при этом условия более тяжелые. Токи короткого замыкания: 𝐼п0с = 33,082 кА ; 𝐼п0д = 13,65 кА 𝑖ус = 89,125 кА; 𝑖уд = 34,17 кА Расчетным является суммарный ток: 𝐼п0 = 𝐼п0с + 𝐼п0д = 33,082 + 13,65 = 46,732 кА 𝑖у = 𝑖ус + 𝑖уд = 89,125 + 34,17 = 123,295 кА Ток рабочего утяжеленного режима для секции С (самая загруженная): 𝐼раб.утяж = ∑ 𝑃ном.д √3 ∙ 𝑈ном ∙ 𝑐𝑜𝑠𝜑д ∙ 𝜂д = 21500 √3 ∙ 0,94 ∙ 0,87 ∙ 6,3 = 2,409 кА Предварительно выберем КРУ UniGear ZS1 с выключателем VD4 фирмы ABB. Расчетные величины Каталожные данные выключателя Условие выбора 𝑈уст = 6,3 кВ 𝑈ном = 10 кВ выполнено 𝐼раб.утяж = 2,409 кА 𝐼ном = 2,5 кА выполнено 𝑖у = 123,295 кА 𝐼𝑚дин = 125 кА выполнено 𝐼п𝜏∑ = 44,79 кА 𝐼откл = 50 кА выполнено 𝛽 = 40,07 % 𝛽н = 41 % выполнено 𝐵𝑘 = 1393 кА2 ∙ с 𝐼т 2 ∙ 𝑡т = выполнено 7500 кА2 ∙ с 44 𝑡св = 0,04 с; 𝑡ов = 0,05 с; Значение постоянной времени: 𝑇ас = 0,066 с; 𝑇пд = 0,1 с; 𝑇ад = 0,067 с 𝐼п𝜏с = 𝐼п0с = 33,082 кА 𝜏 = 𝑡св + 𝑡рз𝑚𝑖𝑛 = 0,04 + 0,01 = 0,05 с 𝑡откл = 𝑡рз + 𝑡ов = 1 + 0,05 = 1,05 с 𝑖а𝜏д = √2 ∙ 𝐼п0д ∙ −𝜏 𝑇 𝑒 ад 𝑖а𝜏с = √2 ∙ 𝐼п0с ∙ −𝜏 𝑒 𝑇ас 𝐼п𝜏д = 𝐼п0д ∙ −𝜏 𝑇 𝑒 пд −0,05 = √2 ∙ 13,65 ∙ 𝑒 0,067 = 9,153 кА = √2 ∙ 33,082 ∙ = 13,525 ∙ −0,05 𝑒 0,1 −0,05 𝑒 0,066 = 21,933 кА = 11,708 кА Суммарные токи: 𝐼п𝜏∑ = 𝐼п𝜏с + 𝐼п𝜏д = 33,082 + 11,708 = 44,79 кА 𝑖а𝜏∑ = 𝑖а𝜏с + 𝑖а𝜏д = 21,933 + 9,153 = 31,086 кА 𝛽= 𝑖а𝜏∑ √2𝐼п𝜏∑ ∙ 100 = 31,086 √2 ∙ 44,79 ∙ 100 = 40.07 % Расчетная постоянная времени изменения апериодического тока для всей схемы: 𝑇а.сх = 𝑇ас 𝐼п0с + 𝑇ад 𝐼п0д 0,066 ∙ 33,082 + 0,067 ∙ 13,65 = = 0.066 с 𝐼п0с + 𝐼п0д 33,082 + 13,65 2 (𝑡 2 𝐵𝑘 = 𝐼п0с откл + 𝑇а.сх ) + 𝐼п0д (0,5𝑇пд + 𝑇а.сх ) + 2𝐼п0с 𝐼п0д (𝑇пд + 𝑇а.сх ) = = 33,0822 ∙ (1,05 + 0,066) + 13,652 ∙ (0,5 ∙ 0,1 + 0,066) + 2 ∙ 33,082 ∙ 13,65 ∙ ∙ (0,1 + 0,066) = 1393 кА2 ∙ с 𝐼т 2 ∙ 𝑡т = 502 ∙ 3 = 7500 кА2 ∙ с Выключатель подходит. 45 4.2. Выбор разъединителей Разъединители выбираем по длительному номинальному току и номинальному напряжению, проверяем на термическую и электродинамическую стойкость. Проверку совершим только для разъединителей на РУ-500 кВ и РУ-220 кВ, так как для генераторных цепей (HEC 9-300) и РУСН-6 кВ (КРУ UniGear ZC1) разъединители являются встроенными, Так как разъединители проверяются по тем же параметрам, что и выключатели, то очевидно, что для данных цепей они являются подходящими. Выберем разъединитель на РУ-220 кВ – РГ-220/3150УХЛ1. 𝑈уст = 220 кВ Каталожные данные выключателя 𝑈ном = 750 кВ 𝐼раб.утяж = 2,943 кА 𝐼ном = 3,15 кА выполнено 𝑖у = 68,131 кА 𝐼𝑚дин = 125 кА выполнено 𝐵𝑘 = 151,866 кА2 ∙ с 𝐼т 2 ∙ 𝑡т = 502 ∙ 3 = Расчётные величины Условие выбора выполнено выполнено 2 = 7500 кА ∙ с Разъединитель подходит. Выберем разъединитель на РУ-500 кВ – РГ-500/2000УХЛ1. 