Проектирование электрической части ГЭС
Федеральное агентство по образованию
Саяно-Шушенский филиал
Красноярского государственного технического университета
Расчётно-пояснительная записка
к курсовой работе по ЭЧС
«ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ГЭС»
Выполнил
студент
группы ГЭ 07-01
Дегенгард В.В
Проверил
преподаватель
Толстихина
Л.В
Саяногорск 2011.
Введение
Цивилизованное общество невозможно представить без энергетической
отрасли. Современные города полностью зависят от снабжения электрической
энергией. Так при выходе из строя генерирующих мощностей или распределительных
серей, тысячи людей могут оказаться без элементарных средств обеспечения
жизнедеятельности: водоснабжения, отопления, канализации, освещения. Также
такие аварии могут нанести экономики страны значительный ущерб. Энергетика 21
века должна надежно и бесперебойно обеспечивать потребителя электрической
энергией, при этом поддерживать качественные показатели энергии на высоком
уровне.
Все вышеперечисленные условия показывают, что к проектированию,
строительству и эксплуатации энергетических объектов нужно подходить с высокой
ответственностью, компетенцией и максимально использовать новые разработки и
достижения науки.
Заключительной работой курса “Электрической части ГЭС” является курсовой
проект «Проектирование электрической части ГЭС», в котором студент должен по
исходным данным выбрать схему выдачи мощности, выбрать вид блока, по
результатам расчетов токов КЗ выбрать оборудование ГЭС и распределительной
подстанции ГЭС.
1. Выбор
структурной схемы электрических соединений
Электрические схемы ГЭС строятся, как правило, по блочному принципу. Все
генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами, параллельная
работа блоков осуществляется на высоком напряжении.
Учитывая режим работы ГЭС в системе, маневренность и мобильность
агрегатов, а также необходимость уменьшения капиталовложений, помимо одиночных
блоков (рисунок 1.1) широко применяются укрупненные блоки с подключением
нескольких генераторов совместно с повышающими трансформаторами подключены к одному
выключателю (рисунок 1.2). На генераторном напряжении блоков выполняются
ответвления для питания с.н.
Рисунок
1.1 - Структурная схема одиночного блока
Рисунок
1.2 - Структурные схемы укрупненных блоков с подключением генераторов к
трансформатору
С
целью снижения капиталовложений, кроме единичных блоков на станции могут быть
применены укрупненные блоки. Их применение возможно только в том случае, когда
общая мощность такого блока (в данном случае
) не
превышает допустимой величины снижения генерируемой мощности в ЭС 
(аварийный резерв), которая для данного задания
составляет
.
Следовательно,
для данной ГЭС применение укрупненных блоков в структурной схеме является
возможным.
Предлагаемые
варианты структурных схем представлены на рисунках 1.1, 1.2.
Рассмотрим
каждый из намеченных вариантов, отмечая попутно их достоинства и недостатки.
Минимальное
число блоков, подключенных к РУВН должно быть таким, чтобы выполнялось условие
(1)
Определим максимальную нагрузку РУ 150кВ по формуле:
(2)
где
- коэффициент одновременности; 
.- количество линий нагрузки потребителей
-
мощность нагрузки подключённой к РУ 150кВ
Максимально
возможная мощность, передаваемая в систему с шин РУ 150кВ
Мощность
генераторов блоков, присоединенных к РУ 150кВ, определяется по выражению:
(3)
где 
- количество генераторов присоединенных к РУ 150кВ;
- доля
мощности генератора, потребляемая на собственные нужды (
1%);
-
номинальная мощность генератора, МВт;
-
максимальная мощность, потребляемая с шин РУ 150кВ, МВт.
Итак,
генерируемая на РУСН мощность не превышает максимальную потребляемую мощность
местной нагрузки на величину:
(4)
Эта величина учитывает, что часть потребления на РУ 150кВ будет
обеспечиваться мощностью получаемой от РУ 330 кВ.
Стоит отметить, что РУВН в нашем проекте будет подключено посредством АТ
связи.
Рисунок
1.3 - Схема с единичными блоками
Рисунок
1.4 - Схема с укрупненными блоками
На
рисунке 1.3 представлена структурная схема ГЭС с единичными блоками: 6 блоков с
трехфазными двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-250000/330
(ориентировочно) присоединенных к шинам РУ 330кВ и 2 блока с трехфазными
двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-250000/150 (ориентировочно)
присоединенными к шинам РУ.
На
рисунке 1.4 представлена структурная схема, в которой шесть генераторов попарно
соединены в три укрупненных блока: два генератора и два трансформатора ТДЦ -
250000/330 соединены блок с одним выключателем на РУ 330 кВ, на РУ 150 кВ два
генератора соединены в укрупненный блок: два генератора и два трансформатора
ТДЦ - 250000/150.
На
основании вышеизложенного для дальнейшего технико-экономического сравнения
выбираем варианты блочной схемы (рисунок 1.3) и схемы с укрупненными блоками
(рисунок 1.4).
Для
упрощения анализа на данном этапе примем, что блок присоединен к РУ СН одним
выключателем.
Рассмотрим
далее возможность применения единичного или укрупненного блока для РУ СН и РУ
ВН.
2. Выбор
блоков ГЭС на основании технико-экономического расчета.
.1 Выбор
блочных трансформаторов
Выбор трансформаторов включает в себя определение их числа, типа и
номинальной мощности.
Выбор номинальной мощности трансформатора в общем случае производят с
учетом его нагрузочной способности:
(5)
где
- коэффициент допустимой перегрузки.
При
блочной схеме трансформатор блока должен обеспечить выдачу мощности генератора
в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении
от генератора. Тогда:
(6)
где
- активная и реактивная номинальные мощности
генератора, МВт, МВАр;
-
активная и реактивная нагрузки собственных нужд, МВт, МВАр;
-
активная и реактивная местные нагрузки, МВт, МВАр.
Так
как на ответвлении к блоку присоединена только нагрузка собственных нужд, то:
(7)
где
- номинальный коэффициент мощности генератора, о.е.
Для
единичных и укрупненных блоков 330 кВ выбираем тип трансформаторов
ТДЦ(ТЦ)-250000/330, выпускаемые Запорожским трансформаторным заводом, для
которых:н=250 МВА; UВН=347кВ; UНН=15,75кВ; Рх=240кВт; Рк=605кВт, Uк%=11,0,
Iх%=0,45%, rт=1,17Ом, хт=52,98Ом.
Для
единичных и укрупненных блоков 150 кВ выбираем тип трансформаторов
ТДЦ(ТЦ)-250000/150, выпускаемые Запорожским трансформаторным заводом, для
которых:н=250 МВА; UВН=165кВ; UНН=15,75кВ; Рх=190кВт; Рк=640кВт, Uк%=11,0,
Iх%=0,5%, rт=0,279Ом, хт=11,98Ом.
При
проектировании элементов энергосистем потери ЭЭ при отсутствии графиков
нагрузки оценивают методом времени максимальных потерь 
, используя значения максимальных нагрузок Pmax и
время максимальных потерь 
.
Значение
определяем по эмпирической формуле:
(8)
Потери
холостого хода в трансформаторе:
(9)
где
- число параллельно включенных трансформаторов.
- время
работы блока в течение года, ч, определяемое по выражению:
(10)
где
- время плановых простоев блока в течение года, ч;
-
параметр потока отказов трансформатора блока, 1/год;
-
среднее время аварийно-восстановительных ремонтов трансформатора, ч.
По
таблице П.9.2 [1] для единичных и укрупненных блоков для напряжения 330 кВ
находим: 
= 1,0; 
=30ч; =0,053 год-1; 
=45,03 ч.
для
единичных и укрупненных блоков для напряжения 150 кВ находим
= 1,0; =30ч; =0,075
год-1; =94,61 ч.
Тогда:
Нагрузочные
потери определим по формуле
, (11)
где
Годовые
издержки на потери электроэнергии определяются следующим образом:
(12)
Значения коэффициентов 
и 
[1] для 2011 года:
;
.
Подставляя необходимые значения 
и 
в формулу, находим величину издержек
на потери ЭЭ для одного трансформатора блока:
Суммарные издержки на 6 трансформаторов РУ 330 кВ составляют
Суммарные издержки на 2 трансформатора РУ 150 кВ составляют
2.2 Выбор
вида блоков 330 кВ
Под надежностью понимается свойство объекта - системы или элемента
выполнять заданные функции, сохраняя показатели в заданных условиях
эксплуатации. Мерой надежности является вероятность. Надежность системы
обеспечивается такими ее свойствами и свойствами элементов, как
работоспособность, безотказность, ремонтопригодность, долговечность. В настоящее
время в технике и энергетике наибольшее распространение получили элементные
методы расчета надежности систем, которые исходят из предположения, что система
состоит из самостоятельных (в смысле анализа надежности) элементов; при этом,
как правило, функциональные зависимости между параметрами режимов отдельных
элементов системы рассматриваются приближенно.
