Электрическая часть. Выбор основного оборудования. Расчет токов короткого замыкания. Сопротивление блочных трансформаторов

        8 Электрическая часть

          8.1 Выбор основного оборудования

К основному электрическому оборудованию электростанции относятся генераторы и трансформаторы. Они выбираются в зависимости от типа и количества основного теплотехнического оборудования принятой схемы электричесих соединений и величины мощности выдаваемой на соответствующем нагружении.

Электрическая аппаратура выбирается по номинальным параметрам сети и проверяется по величине токов КЗ.

8.2 Расчет токов короткого замыкания

Расчет тока КЗ производим для самого трудного когда все оборудование(генераторы и трансформаторы) находятся в работе и все линии ЛЭП связи с системой включены. . Для его определения необходима расчетная схема замещения , в которой все сопротивления выражаются в относительных единицах .

Исходная схема сети представлена на рисунке 8.1,а схема замещения на рисунке 8.2.Приведем элементы схемы к базисным условиям. Принимаем S_б=1000 МВА.

Сопротивление генераторов ГРЭС:

Х_г=Х₁=Х₂=Х₃=Х₄=Х₅=Х₆=Х₇=Х₈=Х_dхS_б/S_н=0,173х1000/3532=0,49

Сопротивление блочных трансформаторов:

Х_тр=Х₉=Х₁₀=Х₁₁=Х₁₂=Х₁₃=Х₁₄=Х₁₅=Х₁₆=U_н/100xS_б/S_н=0,115x1000/400=0,287

Сопротивление линий связи ЛЭП 330 кВт:

Х₁₇=Х_удхLхS_б/U²_ср.н=0,4х100х1000/340²=0,35; где L=100 км.

Сопротивление системы

Х₃₃=Х_схS_б/S_н=0,3x1000/3500=0,0,86

Сопротивление автотрансформаторов связи :

Х₁₉=Х₂₁=1/200х(U_в-н+U_в-с-U_с-н)xS_б/S_н=1/200(35+10-22)x1000/125=0,92

Х₂₀=Х₂₂=1/200(U_в-с+U_с-н-U_в-н)xS_б/S_н=1/200(10+22-35)x1000/125=-0,015, принимаем=0

Х₁₈=Х₂₃=1/200х(U_в-н+U_с-н-U_в-с)xS_б/S_н=1/200(35+22-10)х1000/125=1,88

Резервный трансформатор собственных нужд:

Х₂₄=Х₃₀=0,125хU_к,в-н/100xS_б/S_н=0,125x0,2x1000/20=1,25

Х₂₅=Х₂₆=Х₃₁=Х₃₂=0,125хU_к,н-н/100xS_б/S_н=0,125x0,105x1000/20=0,65

Резервный трансформатор собственных нужд со стороны 110 кВт

Х₂₇=0,125хU_к,в-н/100xS_б/S_н=0,125x0,185x1000/32=0,72

Х₂₈=Х₂₉=0,125хU_к,н-н/100xS_б/S_н=0,125x0,105x1000/32=0,41

Расчет тока короткого замыкания в точке К1

Учитывая, что генерирующими источниками являются генераторы ГРЭС и система, то автотрансформаторы связи 330 кВт и 110 кВт можно не учитывать.

Схема приводится к двухлучевой с двумя независимыми источниками. Схема замещения приведена на рисунке 8.3.

Х₃₄=Х₃₃+Х₁₇=0,086+0,35=0,364

Х₃₅=Х₁+Х₉/8=0,49+0,287/8=0,1

Ток короткого замыкания от системы.

Принимаем Е_с=1;U_б=340 кВт

Рисунок 8.3 – Схема замещения

I_ном=S_с/хU_б=3500/х340=7,27 кА

I^*=Е_c/Х₃₄=1/0,364=2,75

I_б=S_б/xU_б=1000/х340=1,7 кА

I₀=I^*xI_б=2,75х1,7=4,675 кА

По типовым кривым для определения затухания периодической составляющей тока КЗ имеем:

I_n1/I_n0=0,93;                     I_n0=0,93x4,675=4,35 кА.

ί_у=хk_ухI₀=х1,8х4,35=12 кА

В_к=I₀²(t_к+T_а)=4,675²х(0,2+0,25)=9,83 кА²с

Ток короткого замыкания от генераторов ГРЭС.

Х_расч=Х₃₅=0,1

I_ном=S_н/хU_б=353х8/х340=5,87 кА

Е_г=U₀+I₀X_l^’’(sinφ)=1+1х0,173х0,53=1,1

I^*=E_г/X₃₅=1,1/0,1=11

I₀=I^*xI_б=11х1,7=18,7 кА

По типовым кривым для определения затухания периодической составляющей тока КЗ имеем:

I_n1/I_n0=0,89;                     I_n0=0,89x18,7=16,6 кА.

