МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИ И
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
Нововоронежский политехнический колледж –
филиал федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
(НВПК НИЯУ МИФИ)
Рассмотрено и одобрено
ЦМК электротехнических дисциплин
«____»________________2021 г.
Председатель ЦМК
________________Т.А. Рыжкова
Главные схемы АЭС
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
для выполнения курсового проекта по модулю
ПМ 1 ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, СЕТЕЙ И СИСТЕМ
МДК 1.3 Электрооборудование электрических станций, сетей и систем
специальность 13.02.03 «Электрические станции, сети и системы
Нововоронеж 2021
2
СОДЕРЖАНИЕ
1. Главные схемы АЭС ...................................................................................... 3
2. Схемы заполнения
ОРУ-220 кВ по схеме двойная система шин с обходной.................................. 8
ОРУ-330 кВ по схеме 3/2 (полуторная) с трехрядным
расположением выключателей ........................................................................... 9
ОРУ-500 кВ по схеме 3/2 с трехрядным расположением
выключателей ..................................................................................................... .10
ОРУ-500 кВ по схеме 4/3 с двухрядным расположением
выключателей ...................................................................................................…11
ОРУ-750 кВ по схеме 3/2 с трехрядной установкой
выключателей ...................................................................................................…12
ОРУ-750 кВ с подвесными разъединителями по схеме 3/2 с
однорядной установкой выключателей .......................................................... …13
3. Фрагменты главных электрических схем ................................................. …14
АЭС с блоками 220 МВт .................................................................................. …15
АЭС с блоками 500 МВт .................................................................................. …16
АЭС с блоками 1000 МВт.. ...................................................................... : ...... …17
АЭС с укрупненными блоками 2×500 МВт (реактор ВВЭР-1000)…………….22
Схема собственных нужд АЭС .........................................................................…23
4. Список используемой литературы............................................................. …25
3
1. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ АЭС.
Особые требования к схемам АЭС.
Главные схемы электрических соединений атомных электростанций
выбираются на основании утвержденной схемы-развития энергосистемы.
Схема присоединения к энергосистеме должна обеспечить в нормальных
исходных режимах на всех стадиях сооружения АС выдачу полной введенной
мощности и сохранения устойчивости ее работы в энергосистеме без воздействия системной ПА при отключении любой отходящей линии электропередачи
или трансформатора связи.
В ремонтных режимах, а также при отказах выключателей, устройств
релейной защиты и т. п. устойчивость АС должна обеспечиваться действиями
противоаварийной системой автоматики на разгрузку станции.
При наличии на электростанции двух РУ повышенных напряжений связь
между ними может выполняться с помощью трехобмоточных трансформаторов
или автотрансформаторов.
Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы могут использоваться для связи двух РУ повышенных напряжений как по схеме блока генератор - трансформатор, так и в виде отдельных трансформаторов. Выбор варианта связи производится технико-экономическим сравнением.
Для каждого сочетания напряжений устанавливается, как правило, два
трехобмоточных трансформатора или автотрансформатора.
На АЭС моноблоки, как правило, должны присоединяться через отдельные
трансформаторы и выключатели на стороне повышенного напряжения. При
установке с одним реактором мощностью до 500 МВт двух блоков генератор трансформатор напряжением 330 кВ и выше допускается попарное присоединение трансформаторов блоков генератор - трансформатор на стороне
повышенного напряжения.
Моноблоки мощностью 500 - 1000 МВт и автотрансформаторы мощностью
500 МВ·А и выше должны присоединяться к ОРУ повышенного напряжения не
менее, чем через два выключателя. При включении блоков 500 - 1000 МВт к РУ
4
- 220 кВ рабочие системы шин должны секционироваться выключателями.
Схемы соединений РУ 35 - 750 кВ должны удовлетворять следующим
требованиям:
На электростанциях с реакторными блоками 1000 МВт и более повреждение
или отказ в отключении любого выключателя не должно, как правило,
приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий
которое допустимо по условию устойчивости энергосистемы. При мощности
реакторного блока менее 1000 МВт повреждение или отказ любого
выключателя, кроме секционного и шиносоединительного, не должны как правило приводить к отключению более одного реакторного блока.
При повреждении или отказе секционного или шиносоединительного
выключателей на АЭС с реакторными блоками мощностью менее 1000 МВт, а
также при совпадении повреждения или отказа одного из выключателей с ремонтом любого другого на АЭС с реакторными блоками как менее, так и более
1000 МВт допускается одновременное отключение двух реакторных блоков и
такого числа линий, которое допустимо по условию устойчивости системы.