Считается, что отказ системы в выполнении заданных функций наступает в
результате отказа элементов или их групп, ошибок обслуживающего персонала, отказов
релейной защиты и противоаварийной автоматики.
Разделение на «элемент» и «систему» носит условный характер. В
зависимости от решаемой задачи одни и те же физические объекты или их
совокупности могут рассматриваться и как система, и как элемент. С одной
стороны, при оценке надежности, например, электрической станции, генераторы,
трансформаторы, выключатели, линии электропередачи считаются элементами схемы.
С другой стороны, при оценке надежности линии или выключателя их следует
рассматривать как системы, состоящие из отдельных элементов (опор, гирлянд,
изоляторов, контактов выключателя, привода и т.д.).
Наиболее часто в расчетах надежности классификация элементов производится
по конструктивному признаку с учетом их назначения. в качестве таковых принимают: генераторы, трансформаторы,
выключатели, линии электропередачи, сборные шины, разъединители, отделители,
предохранители, всевозможные преобразователи. Каждый элемент может находиться в
трех различных (с точки зрения надежности системы) состояниях: рабочем, когда
он включен; отказа, когда он отключен вследствие повреждения или аварии, т.е.
воздействия случайных факторов; преднамеренного отключения, когда он отключен
для проведения профилактических, капитальных ремонтов, по заявкам различных
организаций. В общем случае все три состояния являются случайными, и поэтому в
расчетах надежности используются вероятностно-статистические методы.
В действующих нормативных материалах, в частности в Правилах устройства
электроустановок (ПУЭ) [19], фактор надежности учитывается при обеспечении
надежности электроснабжения электроприемников, которые разделяются на три
категории, причем из состава электроприемников первой категории выделяется еще
особая группа. Однако стоит отметить, что рекомендаций по количественной оценке
надежности и последствий отказов в нормативных материалах не приводится.
При выборе оптимального варианта структурной схемы ГЭС в рамках курсового
проекта учитываем ненадежность только «отличающихся» элементов, к которым
относятся:
· выключатели 330 кВ;
· разъединители 330 кВ;
При этом в сравнении не учитываются одинаковые по вариантам элементы
(генераторы с генераторными коммутационными аппаратами, трансформаторы блоков
330 кВ, трансформаторы с.н.).
Рассмотрим экономическую целесообразность укрупнения блоков 330 кВ. По
данным табл. 2.1 определим вероятность отказа, или средний коэффициент
вынужденного простоя элементов электрической схемы ГЭС в течение года, по
формуле
p ав = w × Тв (13)
где: w - параметр
потока отказов, 1/год;
Тв - среднее время восстановления, лет.
|
Таблица 2.1 Показатели надежности работы элементов блока
330 кВ
|
|
Элемент блока
|
Параметр потока отказов w, 1/год
|
Среднее время восстановления Тв, 10 -3
лет
|
|
Выключатель 330 кВ
|
0,03
|
5,48
|
|
Разъединитель 330 кВ
|
0,010
|
1,14
|
|
Элемент блока
|
Частота ремонтов m, 1/год
|
Продолжительность ремонтов Тр, 10 -3
лет/рем
|
Расчетная вероятность pпл, 10-5 о.е
|
|
Выключатель 330 кВ
|
0,2
|
12,9
|
258
|
|
Разъединитель 330 кВ
|
0,166
|
2,05
|
34,03
|
Итак, искомые вероятности аварийного простоя элементов блока составят:
для выключателя 330 кВ:
= 0,03 × 5,48·10-3 = 16,44 ·10-5;
для
разъединителя 330кВ:
= 0,010 × 1,14 · 10-3 = 1,14 ·10-5
Рисунок
2.1 - Вариант структурной схемы ГЭС с единичными блоками:
а)
принципиальная схема; б) расчетная схема
Рисунок
2.2 - Вариант структурной схемы ГЭС с единичными укрупненными блоками:
а)
принципиальная схема; б) расчетная схема
Определим
вероятности простоя элементов схемы станции вследствие ремонтов (плановых,
средних, капитальных) по формуле:
p пл = m × Тр, (14)
где
m - частота ремонтов (плановых, средних, капитальных), 1/год;
Тр - продолжительность ремонтов, лет/рем.
Полученные в результате расчетов данные сведем в таблицу.
.2.1 Оценка
надежности элементов схемы единичного блока
Вероятность недоотпуска ЭЭ при применении в схеме ГЭС единичных блоков
330 кВ (вариант 1, рисунок 2.1) в случае полного отключения генерирующей
мощности генераторов блока (G1, G2) может быть определена как
произведение вероятностей простоя элементов, составляющих схему.
p I1S = (2×pqs + pq) × (2×pqs + pq) = (2×pqs + pq + pт + pтсн)2, (15)
А так как вероятность простоя элемента схемы определяется суммой
вероятностей событий, состоящих в наступлении аварийного или планового
ремонтов, то перепишем выражение (15) в следующем виде
p
I1S = [2(
+
) + (
+
)]2 (16)
Исключим из последнего выражения события, состоящие в наступлении
планово-предупредительных ремонтов обоих блоков 330 кВ, тогда формула (2.15)
примет вид:
p
I1S = [2(+) + (+)]2 - (2+)2 (17)
Рассчитав с помощью математических программ получим:
p I1S = 0,126 ·10-5
Математическое ожидание среднегодового недоотпуска ЭЭ Wнд в связи с прекращением
электроснабжения в результате простоя обоих блоков 330 кВ или аварийного простоя
одного при плановом ремонте другого составит:
Wнд = p × Pmax × Тmax,
где: p - вероятность перерыва
электроснабжения при рассматриваемой схеме, о.е.;
Pmax - максимальная активная мощность генераторов блока, МВт;
Тmax - продолжительность использования
установленной мощности генераторов ГЭС, ч.
W Iнд1 = 0,126
·10-5× 200 × 0,99 × 4200 = 2,09 МВт×ч/год
Тогда, математическое ожидание ущерба вследствие ненадежности схемы
определим по формуле:
УН = у0×Wнд (18)
где: УН - ущерб (или недополученная прибыль) от недовыработки
электроэнергии, руб/год;
у0 - удельный ущерб, руб/кВт×ч.
Величина удельного ущерба составляет:
у0 = 60 руб/кВт×ч.
Подставив найденные значения Wнд, для
варианта 1 с единичными блоками 330 кВ находим:
УН I 1 = 60 × 2,09 = 125,3 тыс.руб/год.
Таким образом, выполним расчет второй составляющей математического
ожидания ущерба УН II1,
определяемой вероятностью события p II1S, имеющего место при аварийном или плановом простое одного из
последовательных элементов единичных блоков .
p
II1S =
2·[2(+) + (+)], (19)
p II1S = 6,896 ·10-3;
W IIнд1 = 6,896
·10-3·10-3× 200 × 0,99 × 4200 = 5734,4 МВт×ч/год.;
УН II 1 = 60 × 5734,4 = 344063 тыс.руб/год.
Тогда значение ущерба от ненадежности для схемы единичного блока с учетом
двух составляющих:
УН 1 = УН I1 + УН II1 = 125,3 + 344063 = 344188
тыс.руб/год. (20)
2.2.2 Оценка
надежности элементов схемы укрупненного блока
Вероятность недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного
блока p 2S (вариант 2) равна сумме вероятностей
аварийных и плановых ремонтов последовательных элементов схемы блока:
p 2S = 2×pqs + pq + 2pт + 2pтсн, (21)
или, с учетом отмеченного выше условия, имеем:
p
2S = 2(+) + (+), (22)
отсюда, используя данные табл 2.1, находим:
p 2S = 3,448·10-3.
Математическое ожидание недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов
укрупненного блока по формуле
Wнд2 = 3,448·10-3× 2 · 200 × 0,99 × 4200 = 5734,4 МВт×ч/год.
Математическое ожидание ущерба, согласно:
УН 2 = 60 × 5734,4 = 344063 тыс.руб/год.