ί_у=хk_ухI₀=х1,9х18,7=50,2 кА

В_к=I₀²(t_к+T_а)=18,7²х(0,2+0,25)=157 кА²с

Таблица 8.1 - Результат расчета тока КЗ в точке К1

Обозначение	Данные от системы	Данные от генераторов ГРЭС	Сумма
I0, кА	4,675	18,7	23,385
ίу, кА	12	50,2	62,2
Вк, кА2с	9,83	157	166,83

Расчет тока короткого замыкания в точке К2

На основании предыдущих расчетов схема замещения имеет вид, рисунок 8.4.

Х₃₆=Х₁₉/2=Х₂₀/2=0,92/2=0,46

После преобразования схема замещения представлена на рисунке 8.5.

Расчет тока КЗ в точке К2 от системы и от генераторов выполним с учетом коэффициентов токораспределения.

С₁=Х₃₅/(Х₃₄+Х₃₅)=0,364/(0,364+0,1)=0,78

С =Х₃₄/(Х₃₄+Х₃₅)=0,1/(0,364+0,1)=0,22

Заменим схему замещения на рисунке 8.5 двухлучевой фиктивной, которая представлена на рисунке 8.6.

Х_рез=Х₃₄Х₃₅/(Х₃₄+Х₃₅)+Х₃₆=0,364х0,1/(0,364+0,1)+

+0,46=0,54

Х₃₇=Х_рез/С₁=0,54/0,78=0,69

Х₃₈=Х_рез/С₂=0,54/0,22=2,45

Ток короткого замыкания от системы.

Х_рас=Х₃₇=0,69; Е_с=1; U_б=340 кВт

I_ном=S_с/хU_б=3500/х115=17,57 кА

I^*=Е_c/Х₃₇=1/0,69=1,45

I_б=S_б/xU_б=1000/х115=5,02 кА

I₀=I^*xI_б=1,45х5,02=7,27 кА

По типовым кривым для определения затухания периодической составляющей тока КЗ имеем:

I_n1/I_n0=0,91;                     I_n0=0,91x7,27=6,6 кА.

ί_у=хk_ухI₀=х1,8х7,27=18,5 кА

В_к=I₀²(t_к+T_а)=18,5²х(0,08+0,2)=95,83 кА²с

Ток короткого замыкания от генераторов ГРЭС.

Х_расч=Х₃₈=2,45; Е_г=1,1

I_ном=S_н/хU_б=353х8/х115=14,17 кА

I^*=E_г/X₃₈=1,1/2,45=0,45

I₀=I^*xI_б=0,45х5,02=2,25 кА

По типовым кривым для определения затухания периодической составляющей тока КЗ имеем:

I_n1/I_n0=0,93;                     I_n0=0,9x2,25=2,1 кА.

ί_у=хk_ухI₀=х1,9х2,25=6 кА

В_к=I₀²(t_к+T_а)=2,25²х(0,08+0,2)=1,41 кА²с

Таблица 8.2 - Результат расчета тока КЗ в точке К2

Расчет тока короткого замыкания в точке К3

С учетом преобразований расчетная схема, рисунок 8.7,имеет следующий вид.

Х₃₉=(Х₇+Х₈)/7=(0,49+0,287)/7=0,111

Ток короткого замыкания в точке К3 от генератора 1.

Х_расч=Х₁=0,49

I_ном=S_н/хU_б=353/х20=10,2 кА

I_б=S_б/xU_б=1000/х20=28,86 кА

I^*=E_г/X₁=1,1/0,49=2,23

I₀=I^*xI_б=2,23х28,86=58,58 кА

По типовым кривым для определения затухания периодической составляющей тока КЗ имеем:

I_n1/I_n0=0,85;                     I_n0=0,85x58,58=50 кА.

ί_у=хk_ухI₀=х1,95х58,58=161,5 кА

В_к=I₀²(t_к+T_а)=58,58²х(0,2+0,07)=926,5 кА²с

Расчет тока КЗ в точке К3 от системы выполним с учетом коэффициентов токораспределения. После преобразования схема замещения имеет вид, рисунок 8.8 Рисунок 8.7-Схема замещения

С₃=Х₃₄/(Х₃₉+Х₃₄)=0,364/(0,111+0,364)=0,77

С₄=Х₃₉/(Х₃₉+Х₃₄)=0,111/(0,111+0,364)=0,23

Х_рез=Х₃₄Х₃₉/(Х₃₄+Х₃₉)+Х₉=0,364х0,111/(0,364+0,111)+

+0,287=0,37

Х₄₁=Х_рез/С₃=0,37/0,77=0,48

Х₄₀=Х_рез/С₄=0,37/0,23=1,6

Ток короткого замыкания от системы.