Повреждение или отказ любого выключателя не должны как правило
приводить к отключению более одной цепи транзита напряжением 110 кВ и
выше, если транзит состоит из двух параллельных ветвей.
Отключение линий, как правило, должно осуществляться не более чем
двумя выключателями, отключение повышающих трансформаторов собственных нужд - как правило не более чем тремя выключателями. Отключение
трансформаторов связи должно осуществляться не более, чем тремя выключателями на каждом напряжении.
При прочих равных условиях предпочтение должно отдаваться схеме, в
которой отключение отдельных цепей осуществляется меньшим числом
выключателей.
Для РУ с большим числом присоединений могут применяться следующие
схемы:
При напряжениях 35 - 220 кВ.
с одной секционированной и обходной системами шин;
5
с двумя основными и третьей обходной системами шин с одним
выключателем на цепь;
с двумя выключателями на одно присоединение.
В РУ с двумя основными и третьей обходной системами шин при числе
присоединений (линия, трансформатор) менее 12 системы шин не секционируются, при числе присоединений от 12 до 16 - секционируется одна система
шин, при большем числе присоединений секционируются обе системы шин
С 4 выключателями на 3 цепи (схема "4/3 ") и 3 выключателя на 2 цепи
(схемы "3/2 " только для напряжения 220кВ)
При напряжениях 330-750кВ:
С двумя системами шин, с 4 выключателями на три цепи (схема "4/3 ") С
двумя системами шин, с 3 выключателями на две цепи (схема "4/3 ") Схема с
одним многоугольником с числом присоединений до четырех включительно.
Схема с двумя многоугольниками с числом присоединений до шести
включительно, объединенными двумя перемычками с выключателями - в
перемычках.
В качестве обходных выключателей следует предусматривать:
- отдельный выключатель - в схемах с двумя основными и третьей
обходной системами шин при отсутствии секционирования;
- совмещенный обходной шиносоединительный выключатель - в схемах с
двумя основными и третьей обходной системами шин при наличие секционирования.
При соединении генераторов в блоки с трансформаторами (автотрансформаторами) между генератором и трансформатором устанавливается
выключатель.
При
отсутствии
выключателя
на
соответствующий
ток
отключения допускается применение выключателя нагрузки.
Присоединение рабочих трансформаторов собственных нужд
Согласно ПТП [2] в схемах блоков генератор - трансформатор АЭС
устанавливается выключатель между генератором и блочным трансформатором. Рабочий трансформатор СН присоединяется отпайкой между генерато-
6
рным выключателем и блочным трансформатором. Никакой коммуникационной аппаратуры не предусматривается.
Присоединение резервных трансформаторов собственных нужд
Выбор места присоединения резервного трансформатора СН непосредственно влияет на надежность электроснабжения механизмов СН.
Резервные трансформаторы СН должны присоединяться к разным
источникам питания: РУ разных напряжений, разные секции одного РУ Э третичные обмотки автотрансформаторов связи, при этом должна исключаться
одновременная потеря энергоблока и соответствующего ему резервного трансформатора СН.
Резервный трансформатор СН может присоединяться к обмотке НН
автотрансформатора
связи,
если
обеспечиваются
напряжения на шинах СН и условия самозапуска.
необходимые
уровни
7
Схемы заполнения
8
Конденсатор связи и НКФ-220
Высокочастотный заградитель
Сборные шины
РДЗ-220-3200
Привод ПД-1У1
РДЗ-220-3200
Привод ПД-1У1
ТФЗМ 220-У1
Р/Р/Р/0,5
2000/1/1/1/1А
ВВБК-220Б-56
РДЗ-220-3200
Привод ПД-1У1
Сборные шины
РДЗ-220-3200
Привод ПД-1У1
ОПН-200
НКФ-220
22000 100
/
/ 100
3
3
№ Ячеек
1
Наименование ячеек
2
1
2
3
ЛЭП
Силовой
трансформатор
Обходной
выключатель
Рисунок 1 - ОРУ 220 кВ по схеме двойная система шин с обходной
4
Шиносоединительный
выключатель
9
Наименование ячеек
Высокочастотный заградитель,
конденсатор связи и ОПН-330
НКФ-330
330 0,1
/
/ 0,1 кВ
3
3
Сборные шины 2АС-600/72
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
ВГК 330/40/3150
ТФМ 330-У1 Р/Р/Р/Р/0,5
1000/1/1/1/1/1А
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
ТФМ 330-У1 Р/Р/Р/Р/0,5
1000/1/1/1/1/1А
ВГК 330/40/3150
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
ТФМ 330-У1 Р/Р/Р/Р/0,5
1000/1/1/1/1/1А
ВГК 330/40/3150
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
Сборные шины
НКФ-330
330 0,1
/
/ 0,1 кВ
3
3
Высокочастотный заградитель
и конденсатор связи
№ Ячеек
Наименование ячеек
Рисунок 2 - ОРУ 330 по схеме 3/2 (полуторная). Схема заполнения с
трѐхрядным расположением выключателей.