Определим капиталовложения К для схемы с единичными блоками (вариант 1):
К1 = 2 ·(Кяч.ОРУ-330
+КТ + КТсн ), (23)
где: Кяч.ОРУ-330 - расчетная стоимость (укрупненная) ячеек ОРУ
- 330 кВ [6, таблица 10.26], тыс. руб/;
КТ - расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного
трансформатора единичного (укрупненного) блока [6, табл. 3.8], тыс. руб/;
КТсн - расчетная стоимость трехфазного двухобмоточного
трансформатора собственных нужд [6, табл. 3.4], тыс. руб.
таким образом, для варианта 1:
К1 = 
= 625259,6 тыс. руб;
для варианта 2 капиталовложения составят:
К2 = (Кяч.ОРУ-330 + 2КТ +2 КТсн,)
К2 = (Кяч.ОРУ-330 + 2КТ
+2 КТсн,) (24)
или, в соответствии с данными[6]:
К2 =
+ 2·
+ 2·
) = 
тыс.руб
Ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание
электрооборудования электростанции пропорциональны стоимости основных фондов
(капиталовложениям)
И а+о
= a (а+о)S × К (25)
Где a (а+о)S - норма суммарных амортизационных
отчислений (отчисления на реновацию и капитальный ремонт) и затрат на
эксплуатацию электроустановки (текущий ремонт и зарплата персоналу) [10, табл.
П.10.1], о.е.:
И1а+о = 0,064 × 625259,6 = 38997 тыс.руб,
для варианта 2:
И2а+о = 0,064× = 34004 тыс.руб.
Наиболее экономичный из вариантов электроустановки требует наименьшего
значения полных приведенных затрат по формуле:
Зi = Е × Кi + Иi + УНi, (26)
З1 = Е × К1 + И1 + И2+ УН1 = 0,15 ×625259,6 + 38997 + 371,88+344,118 =
= 334605 тыс. руб З2 = Е × К2 + И2 + УН2 = 0,15 × + 34004 +371,88+ 344,1 = 114180 тыс.
руб
Из сравнения экономических показателей рассмотренных вариантов блочных
схем видно, что предпочтительнее вариант 2 схемы с укрупненными блоками на
стороне ВН 330 кВ. Он на 65% выгоднее по сравнению с вариантом с укрупненными.
2.3 Выбор
вида блоков 150 кВ
При выборе оптимального варианта структурной схемы ГЭС в рамках курсового
проекта учитываем ненадежность только «отличающихся» элементов, к которым
относятся:
выключатели 150 кВ;
разъединители 150 кВ;
При этом в сравнении не учитываются одинаковые по вариантам элементы (генераторы
с генераторными коммутационными аппаратами, трансформаторы блоков 150 кВ,
трансформаторы с.н.).
Рассмотрим экономическую целесообразность укрупнения блоков 330 кВ. По
данным таблицы 2.1 определим вероятность отказа, или средний коэффициент
вынужденного простоя элементов электрической схемы ГЭС в течение года, по
формуле
p ав = w × Тв
где: w - параметр
потока отказов, 1/год;
Тв - среднее время восстановления, лет.
Таблица 2.1 Показатели надежности работы элементов блока 150 кВ
|
Элемент блока
|
Параметр потока отказов w, 1/год
|
Среднее время восстановления Тв, 10 -3
лет
|
|
Выключатель 150
кВ
|
0,02
|
2,85
|
|
Разъединитель 150 кВ
|
0,010
|
1,71
|
|
Элемент блока
|
Частота ремонтов m, 1/год
|
Продолжительность ремонтов Тр, 10 -3
лет/рем
|
Расчетная вероятность pпл, 10-5 о.е
|
|
|
Выключатель 150 кВ
|
0,2
|
9,53
|
191
|
|
|
Разъединитель 150 кВ
|
0,166
|
1,26
|
21
|
|
|
|
|
|
|
|
Итак, искомые вероятности аварийного простоя элементов блока составят:
для выключателя 150 кВ:
= 0,02 × 2,85·10-3 = 5,7 ·10-5;
для
разъединителя 150кВ:
= 0,010 × 1,71 · 10-3 = 1,71 ·10-5;
Рисунок
2.3 - Вариант структурной схемы ГЭС с единичными блоками: а) принципиальная
схема; б) расчетная схема
Рисунок
2.4 - Вариант структурной схемы ГЭС с единичными укрупнеными блоками: а)
принципиальная схема; б) расчетная схема
Определим
вероятности простоя элементов схемы станции вследствие ремонтов (плановых,
средних, капитальных) по формуле:
p пл = m × Тр,
где:
m - частота ремонтов (плановых, средних, капитальных),
1/год;
Тр
- продолжительность ремонтов, лет/рем.
Полученные
в результате расчетов данные сведем в таблицу.
2.3.1 Оценка
надежности элементов схемы единичного блока
Вероятность недоотпуска ЭЭ при применении в схеме ГЭС единичных блоков
150 кВ (вариант 1, рисунок 2.3) в случае полного отключения генерирующей
мощности генераторов блока (G1, G2) может быть определена как
произведение вероятностей простоя элементов, составляющих схему.
p I1S = (2×pqs + pq) × (2×pqs + pq) == (2×pqs + pq + pт + pтсн)2,
А так как вероятность простоя элемента схемы определяется суммой
вероятностей событий, состоящих в наступлении аварийного или планового
ремонтов, то перепишем выражение (16) в следующем виде
p
I1S = [2(+) + (+)]2
Исключим
из последнего выражения события, состоящие в наступлении
планово-предупредительных ремонтов обоих блоков 150 кВ, тогда формула (17)
примет вид:
p
I1S = [2(+) + (+)]2 - (2+)2
Рассчитав
с помощью математических программ получим:
p
I1S =
1,117 ·10-5.
Математическое
ожидание среднегодового недоотпуска ЭЭ Wнд в связи с прекращением электроснабжения в результате
простоя обоих блоков 150 кВ или аварийного простоя одного при плановом ремонте
другого составит:
Wнд = p × Pmax × Тmax,
где:
p - вероятность перерыва электроснабжения при
рассматриваемой схеме, о.е.;
Pmax
- максимальная активная мощность генераторов блока, МВт;
Тmax - продолжительность использования установленной мощности генераторов
ГЭС, ч.
W
Iнд1 =
1,117 ·10-5× 200 × 0,99 × 4200 = 18,6
МВт×ч/год
Тогда,
математическое ожидание ущерба вследствие ненадежности схемы определим по
формуле:
УН
= у0×Wнд
Где
УН - ущерб (или недополученная прибыль) от недовыработки электроэнергии,
руб/год;
у0
- удельный ущерб, руб/кВт×ч.
Величина
удельного ущерба составляет:
у0
= 60 руб/кВт×ч.
Ущерб
от недоотпуска для варианта 1 с единичными блоками 150 кВ находим:
УН
I 1 = 60 × 18,6 = 1115,3 тыс.руб/год.
Таким
образом, выполним расчет второй составляющей математического ожидания ущерба УН
II1,
определяемой вероятностью события p II1S, имеющего место при
аварийном или плановом простое одного из последовательных элементов единичных
блоков .
p
II1S =
2·[2(+) + (+)],
или,
в соответствии с данными табл. 2.1 и 2.2, формулами (2.2), (2.17), (2.18):
p
II1S = 4,83
·10-3;
W
IIнд1 = 4,83
·10-3· 200 × 0,99 × 4200 = 8038 МВт×ч/год.;
УН
II 1 = 60 × 8038 = 482259 тыс.руб/год.
Тогда
значение ущерба от ненадежности для схемы единичного блока с учетом двух
составляющих:
УН
1 = УН I1 + УН II1 = 1115,3 + 482259 =
483374 тыс.руб/год.
2.4 Оценка
надежности элементов схемы укрупненного блока
Вероятность недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного
блока p 2S (вариант 2) равна сумме вероятностей
аварийных и плановых ремонтов последовательных элементов схемы блока:
p 2S = 2×pqs + pq + 2pт + 2pтсн,
или, с учетом отмеченного выше условия, имеем:
p
2S = 2(+) + (+),
отсюда,
используя данные табл 1,2, находим:
p
2S = 2,41·10-3.
Математическое
ожидание недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока по
формуле:
Wнд2 = 2,41·10-3× 2 · 200 × 0,99 × 4200 = 4019 МВт×ч/год.
Математическое
ожидание ущерба, согласно:
УН
2 = 60 × 4019 = 241129
тыс.руб/год.
Определим
капиталовложения К для схемы с единичными блоками (вариант 1):
К1
= 2 ·(Кяч.ОРУ-150 +КТ + КТсн ),
Где
Кяч.ОРУ-150 - расчетная стоимость (укрупненная) ячеек ОРУ - 150 кВ
6, табл. 10.26, тыс.руб;
КТ
- расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора
единичного (укрупненного) блока [6, табл. 3.8], тыс. руб;
КТсн
- расчетная стоимость трехфазного двухобмоточного трансформатора собственных
нужд [6, табл. 3.4], тыс. руб.