𝑈уст = 500 кВ Каталожные данные выключателя 𝑈ном = 500 кВ 𝐼раб.утяж = 1,521 кА 𝐼ном = 2 кА Расчётные величины Условие выбора выполнено выполнено 46 𝑖у = 82,377 кА 𝐼𝑚дин = 100 кА 𝐵𝑘 = 222,017 кА2 ∙ с 𝐼т 2 ∙ 𝑡т = 402 ∙ 3 = выполнено выполнено 2 = 4800 кА ∙ с Разъединитель подходит. 4.3. Выбор измерительных трансформаторов Режим работы оборудования электрических станций и подстанций контролируют с помощью многофункциональных измерительных приборов (МИП), подключаемых к измерительным трансформаторам тока и напряжения (ИТТ и ИТН). ТТ устанавливают во всех цепях, используют ТТ с несколькими сердечниками: для подключения контрольно-измерительных приборов и устройств релейной защиты с соответствующим классом точности. Для устройств релейной защиты используется сердечник с классом точности 10, остальные (0,2; 0,5; 1) — для измерений, причем для счетчиков и других МИП требуется класс точности не менее 0,5. Заводы-изготовители указывают номинальную вторичную нагрузку, при которой погрешности не выходят за допустимые пределы. Для данной станции будем использовать класс точности = 0,2. ТН подключают к сборным шинам (к каждой из систем шин или к каждой секции). Также обязательна установка ТН в цепях генераторов. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения (ТТ и ТН) производится только для РУ-220 кВ и РУ-500 кВ, так как для генераторных цепей (HEC 9-300) и РУСН-6 кВ (КРУ UniGear ZC1) ТТ и ТН являются встроенными. Так как измерительные трансформаторы проверяются по тем же параметрам, что и выключатели, то очевидно, что для данных цепей они являются подходящими. 47 Трансформаторы тока на РУ-220 кВ Выберем трансформатор тока ТГФ-220 У1 Расчётные величины Каталожные данные выключателя 𝑈уст = 220 кВ 𝑈ном = 220 кВ 𝐼раб.утяж = 2,943 кА 𝐼ном = 3 кА 𝑖у = 68,131 кА 𝐼𝑚.дин = 125 кА 𝐵к = 151,866 кА2 ∙ с 𝐼𝑇2 ∙ 𝑡𝑇 = 502 ∙ 3 = 7500 кА2 ∙ с Условие выбора выполнено выполнено выполнено выполнено Трансформаторы тока на РУ-500 кВ Выберем трансформатор тока ТОГ 500 У1 Номинальный вторичный ток: 𝐼2ном = 5 А, Номинальная нагрузка вторичной обмотки ТТ: 𝑆2ном = 30 В ∙ А Класс точности 0,2 Расчётные величины Каталожные данные выключателя 𝑈уст = 500 кВ 𝑈ном = 500 кВ 𝐼раб.утяж = 1,521 кА 𝐼ном = 2 кА 𝑖у = 82,377 кА 𝐼𝑚.