Х_рас=Х₄₀=0,48; Е_с=1; U_б=20 кВт

I_ном=S_с/хU_б=3500/х20=101 кА

I^*=Е_c/Х₃₇=1/0,48=2,1

I_б=S_б/xU_б=1000/х20=28,86 кА

I₀=I^*xI_б=2,1х28,86=60,6 кА

По типовым кривым для определения затухания периодической составляющей тока КЗ имеем:

I_n1/I_n0=0,89;                     I_n0=0,89x60,6=54 кА.

ί_у=хk_ухI₀=х1,8х60,6=160,6 кА

В_к=I₀²(t_к+T_а)=60,6²х(0,07+0,2)=1075 кА²с

Ток короткого замыкания от генераторов 2-8

Х_расч=Х₄₁=1,6; Е_г=1,1

I_ном=S_н/хU_б=353х7/х20=71,4 кА

I^*=E_г/X₄₁=1,1/0,48=2,3

I₀=I^*xI_б=2,3х28,86=66,3 кА

По типовым кривым для определения затухания периодической составляющей тока КЗ имеем:

I_n1/I_n0=0,89;                     I_n0=0,89x66,3=59 кА.

ί_у=хk_ухI₀=х1,8х66,3=168,3 кА

В_к=I₀²(t_к+T_а)=66,3²х(0,07+0,2)=1179 кА²с

Таблица 8.3 - Результат расчета тока КЗ в точке К3

8.3 Выбор электрических аппаратов

Таблица 8.5 - Выбор оборудования для ОРУ-330 кВ

Расчетные данные	Данные выключателя ВВД-330Б-330/40	Данные разъединителя РНДЗ-330У
Uуст==330 кВ	Uном==330 кВ	Uном==330 кВ
Iмах=600 A	Iном=3200 A	Iном=3200 A
Inτ=22,72 кА	Iном от=40 кА
ίατ=1,4 кА	ίαном=11,3 кА
Ino=23,385 кА	Iдин=103 кА	Iдин=67 кА
ίу=62,2 кА	ίдин=260 кА	ίдин=170,8 кА
Вк= In02x(tк+Tа)= =166,83 кА2 с	Внорм=Iт2хtт=402х2= =3200 кА2с	Внорм=172х10=2890 кА2с

Таблица 8.6 - Выбор оборудования для ОРУ-110 кВ

Расчетные данные	Данные выключателя ВЭЛ-S1-145-F1	Данные разъединителя РЛНД-110/2000
Uуст=110 кВ	Uном==110 кВ	Uном==110 кВ
Iмах=1,77 кA	Iном=3150 A	Iном=2000 A
Inτ=9,29 кА	Iном от=31,5 кА
ίατ=0,901 кА	ίαном=565 кА
Ino=9,52 кА	Iдин=102 кА	Iдин=100 кА
ίу=24,5 кА	ίдин=260 кА	ίдин=255 кА
Вк= In02x(tк+Tа)= =97,24 кА2 с	Внорм=Iт2хtт=402х3= =4800 кА2с	Внорм=4800 кА2с

Таблица 8.7 - Выбор трансформаторов тока в ОРУ-330 кВ

Таблица 8.8 - Выбор трансформаторов тока в ОРУ-110 кВ

Расчетные данные	ТФНД-110м-н/2000/5А
Uуст=110 кВ	Uном==110 кВ
Iмах=1,77 кA	Iном=2000 A
ίу=24,5 кА	ίдин=кдинххI=х2х75=211,7 кА
Ino=9,52 кА	Iдин=85 кА
Вк= In02x(τ+Tа)=23,3кА2 с	Внорм=Iт2хtт=34,62х3=3592кА2 с

Таблица 8.9 - Выбор трансформаторов тока на 20 кВ

Расчетные данные	ТШЛ-20/1200 А
Uуст=20 кВ	Uном==20 кВ
Iмах=10 кA	Iном=12000 A
ίу=328,9 кА	ίдин=кдинххI=х20х12000=336 кА
Ino=126,9 кА	Iдин=136 кА
Вк= In02x(τ+Tа)=1616,04 кА2 с	Внорм=Iт2хtт=452х2=4050 кА2 с

8.3 Описание ОРУ 330кВ и 110 кВ

Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, называется открытым распределительным устройством. ОРУ должны обеспечивать надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ выбирается в соответствии с требованиями ПУЭ.

Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины выполняют гибкими из многопроволочных проводов, они крепятся