таким образом,
для варианта 1:
К1
= 
= 411483 тыс. руб;
для
варианта 2 капиталовложения составят:
К2
= (Кяч.ОРУ-150 + 2КТ +2 КТсн,)
или,
в соответствии с данными /6/:
К2
=
+ 2·
+ 2·) = 
тыс.руб
Ежегодные
издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание электрооборудования
электростанции пропорциональны стоимости основных фондов (капиталовложениям):
И
а+о = a (а+о)S × К
где:
a (а+о)S - норма суммарных амортизационных отчислений
(отчисления на реновацию и капитальный ремонт) и затрат на эксплуатацию
электроустановки (текущий ремонт и зарплата персоналу) [10, табл. П.10.1],
о.е.:
И1а+о
= 0,094 × 411483 = 38679 тыс.руб,
для
варианта 2:
И2а+о
= 0,094× = 33686
тыс.руб.
Наиболее
экономичный из вариантов электроустановки требует наименьшего значения полных
приведенных затрат по формуле:
Зi = Е × Кi + Иi + УНi,
З1 = Е × К1 + И1 + И2+ УН1 = 0,15 ×411483+38679+343,13+483,374 =
=101571 тыс.руб,
З2 = Е × К2 + И2 + УН2 = 0,15 × + 33686 +343,13+ 241,129 =
= 88472 тыс.руб
Из сравнения экономических показателей рассмотренных вариантов блочных
схем видно, что предпочтительнее вариант 2 схемы с укрупненными блоками на
стороне ВН 150 кВ, но выбирается вариант с простыми блоками из за ограничений
работы автотрансформатора связи.
3. Выбор
основного силового оборудочания
.1 Выбор
синхронных генераторов электростанции
Номинальная активная мощность гидрогенераторов (200 МВт) и их число
входят в задание на курсовое проектирование, следовательно, выбор генераторов
сводится фактически только к выбору их типа.
Выбираем генераторы:
СВ - 1130/250 - 48
- Номинальная частота вращения,
об/мин 125
- Номинальная мощность - полная SG, МВА
активная PG, МВт 235 200
- Номинальное напряжение UG, кВ 15,75
Номинальный коэффициент мощности cosj G, о.е. 0,85
Номинальный ток IG, кА 8,61
- Индуктивные сопротивления, о.е. - xd``,- xd`,- xd. 0,205 0,3875
0,915
3.2 Выбор
блочных трансформаторов
Данные расчеты выполнены и выбраны блочные трансформаторы типа:
ТДЦ(ТЦ) - 250000/330;
.3. Выбор
трансформаторов собственных нужд
Доля мощности, потребляемой на собственные нужды станции составляет 1% от
SGном:
SС.Н. = 0,01 × SG = 0,01 × 235 = 2350 кВА. (27)
Условия выбора трансформатора собственных нужд запишем в виде
SТСН ³ SС.Н., (28)
При этом ближайшая стандартная мощность трансформатора составляет 2500
кВА. Выбираем трансформаторы с естественной циркуляцией воздуха и масла:
ТМ - 2500/35 15,75кВ.
3.4 Выбор
автотрансформаторов связи
Расчетная мощность автотрансформатора связи (АТС), включенного между РУ
ВН и РУ СН, определяется на основе анализа перетоков мощности между этими РУ в
нормальном и аварийном режимах. В частности, необходимо рассмотреть отключение
одного из блоков, присоединенных к РУ СН.
При выборе числа АТС учитывается, во-первых, требуемая надежность
электроснабжения потребителей сети среднего напряжения, во-вторых, допустимость
изолированной работы блоков на РУ СН.
Руководствуясь требованиями надежности электроснабжения местной нагрузки,
на ГЭС, как правило, предусматривают два АТС. При выборе номинальной мощности
трансформаторов связи учет их нагрузочной способности зависит от режима,
определяющего расчетную (наибольшую) мощность. Если вероятность расчетного
режима достаточно велика (плановое или аварийное отключение одного из
генераторов на станции, аварийная ситуация в системе), то при выборе
номинальной мощности можно допускать лишь перегрузку без сокращения срока
службы, т.е. использовать коэффициент Кп.сист. В тех же случаях,
когда расчетный режим маловероятен (отказ одного из АТС), при определении
номинальной мощности используется коэффициент допустимой аварийной перегрузки Кп.ав.
Даны следующие условия
,
,
,
,
Мощность
АТ связи выбирается по 3 режимам:
Нормальный
Режим
отключения 1 блока на СН
Аварийное
отключение 1-ого АТ связи.
Рассмотрим
нормальный режим. Определим максимальный переток:
, (28)
(29)
(30)
(31)
(32)
(31)
(32)
Аварийное отключение 1 блока. В данном случае нагрузка на СН принимается
максимальной
(33)
Аварийно отключение одного автотрансформатор связи.
(34)
В каталоге смотрим большее, необходимое нам, значение:
хАТДЦТН 250000/330/150 У-1
|
Номинальная мощность
|
|
|
Номинальное напряжение обмотки ВН
|
|
|
Номинальное напряжение обмотки СН
|
|
|
Номинальное напряжение обмотки НН
|
|
|
Напряжения короткого замыкания: ВН - СН ВН - НН СН - НН
|
  
|
|
Потери холостого хода
|
|
|
Потери короткого замыкания
|
|
|
Ток холостого хода
|
|
Проверим на возможность комбинированного режима:
Рассчитаем мощность С.Н.
(35)
Проверим по загрузке общую обмотку
(36)
(37)
Рабочий ток средней обмотки
(38)
(39)
Номинальный ток общей обмотки
(40)
где
(41)
Фактический ток общей обмотки
(42)
Так как фактический ток общей обмотки превышает номинальный необходимо
снижение передаваемой мощности.
(43)
(44)
Автотрансформатор подходит.
3.5 Выбор
проводов воздушных линий 330 кВ
Протяженность линий 330 кВ
Суммарная мощность, выдаваемая на РУ-330 кВ:
(45)
Передаваемая мощность на одну линию для ВЛ-330 кВ
(46)
Число линий 330 кВ
(47)
Принимаем число ВЛ-330 кВ равным 
(48)
Расчётный ток ВЛ-330 кВ
(49)
По величине расчётного тока из справочника [2] выбираем провод:
АС-240/32
Проверим выбранное сечение проводников ВЛ-330 кВ в условиях
послеаварийного режима (при отключении одной из двух воздушных линий
электропередач).
(50)
по величине расчётного тока послеаварийного режима из справочника [2]
окончательно принимаем провод АС-500/64 для которого допустимый ток 
.
гидроэлектростанция
блок ток агрегат
4. Выбор
схемы расределительного устройства. Поектирование главной схемы ГЭС
Число присоединений на РУ 330 кВ - 9.
Принимаем схему две системы шин с тремя выключателями на две цепи.
Число присоединений на РУ 150 кВ - 6.
Принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными
выключателями на каждую секцию.
Рисунок
4.1 - схема распределительного устройства для напряжения 330 кВ две системы шин
с тремя выключателями на две цепи
Рисунок 4.2 - схема распределительного устройства для напряжения 150 кВ
одна секционированная система шин с обходной с отдельными выключателями на
каждую секцию
5. Расчет
токов короткого замыкания для выбора аппаратов
Упрощенная схема электрических соединений ЭЭС представлена на рисунке 5.1
Рисунок
5.1- Упрощенная схема электрических соединений ЭЭС
5.1 Расчет
тока однофазного и трехфазного короткого замыкания на шинах РУВН 330 кВ
.1.1 Расчет
периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания на РУВН
При расчете подпиткой от С.Н. пренебрегаем, учитываем систему.
Для расчетов токов КЗ за базисную мощность принимаем 
Базисные напряжения принял равными средним номинальным напряжениям на
соответствующих ступенях трансформации
Среднее номинальное напряжение устанавливают из следующей
шкалы напряжений:
; 515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 20; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3
Определяем базовые параметры
(51)
(52)
(53)
(54)
(55)
(56)
(57)
(58)
(59)
Индуктивные сопротивления гидрогенераторов
(60)
Индуктивное сопротивление системы
(61)
Индуктивные сопротивления трансформаторов АТ1, АТ2:
(62)
(63)
(64)
(65)
(66)
(67)
(68)
(69)
(70)
Индуктивные сопротивления трансформаторов Т1-6
(71)
Индуктивные сопротивления трансформаторов Т7-8
(72)
Индуктивные сопротивления воздушной линий электропередачи
(73)
Средние значения сверхпереходных ЭДС при номинальных условиях:
Для электроэнергетических систем - 
Для гидрогенераторов с демпферными обмотками - 
Для определения начального значения периодической составляющей тока
трехфазного короткого замыкания необходимо составить схему замещения
электроэнергетической системы, представленной совокупностью схем замещения
элементов при заданных условиях.