дин = 161 кА 𝐵к = 222,017 кА2 ∙ с 𝐼𝑇2 ∙ 𝑡𝑇 = 632 ∙ 1 = 3,969 кА2 ∙ с Условие выбора выполнено выполнено выполнено выполнено Расчет вторичной нагрузки измерительных ТТ К вторичной обмотке ТТ подключаем прибор BINOM334i с номинальным током 5 А. Он является электронным счетчиком. В соответствии с паспортом данного прибора, мощность, потребляемая токовыми цепями 𝑆мин = 0,1 В ∙ А. 48 Согласно требованиям нормативной документации, нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются контрольно-измерительные приборы, не должна превышать номинальных значений. Условия проверки: 0,25𝑆2ном ≤ 𝑆2факт ≤ 𝑆2ном , где 𝑆2факт - фактическая нагрузка вторичной обмотки ТТ. Фактическая нагрузка определяется мощностью многофункциональных измерительных приборов (МИП), подключенных к ТТ, и величиной потерь мощности в контрольных кабелях и переходных контактах. Тогда 2 (𝑅каб + 𝑅конт ), 𝑆2факт = 𝑆мип + 𝐼2ном где 𝑆мип - мощность, потребляемая всеми МИП (1шт. BINOM 334i) по токовым цепям; 𝑅каб - сопротивление контрольного кабеля токовых цепей; 𝑅конт - суммарное сопротивление переходных контактов. Принимаем: 𝑅конт = 0,05 Ом, так как измерительный прибор один; 𝜌каб = 0,0175 Ом ∙ мм2 /м - удельное сопротивление медной жилы контрольного кабеля (для всех электростанций с агрегатами большее 100 МВт); 𝐿каб.расч = 𝐿 = 175 м - расстояние от ТТ до места установки прибора при соединении ТТ в полную звезду. Тогда расчетное сечение кабеля: 𝐹каб.расч По 2 𝐿каб.расч ∙ 𝜌каб ∙ 𝐼2ном 175 ∙ 0,0175 ∙ 52 = = = 2,672 мм2 2 2 𝑆2ном − 𝑆мип − 𝐼2ном ∙ 𝑅конт 30 − 0,1 − 5 ∙ 0,05 шкале стандартных сечений соединительных проводников определяем сечение кабеля 𝐹каб = 4 мм2. Сопротивление кабеля: 49 𝑅каб = 𝐿каб.расч ∙ 𝜌каб 175 ∙ 0,0175 = = 0,766 Ом 𝐹каб 4 Фактическая нагрузка вторичной обмотки ТТ: 2 (𝑅каб + 𝑅конт ) = 0,1 + 52 ∙ (0,766 + 0,05) = 20,5 В ∙ А 𝑆2факт = 𝑆мип + 𝐼2ном Условие проверки: 0,25𝑆2ном ≤ 𝑆2факт ≤ 𝑆2ном ⇔ 7,5 < 20,5 < 30 Таким образом данный трансформатор тока ТОГ 500 У1 подходит для цепей РУ-500 кВ. Трансформаторы напряжения на РУ-220 кВ Выберем трансформатор напряжения ЗНОГ-220/79 Трансформаторы напряжения на РУ-500 кВ Выберем трансформатор напряжения НАМИ -500 Номинальная нагрузка вторичной обмотки измерительного ТН для класса точности 0,5 𝑆2ном = 100 ВА. Номинальное вторичное напряжение 𝑈2ном = 100/√3 В. К вторичной обмотке ТН подключаем измерительный прибор (МИП) BINOM 334i. Мощность, потребляемая цепями напряжения 𝑆мип = 0,05 ВА. Потери напряжения: ∆𝑈 = 𝐼ном ∙ 𝑅каб , где 𝐼ном - ток нагрузки в питающем МИП кабеле; 𝑅каб - сопротивление питающего МИП кабеля, равное 0,766 Ом. 𝐼ном = 𝑆факт.ф , 𝑈ном где 𝑆факт.ф - фактическая нагрузка вторичной обмотки на цепь одной фазы; 𝑈ном - номинальное напряжение фазы МИП или ИТН (100/√3 В). Тогда: 50 𝐼ном = 𝑆факт.