Схема замещения электроэнергетической системы представлена на рисунке
5.2.
Рисунок
5.2 - Схема замещения ЭЭС.
Выполним
элементарные преобразования
(74)
(75)
(76)
(77)
(78)
(79)
(80)
(81)
(82)
(83)
(84)
(85)
(86)
Ток трехфазного короткого
замыкания в точке К1, о.е.
(87)
Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного
короткого замыкания для момента времени t = 0:
(88)
Рисунок
5.3 - Упрощенная схема замещения.
.1.2 Расчет
ударного тока 
для трёхфазного короткого замыкания и начального значения
апериодической составляющей 
Ударный ток КЗ 
определяется
(89)
Для определения ударного тока необходимо найти ударный коэффициент
(90)
Зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей
тока
(91)
Для её определения необходимо знать значения активных сопротивлений для
всех элементов схемы замещения. По конфигурации эта схема замещения будет
соответствовать схеме замещения из индуктивных сопротивлений. Все ЭДС
источников принимаются равными нулю.
Значения активных сопротивлений для отдельных элементов схемы замещения
определяются приближенно из рекомендованных для элементов ЭЭС соотношений 
В расчетах принимаем следующие значения:
системы 50
гидрогенераторов 60
трансформаторов 20
линий электропередачи 5
Эквивалентирование схемы будет происходит в той же последовательности,
что и при нахождении начального значения периодической составляющей тока
трехфазного КЗ.
Рисунок
5.4 - Схема замещения с активными сопротивлениями
Активные
сопротивления:
генераторов
(92)
- системы
(93)
трансформаторов
(94)
(95)
линии электропередачи
(96)
Выполним элементарные преобразования
(97)
(98)
(99)
(100)
(101)
(102)
(103)
(104)
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
(105)
Ударный коэффициент
(106)
Ударный ток КЗ
(107)
Начальное значение апериодической составляющей
(108)
5.1.3
Определение для момента времени 
значения периодической составляющей 
и апериодической составляющей 
Для определения периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент
времени переходного процесса используется метод типовых кривых. Он основан на
использовании кривых изменения во времени отношения действующих значений
периодической составляющей тока КЗ от генератора в произвольный и начальный
моменты времени, построенных для различных удаленностей точки КЗ. При этом
электрическая удаленность точки КЗ от синхронной машины характеризуется
отношением действующего значения периодической составляющей тока КЗ генератора
в начальный момент КЗ к его номинальному току
(109)
где 
- номинальный ток источника питающей ветви.
Для гидрогенераторов при 
Расчетная схема замещения, используемая в методе типовых кривых
Рисунок
5.5 - Расчетная схема замещения, используемая в методе типовых кривых.
Примем
допущения
(110)
Ток от системы
(111)
Ток от генераторов Г7, Г8 проходит до точки короткого замыкания две
ступени трансформации сделаем допущение
(112)
(113)
Пересчитаем ток 
из относительных единиц в именованные
(114)
Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого
замыкания гидрогенераторов.
Так как они равной мощности то примем их за 1 эквивалентный источник
(115)
Пересчитаем ток 
из относительных единиц в именованные
(116)
Определим номинальный ток гидрогенераторов Г7, приведенный к ступени КЗ:
Определим кратность начального тока КЗ гидрогенераторов:
(117)
K=
, 
кА (118)
Ток в месте рассматриваемого трехфазного КЗ через 
от начала КЗ
(119)
Значение апериодической составляющей тока
(120)
5.1.4 Расчет
действующего значения периодической составляющей 
тока однофазного короткого замыкания
для момента времени 
.
Необходимо рассчитать ток однофазного короткого замыкания в начальный
момент времени в точке К.Для этого необходимо определить составляющие тока КЗ
прямой, обратной и нулевых последовательностей.
Общая формула
Где 
- суммарное ЭДС источников в схеме прямой
последовательности,
- базисный ток ступени короткого замыкания,
- соответственно суммарные сопротивления схем прямой,
обратной и нулевой последовательностей.
Рисунок
5.6 - Расчетная схема замещения при однофазном замыкании на шинах ВН
Рисунок
5.7 - Эквивалентная схема замещения при однофазном замыкании на шинах ВН
Схема
замещения прямой последовательности аналогична схеме замещения при расчете
трехфазного короткого замыкания.
Сопротивление
прямой последовательности равно:
(121)
Схема замещения обратной последовательности идентична схеме замещения
прямой последовательности
(122)
Схема замещения нулевой последовательности примет вид:
Рисунок
5.8 - Расчетная схема замещения при однофазном замыкании на шинах ВН для
нулевой последовательности
(123)
(124)
Преобразуем сопротивление участка «система-линия»
(125)
(126)
Сопротивления автотрансформатора и РУСН
(127)
(128)
(129)
(130)
(131)
(132)
Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ
(133)
Начальное значение апериодической составляющей тока однофазного короткого
замыкания
(134)
5.2 Точки КЗ
на шинах 220 кВ, на выводах генераторов, на сборке резерва СН на НН АТ связи.
C
помощью программного комплекса RastrKZ,
в других точках получились следующие величины действующих периодических
составляющих токов КЗ:
Необходимо определить ударные токи КЗ в этих точках.
Для этого нужно определить постоянную времени Ta, суммарное активное и реактивное сопротивление для каждой
точки КЗ.
Рисунок
5.9 - Точки КЗ и схема замещения
Рисунок
5.10 - Точки КЗ и схема замещения с активными сопротивлениями
Исходные данные в программе RastrKZ будут выглядеть следующим образом
Рисунок 5.11 Таблица данных узлы/несим/ИД
Рисунок 5.12 - Таблица данных ветви/несим/ИД
Рисунок 5.13 - Таблица данных генератор/несим
Рисунок 5.14 - Расчетная схема в графическом редакторе программного
комплекса RastrKZ
В итоге, для точки 5,6 ( Резерв С.Н.) действующее периодическое значение
тока трехфазного КЗ
Рисунок 5.15 - Таблица данных состав несиметиии
Суммарное активное и реактивное сопротивление то точки КЗ определим при
расчете через шунт КЗ
Рисунок 5.16 - Значение сопротивления до точки КЗ.
Для остальных точек КЗ расчет производится аналогично. Определим
полученные результаты в таблицу:
Таблица 5.1 - Результаты расчета токов короткого замыкания
|
т.КЗ
|
Узел
|
Место КЗ
|
I(3), kA
|
I(1), kA
|
Ia0(3), kA
|
Ia0(1), kA
|
R𝞢,ом
|
X𝞢,ом
|
Ky
|
Iy, kA
|
|
К1
|
2
|
РУВН
|
10,58
|
13,14
|
14,96
|
18,58
|
0,0014
|
|
1,87
|
34,75
|
|
К2
|
3
|
Г1
|
102,04
|
-
|
144,3
|
-
|
0,0022
|
0,10046
|
1,93
|
278,5
|
|
К3
|
13
|
РУСН
|
15,60
|
18,48
|
22,06
|
26,13
|
0,13524
|
6,4262
|
1,94
|
50,70
|
|
К4
|
15
|
Г7
|
94,35
|
-
|
133,4
|
-
|
0,0054
|
0,10855
|
1,86
|
248,2
|
|
К5
|
11
|
АТнн
|
32,88
|
33,63
|
46,5
|
47,56
|
0,0095
|
0,2078
|
1,87
|
88,94
|
6. Выбор
электрических аппаратов
6.1
Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов
Расчётный ток присоединения генераторов Г1-Г8 15,75 кВ
(135)
(136)
Присоединения линий связи с системой 330 кВ
(137)
(138)
Присоединение отпаечного трансформатора собственных нужд на генераторном
напряжении 15,75 кВ
(139)
Расчетный ток присоединения автотрансформатора связи AT1 (AT2) РУ 330 кВ
(для схемы нормального режима)
(140)
Утяжеленный режим работы данного присоединения наступает при отключении
одного из параллельных автотрансформаторов
(141)
Присоединение автотрансформатора связи AT1 (AT2) РУ 10,5 кВ
(142)
- утяжеленный режим работы для вводных выключателей 10,5 кВ наступает при
отключении одного из параллельных автотрансформаторов
(143)
Ток со стороны РУ 150 кВ
(144)
(145)
6.2 Выбор
выключателей и разъединителей
На генераторном напряжении выберем выключатель типа НЕС-7A.
Варианты оборудования показаны на рисунке 16, лист 41.
Рисунок 6.1 - Варианты оборудования
- генераторный выключатель; 2 - линейный разъединитель; 3 - заземлитель;4
- пусковой выключатель для соединения со статическим преобразователем частоты;
5 - ручное короткозамыкающее соединение (при снятой крышке); 6 - конденсатор
для защиты от перенапряжений; 7 - трансформатор тока; 8 - трансформатор
напряжения; 9 - ОПН; 10 - короткозамыкающее соединение с приводом от двигателя.
6.2.1 Выбор
выключателей и разъединителей на генераторном напряжении 15,75 кВ
Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов генераторного
напряжения 15,75 кВ G1-G8
|
Расчетные данные
|
Данные производителя.
|
|
Выключатель фирмы АВВ HEC-7А-30-160/24000
|
В состав выбранного генераторного выключателя входит
разъединитель. Параметры разъединителя согласованы с параметрами выключателя
заводом изготовителем. Дополнительная проверка не требуется. iпр.скв. = 600
кА
|
|
Uсети ном = 15,75 кВ
|
Uном = 30 кВ
|
|
|
Iраб max = 9045 А
|
Iном = 24000 А
|
|
|
Iпо = 102 кА
|
Iпр.скв. = 160 кА
|
|
|
iу = 278,5 кА
|
iпр.скв. = 440 кА
|
|
|
Ia0 = 144,3 кА
|
160 кА
|
|
Выключатель укомплектован разъединителем соответствующим параметрам
выключателя
6.2.2 Выбор
выключателей и разъединителей высшего напряжения
Выбор выключателей и разъединителей на среднем и высшем напряжении 150 кВ
и 330 кВ
Таблица 6.1 - Выбор выключателя и
разъединителя на напряжение 330 кв
|
Uсети ном = 330 кВ
|
Uном = 420 кВ
|
Uном = 420 кВ
|
|
Iраб утяж(АТ) = 484 АIном = 4000 А
|
Iном = 4000 А
|
|
|
Iпо =13,14 кА
|
Iпр.скв. = 63 кА
|
|
|
iу = 34,75 кА
|
iпр.скв. = 170 кА
|
iпр.скв. =170 кА
|
|
Iпτ = 10,98 кА
|
Iвкл.ном. = 63 кА
|
|
|
Ia0 = 9,12 кА
|
|
-
|
Таблица 6.2 - Выбор выключателя и разъединителя на напряжение 150 кв
|
Uсети ном = 150 кВ
|
Uном = 170 кВ
|
Uном = 170 кВ
|
|
Iраб утяж(АТ) = 1012 А
|
Iном = 4000 А
|
Iном = 4000 А
|
|
Iпо =18,48 кА
|
Iпр.скв. = 50 кА
|
|
|
iу = 50,7 кА
|
iпр.скв. = 164 кА
|
iпр.скв. =164 кА
|
|
Iпо = 15,44 кА
|
Iвкл.ном. = 50 кА
|
|
|
Ia0 = 26,13 кА
|
|
-
|
6.2.3 Выбор
выключателей и разъединителей 10,5 кВ - НН АТС
В сети НН АТ связи значение тока КЗ имеет большое значение.
Следовательно, необходима установка токоограничивающего реактора.
Наметим к установке реактор:
Ртст-10-1000- 0,35 у3,
Номинальное напряжение: 10 кВ
Номинальный ток: 1000 А
Индуктивное сопротивление, Ом: 0,35
Электродинамическая стойкость, кА: 57,5
Термическая стойкость: 6с
По условию Iном,р>2Iном,с.н. данный реактор удовлетворяет.
Значение максимального ударного тока короткого замыкания для данного
реактора
(146)
Рассчитываем новый режим в программе RastrKZ.
После установки реактора ток с низкой стороны АТ снижается до
Iпо =18,47 кА, iу = 50,7
кА (147)
Для напряжения 10,5 кВ принимаем к установке комплектное
распределительное устройство ABB SafePlus с
элегазовой изоляцией для применения во вспомогательных сетях. Данное КРУ
оснащено всем комплексом необходимого оборудования (щиты управления, РЗА и ПА,
выключатель-разъединитель, трансформаторы тока и напряжения и др.).
6.3 Выбор
трансформаторов тока
Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов
и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных
приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных
трансформаторов обеспечивает безопасность работающих (так как цепи высшего и
низшего напряжений разделены), а также позволяет унифицировать конструкцию
приборов и реле.
6.3.1 Расчёт
нагрузки трансформаторов тока в цепи генераторного напряжения
Таблица 6.3 - Измерительные приборы, установленные в цепи генератора
|
Наименование прибора
|
Тип прибора
|
Интерфейс прибора
|
Класс точности
|
Потребляемая мощность (В·А)
|
|
В цепи статора:
|
|
Анализатор сети
|
ABB ANR144-230
|
Ethernet M-bus
|
0,5
|
0,2
|
|
В цепи ротора:
|
|
Анализатор сети
|
ABB ANR144-230
|
Ethernet M-bus
|
0,5
|
0,2
|
|
|
∑ = 0,4
В·А
|
Генераторный выключатель HEC-7А оснащён встроенным трансформатором тока JKQ-870C-10000/1 для которых номинальная нагрузка, соответствующая
классу точности S = 40 ВА;
номинальный вторичный ток I2ном = 1 А.
Завод-изготовитель не указал ток термической и электродинамической
стойкости, следовательно, фирма гарантирует динамическую стойкость выбранного
ТТ. Проверим выбранный ТТ по другим условиям; результаты расчета представлены в
таблице 6.4.
Таблица 6.4 - Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи генераторного
напряжения
|
Условие выбора
|
Расчетная величина
|
Данные ТТ по каталогу
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Принимаем ближайшее большее стандартное сечение медного контрольного
кабеля (но не менее 2,5 мм2, по условию механической прочности) s = 2,5 мм2.
6.3.2 Расчёт
нагрузки трансформаторов тока в цепи среднего напряжения 150 кВ
Таблица 6.5 - Измерительные приборы, установленные в цепи среднего
напряжения 150 кВ
|
Наименование прибора
|
Тип прибора
|
Интерфейс прибора
|
Класс точности
|
Потребляемая мощность (В·А)
|
|
Анализатор сети
|
ABB ANR144-230
|
Ethernet M-bus
|
0,5
|
0,2
|
В состав ячейки КРУЭ ELK-04
входит трансформатор тока ELK CT 04 для которого
номинальная нагрузка, соответствующая классу точности 0,5 равна S = 30 В∙А; номинальный
вторичный ток I2ном = 5 А.
Класс точности ELK CT-04 больше
класса точности подключенных приборов.
Параметры трансформатора тока согласованы с параметрами выключателя,
находящегося в составе этой ячейки, заводом изготовителем. Дополнительная
проверка на термическую и динамическую стойкость не требуется.
Таблица 6.6 - Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи среднего напряжения 150 кВ
|
Условие выбора
|
Расчетная величина
|
Данные ТТ по каталогу
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Принимаем ближайшее большее стандартное сечение медного контрольного
кабеля (но не менее 2,5 мм2, по условию механической прочности) s = 2,5 мм2.
6.3.3 Расчёт
нагрузки трансформаторов тока в цепи высшего напряжения 330 кВ
Таблица 6.7 - Измерительные приборы, установленные в цепи высшего
напряжения 330 кВ
|
Наименование прибора
|
Тип прибора
|
Интерфейс прибора
|
Класс точности
|
Потребляемая мощность (В·А)
|
|
Анализатор сети
|
ABB ANR144-230
|
Ethernet M-bus
|
0,5
|
0,2
|
Наметим трансформатор тока ELK-CB3 для которого номинальная нагрузка,
соответствующая классу точности S = 30 ВА; номинальный вторичный ток I2ном = 1
А.
Класс точности ELK-CB3 выше класса точности подключенных приборов.
Завод-изготовитель не указал ток электродинамической стойкости в паспорте
прибора, следовательно, фирма гарантирует динамическую стойкость выбранного ТТ.
Проверим выбранный ТТ по другим условиям, результаты сведены в таблицу 6.8.
Параметры трансформатора тока согласованы с параметрами выключателя,
находящегося в составе этой ячейки, заводом изготовителем. Дополнительная
проверка на термическую и динамическую стойкость не требуется.