ф 0,05 = = 8,66 ∙ 10−4 А 𝑈ном 100/√3 ∆𝑈 = 𝐼ном ∙ 𝑅каб = 8,66 ∙ 10−4 ∙ 0,766 = 0,663 ∙ 10−3 В Допустимое сечение кабеля: 𝐹каб.расч = По 𝐿каб.расч ∙ 𝜌каб ∙ 𝑆факт.ф 0,0025 ∙ 𝑈ном шкале = 2 175 ∙ 0,0175 ∙ 0,05 0,0025 ∙ ( стандартных сечений 100 ) √3 2 = 0,018 мм2 соединительных проводников определяем сечение кабеля 𝐹каб = 2,5 мм2 . Уточняем падение напряжения в измерительной цепи: ∆𝑈 = 𝐿каб.расч ∙ 𝜌каб ∙ 𝑆факт.ф 𝐹каб ∙ 𝑈ном 2 ∙ 100 = 175 ∙ 0,0175 ∙ 0,05 2 2,5 ∙ ( 100 ) √3 ∙ 100 = 1,838 ∙ 10−3 % ∆𝑈 = 1,838 ∙ 10−3 % < 0,25 % 5. Выбор токоведущих частей Участок генератор-блочный повышающий трансформатор Согласно справочным данным выбираем комплектный экранированный токопровод ТЭКНП-24-31500-560У1. Расчётные величины Каталожные данные выключателя Условие выбора 𝑈уст = 24 кВ 𝑈ном = 24 кВ выполнено 𝐼раб.утяж = 28,1 кА 𝐼ном = 31,5 кА выполнено 𝑖у = 275,431 кА 𝐼𝑚.дин = 560 кА выполнено 𝐵к = 42701 кА2 ∙ с 𝐼𝑇2 ∙ 𝑡𝑇 = 2202 ∙ 3 = выполнено = 145200 кА2 ∙ с 51 Данный КЭТ проходит по всем параметрам. В РУ 35 кВ и выше сборные шины, присоединения от трансформаторов к шинам выполняются многопроволочными аналогично гибкими линиям электропередачи, сталеалюминевыми проводами, т.е. при напряжениях 500 и 750 кВ также используются полые провода марки ПА. Выбор гибких шин и токопроводов для РУ-500 кВ В данном РУ применяются полые провода марки ПА-640, их параметры: I доп=1680 А, радиус провода R =59/2=29,5 мм. 𝐼раб.утяж = 1,521 кА Проверка проводников по условиям коронирования 𝐷 = 600 см – расстояние между фазами; 𝐷ср = 1,26 ∙ 𝐷 = 1,26 ∙ 600 = 756 см – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз; Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см, 𝐸0 = 30,3 ∙ 𝑚 ∙ (1 + 0,299 √𝑟 ), где 𝑚 – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, равный 0,82; 𝑟 – радиус провода, см. 𝐸0 = 30,3 ∙ 0,82 ∙ (1 + 𝐸=𝑘 0,299 ) = 29,171 кВ⁄см ; √2,95 0,354 ∙ 𝑈 , 𝐷ср 𝑛 ∙ 𝑟 ∙ lg ( ) 𝑟эк где k – коэффициент, учитывающий число проводов в фазе; 𝑟эк – эквивалентный радиус; 52 𝑘 =1+2∙ 𝑟 2,95 =1+2∙ = 1,147; 𝑎 40 𝑟эк = √𝑟 ∙ 𝑎 = √2,95 ∙ 40 = 10,863 см 𝐸=𝑘 0,354 ∙ 𝑈 0,354 ∙ 500 = 1,147 = 18,675 кВ⁄см 𝐷ср 756 2 ∙ 2,95 ∙ lg( ) 𝑛 ∙ 𝑟 ∙ lg( ) 10,863 𝑟эк 1,07 ∙ E = 19,982 ≤ 0,9 ∙ E0 = 26,254— условие выполняется. Провод не коронирует. Данные шины проходят по всем параметрам. Выбор гибких шин и токопроводов для РУ-220 кВ 𝐼раб.утяж = 2,943 кА Выбираем три проводника марки АС 600/72 сечением 600 мм2 и 𝐼доп = 1050 ∙ 3 = 3150 А Проверка проводников по условиям коронирования 𝑑 = 3,32 см; 𝑟= 𝑑 3,32 = = 1,16 см; 2 2 𝐷 = 400 см; 𝐷ср = 1,26 ∙ 𝐷 = 1,26 ∙ 400 = 504 см; 𝐸0 = 30,3 ∙ 𝑚 ∙ (1 + 𝐸= 0,299 √𝑟 ) = 30,3 ∙ 0,82 ∙ (1 + 0,299 ) = 31,744 кВ⁄см √1,16 0,354 ∙ 𝑈 0,354 ∙ 220 = = 25,451 кВ⁄см 𝐷ср 504 𝑟 ∙ lg( ) 1,262 ∙ lg(1,16) 𝑟 1,07 ∙ E = 27,233 ≤ 0,9 ∙ E0 = 28,57— условие выполняется. Провод не коронирует. Данные шины проходят по всем параметрам. 53 Выбор жестких шин в РУСН-6 кВ Пролет шин l = 1, расстояние между фазами принимаем равным 300 мм. Шины расположены по вершинам прямоугольного треугольника. 𝐼раб.утяж. = 2,409 кА Выбираем однополосные медные шины сечением 100 ∙ 10 = 1000 мм2 𝐼доп = 𝐼пр ∙ 0,92 = 2860 ∙ 0,92 = 2631 кА 𝐼раб.утяж. меньше 𝐼доп. 𝑆мин √𝐵к √1393 ∙ 106 = = = 414,7 мм2 𝐶 90 Момент сопротивления однополосной шины 𝑏 ∙ ℎ2 0,01 ∙ 0,12 𝑊= = = 3,333 ∙ 10−5 м3 3 3 𝑖у2 ∙ 𝑙 2 (123,295 ∙ 103 )2 ∙ 12 −7 𝑀ф = 2,2 ∙ 10 = 2,2 ∙ ∙ 10−7 = 1114,788 Н/м 10𝑎 10 ∙ 0,3 𝜎расч = 𝑀ф 1114,788 = = 33,45 МПА 𝑊хп 3,333 ∙ 10−5 𝜎расч ≤ 𝜎доп = 90 МПА Выбор изолятора 𝐹расч 𝑖уд 2 ∙ 𝑙 (123,295)2 ∙ 1 −7 = 1,62 ∙ 10 = 1,62 ∙ 10−1 = 8209 Н 𝑎 0,3 Выбираем изолятор ИОР – 6/250 УХЛ2. 54 6. Список литературы 1. Электрическая часть электростанций / Под ред. С. В. Усова. – Л. Энергоатомиздат, 1987. 2. Электрическая часть станций и подстанций / Под ред. А. А. Васильева. – М. Энергоиздат, 1990. 3. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. – М. : Энергоатомиздат, 1987. 4. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. – 3-е изд., перераб. и доп. – М. : ЭНАС, 2009. 5. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы / Под ред. Б. Н. Неклепаева. – М. : Энергия, 1979. 6. Околович М. Н. Проектирование электрических станций. – М. : Энергоиздат, 1982. 7. Лисовский Г. С., Хейфиц М. Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35-750 кВ. – М. : Энергия, 1977. 8. Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. – М.: Энергоатомиздат, 1987. 9. Правила устройства электроустановок. – 7-е изд. – М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. 10. Ополева Г. Н. Схемы и подстанции электроснабжения. – М. : Форум-Инфра, 2008. 11. Черновец А. К., Лапидус А. А. Электрическая часть систем электроснабжения станций и подстанций. Учебное пособие. - СПб. : Изд-во ПУ, 2006. 12. Черновец А. К. Электрическая часть атомных электростанций. Компоновка открытых распределительных устройств. Учебное пособие. – Л.: ЛПИ, 1989. 13. Алексеева О. Н., Черновец А. К., Шаргин Ю. М. Электрическая часть атомных и гидравлических подстанций. Учебное пособие к курсовому проектированию. – СПб. : Изд-во СПбГТУ, 1998. 55