Таблица 6.8 - Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи высшего напряжения 330 кВ
|
Условие выбора
|
Расчетная величина
|
Данные ТТ по каталогу
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Принимаем ближайшее большее стандартное сечение медного контрольного
кабеля (но не менее 2,5 мм2, по условию механической прочности) s = 2,5 мм2.
6.3.4 Расчёт
нагрузки трансформаторов тока в цепи низшего напряжения 10,5 кВ
Таблица 6.9 - Измерительные приборы, установленные в цепи низшего
напряжения 10,5 кВ
|
Наименование прибора
|
Тип прибора
|
Интерфейс прибора
|
Класс точности
|
Потребляемая мощность (В·А)
|
|
Анализатор сети
|
ABB ANR144-230
|
Ethernet M-bus
|
0,5
|
0,2
|
В состав ячейки КРУ SafePlus входит трансформатор тока TPU-4
для которого номинальная нагрузка, соответствующая классу точности 0,2 равна S = 5 В∙А; номинальный вторичный
ток I2ном = 5 А.
Класс точности TPU-4
больше класса точности подключенных приборов.
Параметры трансформатора тока согласованы с параметрами выключателя,
находящегося в составе этой ячейки, заводом изготовителем. Дополнительная
проверка на термическую и динамическую стойкость не требуется.
Таблица 6.10 - Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи низшего напряжения 10,5 кВ
|
Условие выбора
|
Расчетная величина
|
Данные ТТ по каталогу
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Принимаем ближайшее большее стандартное сечение медного контрольного
кабеля (но не менее 2,5 мм2, по условию механической прочности) s = 2,5 мм2.
6.4 Выбор
трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбирают по напряжению уставки
(148)
По вторичной нагрузке в намеченном классе точности (в зависимости от
присоединения приборов)
(149)
где
номинальная мощность нагрузки трансформатора
напряжения, ВА.
Трансформатор напряжения устанавливается на каждой секции или системе
сборных шин, к нему подключаются измерительные приборы всех присоединений.
Расчёты будем вести в табличной форме.
6.4.1 Расчёт
нагрузки трансформаторов напряжения в цепи генераторного напряжения
Таблица 6.11 - Измерительные приборы, установленные в цепи генератора
|
Наименование прибора
|
Тип прибора
|
Интерфейс прибора
|
Класс точности
|
Потребляемая мощность (В·А)
|
|
В цепи статора:
|
|
Анализатор сети
|
ABB ANR144-230
|
Ethernet M-bus
|
0,5
|
0,2
|
|
В цепи ротора:
|
|
Анализатор сети
|
ABB ANR144-230
|
Ethernet M-bus
|
0,5
|
0,2
|
|
Синхронизатор
|
ABB SynchroTact5
|
Ethernet M-bus
|
0,5
|
35
|
|
|
∑ = 35,4 В·А
|
В генераторных распредустройствах HEC-7А есть возможность установки встроенных трансформаторов
напряжения типа TJS 5, для которых
номинальная нагрузка, соответствующая классу точности 0,5 равна S = 50 В∙А; номинальное
вторичное напряжение U2ном = 100/√3 В.
Класс точности TJS 5
больше класса точности подключенных приборов.
Завод-изготовитель не указал ток термической и электродинамической
стойкости, следовательно, фирма гарантирует динамическую стойкость выбранного
ТН. Проверим выбранный ТН по другим условиям; результаты расчета представлены в
таблице 30.
Таблица 6.12 - Выбор и проверка трансформаторов напряжения в цепи генераторного
напряжения
|
Условие выбора
|
Расчетная величина
|
Данные ТТ по каталогу
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.4.2 Расчёт
нагрузки трансформаторов напряжения в цепи среднего напряжения 150 кВ
Таблица 6.13 - Измерительные приборы, установленные в цепи среднего
напряжения 110 кВ
|
Наименование прибора
|
Тип прибора
|
Интерфейс прибора
|
Класс точности
|
Потребляемая мощность (В·А)
|
|
Анализатор сети
|
ABB ANR144-230
|
Ethernet M-bus
|
0,5
|
0,2
|
В состав ячейки КРУЭ ELK-04
входит трансформатор напряжения ELK PI 04 для которого
номинальная нагрузка, соответствующая классу точности 0,5 равна S = 30 В∙А; номинальное
вторичное напряжение U2ном = 100/√3 В.
Класс точности ELK PI 04 больше
класса точности подключенных приборов.
Параметры трансформатора напряжения согласованы с параметрами
выключателя, находящегося в составе этой ячейки, заводом изготовителем.
Дополнительная проверка на термическую и динамическую стойкость не требуется.
Таблица 6.14 - Выбор и проверка трансформаторов напряжения в цепи среднего напряжения
150 кВ
|
Условие выбора
|
Расчетная величина
|
Данные ТТ по каталогу
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.4.3 Расчёт
нагрузки трансформаторов напряжения в цепи высшего напряжения 330 кВ
Таблица 6.15 - Измерительные приборы, установленные в цепи высшего
напряжения 330 кВ
|
Наименование прибора
|
Тип прибора
|
Интерфейс прибора
|
Класс точности
|
Потребляемая мощность (В·А)
|
|
Анализатор сети
|
ABB ANR144-230
|
Ethernet M-bus
|
0,5
|
0,2
|
В состав ячейки КРУЭ ELK-3
входит трансформатор напряжения ELK PI 3 для которого
номинальная нагрузка, соответствующая классу точности 0,5 равна S = 30 В∙А; номинальное
вторичное напряжение U2ном = 100/√3 В.
Класс точности ELK PI 3 больше класса
точности подключенных приборов.
Параметры трансформатора напряжения согласованы с параметрами
выключателя, находящегося в составе этой ячейки, заводом изготовителем.
Дополнительная проверка на термическую и динамическую стойкость не требуется.
Таблица 6.16 - Выбор и проверка трансформаторов напряжения в цепи высшего напряжения
330 кВ
|
Условие выбора
|
Расчетная величина
|
Данные ТТ по каталогу
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.4.4 Расчёт
нагрузки трансформаторов напряжения в цепи низшего напряжения 6 кВ
Таблица 6.17 - Измерительные приборы, установленные в цепи низшего
напряжения 10,5 кВ
|
Наименование прибора
|
Тип прибора
|
Интерфейс прибора
|
Класс точности
|
Потребляемая мощность (В·А)
|
|
Анализатор сети
|
ABB ANR144-230
|
Ethernet M-bus
|
0,5
|
0,2
|
В состав ячейки КРУ SafePlus ZS1 входит трансформатор
напряжения TDC 4 для которого номинальная нагрузка,
соответствующая классу точности 0,2 равна S = 25 В∙А; номинальное вторичное напряжение U2ном = 100/√3 В.
Класс точности TDC 4
больше класса точности подключенных приборов.
Параметры трансформатора напряжения согласованы с параметрами
выключателя, находящегося в составе этой ячейки, заводом изготовителем.
Дополнительная проверка на термическую и динамическую стойкость не требуется.
Таблица 6.18 - Выбор и проверка трансформаторов напряжения в цепи низшего напряжения
10,5 кВ
|
Условие выбора
|
Расчетная величина
|
Данные ТТ по каталогу
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.5 Выбор
ограничителей перенапряжения (ОПН)
Поставляемые компоненты КРУ и КРУЭ фирмы АВВ проходят проверку на
совместимость и согласованы с параметрами выключателя, а значит, не требуют
дополнительной проверки на взрывобезопасность, энергоёмкость, рабочее и
коммутационное перенапряжение.
ОПН требуется установить на все уровни напряжений, имеющиеся в проекте.
На напряжении 330 кВ с КРУЭ типа ELK-3 поставляется ОПН типа AZ32G со следующими
характеристиками:
Таблица 36 - Характеристики ОПН 330кВ
|
Напряжение сети (Um)
|
420 кВ
|
|
Номинальное напряжение ОПН (Ur)
|
317 кВ
|
|
Номинальный разрядный ток 8/20 мкс
|
40 кА
|
|
Выдерживаемый импульсный ток:
|
|
|
4/10 мкс
|
100 кА
|
|
прямоугольный импульс 2000 мкс
|
1350 А
|
|
Класс разряда линии по МЭК 99-4
|
5
|
|
Удельная поглощаемая энергия
|
7,0 кДж/кВ
|
На напряжении 150 кВ с КРУЭ типа ELK-04 поставляется ОПН типа AZ041 со следующими характеристиками:
Таблица 37 - Характеристики ОПН 150 кВ
|
Напряжение сети (Um)
|
170кВ
|
|
Номинальное напряжение ОПН (Ur)
|
154
кВ
|
|
Номинальный разрядный ток 8/20 мкс
|
40 кА
|
|
Выдерживаемый импульсный ток:
|
|
|
4/10 мкс
|
|
прямоугольный импульс 2000 мкс
|
550 А
|
|
Класс разряда линии по МЭК 99-4
|
3/4
|
|
Удельная поглощаемая энергия
|
2,5 кДж/кВ
|
На уровне напряжения 15,75 кВ с комплектным генераторным
распредустройством HEC-7A поставляются ОПН типа POLIM-H 20 N
(металлооксидные нелинейные резисторы) со следующими параметрами:
Таблица 38 - Характеристики ОПН 15,75 кВ
|
Номинальное напряжение ОПН (Ur)
|
20 кВ
|
|
Номинальный разрядный ток 8/20 мкс
|
30 кА
|
|
Выдерживаемый импульсный ток:
|
|
|
4/10 мкс
|
100 кА
|
|
прямоугольный импульс 2000 мкс
|
570 А
|
|
Класс разряда линии по МЭК 99-4
|
4
|
|
Удельная поглощаемая энергия
|
13,3
кДж/кВ
|
|
Допустимая механическая нагрузка: на изгиб на кручение
|
6000 Н∙м 70 Н∙м
|
На уровне напряжения 10,5 кВ с КРУ типа SafePlus ZS1 поставляются ОПН типа POLIM-D 11
со следующими параметрами:
Таблица 37 - Характеристики ОПН 10,5 кВ
|
Номинальное напряжение ОПН (Ur)
|
11 кВ
|
|
Номинальный разрядный ток 8/20 мкс
|
12 кА
|
|
Выдерживаемый импульсный ток:
|
|
|
4/10 мкс
|
100 кА
|
|
прямоугольный импульс 2000 мкс
|
250 А
|
|
Класс разряда линии по МЭК 99-4
|
1
|
|
Удельная поглощаемая энергия
|
4,2 кДж/кВ
|
|
Допустимая механическая нагрузка: на изгиб на кручение
|
200 Н∙м 50 Н∙м
|
Выбираем ОПН фирмы АВВ типа PIXLIM R 170.
Технические характеристики PIXLIM R 170.
На напряжении 150 кВ с КРУЭ типа ELK-04 поставляется ОПН типа PEXLIM R- YH170 со
следующими характеристиками:
Uном = 170 кВ; Uнро = 144 кВ; Iвб = 65 кА; λэф = 2,0 см/кВ;
Uостат.ком.
=478 кВ; 
II - степень загрязнения.
Условия проверки ОПНа:
). По рабочему напряжению
Условие выполняется.
). По взрывобезопасности
Если ток 
то 
не вводится
Если данное условие по взрывобезопасности не выполняется, то надо делать
ограждение
Условие выполняется.
). Определим длину утечки
Напряжение устойчивости
Коэффициент использования:
Т.к. в расчете k
получился меньше, можем считать, что ОПН соответствует данному условию.
Условие выполняется.
. Выбор по энергоёмкости в сетях U выше 110кВ не проверяется.
. Выбор по защитному уровню при коммутационных перенапряжениях
Условие выполняется
Заключение
В данном курсовом проекте была спроектирована электрическая часть
Гидроэлектростанции мощностью 1600 МВт (8 агрегатов по 200МВт).
Вырабатываемая электроэнергия распределяется на двух повышенных
напряжениях: 330 кВ и 150 кВ. К распределительному устройству 150 кВ через 2
линий подключен потребитель мощностью 250 МВт. Для покрытия мощности
потребителя работают 2 агрегата. Вся остальная энергия передается через
распределительное устройство 330 кВ в энергосистему.
На начальном этапе курсового проектирования был проделан выбор
структурной схемы электрической станции, которая задает распределение
генераторов между РУ различных напряжений, определяет электромагнитные связи
(автотрансформаторные) между РУ и состав блоков генератор-трансформатор.
В ходе работы было произведено сравнение вариантов работы агрегатов с
единичными блоками и с укрупненными. Расчет, учитывающий экономичность и
надёжность показал, что на распередительном устройстве 330 кВ выгоднее
использовать вариант схемы с укрупненными блоками, а на распределительном
устройстве 150 кВ выгоднее использовать вариант схемы с простыми блоками.
На главной схеме представлена ГЭС с укрупненными блоками. два блок с
трехфазными двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-250000/150 присоединен к
сборным шинам 150 кВ. На сборных шины 330 кВ работают еще 3 блоков с
двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-250000/330.
Оборудование блока состоит из генератора мощностью 200 МВА и
трансформатора мощностью 250 МВА. На генераторном напряжении блоков выполняются
ответвления для питания а.с.н.
Следующим этапом курсового проектирования был выбор основного
оборудования главной схемы ГЭС (выбор синхронных генераторов электростанции,
выбор блочных трансформаторов, выбор трансформаторов собственных нужд,
автотрансформаторов связи, выбор сечений проводов воздушных линий.
Далее в расчёте были выбраны схемы распределительных устройств 330 и 150
кВ.
Для РУ 330 кВ число присоединений: 9 (2 АТС, 4 ВЛЭП, 3 блока ).
Согласно рекомендации отраслевого стандарта была выбрана схема: две
системы шин с четырьмя выключателями на три цепи
Для РУ-150 кВ: число присоединений 6 (2 блока, 2 АТС, 2 ВЛЭП).
Согласно рекомендации отраслевого стандарта была выбрана схема: одна
секционированная система шин с обходной с отдельными обходными выключателями на
каждую секцию.
Распределительные устройства связываются при помощи двух трехфазных
автотрансформаторов мощностью 250 МВА. АТДЦТН-250000/330/150.
Также к ним подключается резервирование собственных нужд электростанции.
Далее был произведен расчет токов КЗ на сборных шинах высшего напряжения.
Также был задействован расчетный комплекс RastrKZ, с помощью которого были рассчитаны токи КЗ в
различных местах электрической схемы станции. На основе этих данных были
выбраны электрические аппараты:
Для РУ-330 кВ КРУЭ ELK -
3, для РУ-150 кВ КРУЭ ELK -
04, генераторные выключатели типа HEC-7А (производство фирмы АВВ),
Завершением проекта является графическая часть: главная схема
электрических соединений и план РУ 150 кВ, конструктивный чертеж выключателя.
На главной схеме указано все электрооборудование и схемы его подключения. На
плане РУ 150 кВ представлено фактическое расположение оборудования на
местности. На конструктивном чертеже выключателя показана часть ячейки РУ 150 в
разрезе и дугогасительная камера выключателя ELK - 04.
Задачами данного курсового проекта являются закрепление знаний,
полученных студентами на лекционных и практических занятиях, выработка умения
применять эти знания для решения конкретных инженерных задач, развитие навыков
самостоятельной работы, приобретение умения правильного использования
технической и нормативной литературы: справочников, каталогов, ГОСТов, Правил
устройства электроустановок, Норм технологического проектирования, Правил
технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации и
т.п. (см. список рекомендуемой литературы).
Список используемых источников
1. Электротехнический
справочник: в 4 томах/Под общ. ред. профессоров МЭИ, М.: Издательство МЭИ, 2003
год
. Справочник
по проектированию электрических сетей. под редакцией Д.Л. Файбисович, - М.:
Изд-во НЦ ЭНАС, 2005
. Расчет
коротких замыканий и выбор электрооборудования: учеб.пособие для студ.
высш.учеб.заведений/И.П.Крючков, Б.Н.Неклепаев, В.А. Старшинов и др.; под ред.
И.П.Крючкова и В.А. Старшинова, - 3-е изд., стер. - М.: Издательский центр
«Академия», 2005
. Руководящие
указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования/ Под
ред. Б.Н.Неклепаева, - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002
. Погоняйченко
И.Ю., Куценов Д.А. Электрическая часть гидроэлектростанций: проектирование:
учеб. пособие . - Красноярск: Сиб. федер. ун-т; Саяно-Шушенский филиал, 2007
. Рожкова
Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для
сред.проф.образования. - М.: Издательский центр «Академия», 2005
. Неклепаев
Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные
материалы для курсового проектирования; Учеб.пособие для ВУЗов,
М.:Энергоатомиздат, 1989.
. Электромагнитные
переходные процессы в электроэнергетических системах: учебное пособие / А. Э.
Бобров, А. М. Дяков, В. Б. Зорин. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. 127 с.
. СТО
59012820-29.20.30.003-2009 Схемы принципиальные электрические распределительных
устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения М год напиши и страницы