10
Наименование присоединений
№ ячеек
Ограничитель напряжения ОПН 500
ВЛ
Реактор
1
ВЛ
2
ВЛ
Реактор Трансф.
3
4
ВЛ
5
6
ВЛ
Трансф.
7
Конденсаторы 3(СМБ-166/ 3 -14У1)+(ОМР-15-0,107)
ВЧ заград. и тр-ное устройство ВЗ-2000-1,2+(НДЕ-500-22У1)
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
Система сборных шин 3(АС-600/72)+(ЗТ-750У1)
Разъединитель подвесной РПД-500-1/3200У1
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
Выключатель ВГК-500 40/3150
Трансформаторы напряжения НКФ-500У1+ ЗТ-500У1
Трансформаторы тока ТФМ-500+ ЗТ-500У1
Разъединитель подвесной РПД-500-1/3200У1
Разъединитель подвесной РПД-500-1/3200У1
Разъединитель подвесной РПД-500-1/3200У1
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
Выключатель ВГК-500 40/3150
Трансформаторы напряжения НКФ-500У1
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
Разъединитель подвесной РПД-500-1/3200У1
Разъединитель подвесной РПД-500-1/3200У1
Разъединитель подвесной РПД-500-1/3200У1
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
Трансформаторы тока ТФМ-500+ ЗТ-500У1
Трансформаторы напряжения НКФ-500У1
Выключатель ВГК-500 40/3150
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
Система сборных шин 3(АС-600/72)+(ЗТ-750У1)
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
ВЧ заград. и тр-ное устройство ВЗ-2000-1,2+(НДЕ-500-22У1
Конденсаторы 3(СМБ-166/ 3 -14У1)+(ОМР-15-0,107)
Ограничитель напряжения ОПН 500
Рисунок 3 – ОРУ 500 кВ по схеме 3/2 с трѐхрядным расположением выключателей. Схема заполнения.
ВЛ
8
ВЛ
9
11
Тип оборудования
ОПН - 500
ОМРИ-15-0,107 У1
СМБ-166/ 3 -14У1
НДЕ-500-72У1
ЗТ-500У1
ВЗ-2000-1,2
Сборные шины 3(АС-600/72)
НКФ-500-1/3150
РПД-500
ЗТ-500У1
Сборные шины 3(АС-600/72)
РПД-500
ЗТ-500У1
ВБК-500 40/3150
ТФМ-500
ЗТ-500У1
РПД-500
ЗТ-500У1
РПД-500
ЗТ-500У1
ВБК-500 40/3150
ТФМ-500
ЗТ-500У1
РПД-500
Сборные шины 3(АС-600/72)
ЗТ-500У1
РПД-500
ЗТ-500У1
Наименование присоединений
Блок №3
Реактор
Реактор
Блок №2
Блок №1
Рисунок 4 – ОРУ 500 кВ по схеме 4/3 с двухрядным расположением
выключателей. Схема заполнения.
12
ОПН – 750, НДЕ-750
Устройство связи и отбора
напряжения
2×640
Заземлитель
РПД-750-40/3200
ВГГ-750
ТФРМ-750 Р/Р/Р/Р/0,2
РПД-750-40/3200
ТФРМ-750 Р/Р/Р/Р/0,2
ВГГ-750
РПД-750-40/3200
ТФРМ-750 Р/Р/Р/Р/0,2
ВГГ-750
РПД-750-40/3200
2Ч640
№ Ячеек
Наименование ячеек
1
АТ связи
2
Блок №3 ШТН
Блок №4
Рисунок 5 – ОРУ-750 по схеме 3/2 с трѐхрядной установкой выключателей.
Схема заполнения.
13
Фрагменты главных
электрических схем
14
ОПН-750, НДЕ-750,
ВЧ заградитель
ТФРМ-750 У1
Р/Р/Р/Р/0,2
РПД-750 3200 У1
2×640
РПД-750 3200 У1
ТФРМ-750 У1
Р/Р/Р/Р/0,2
ВГГ-750
РПД-750 3200 У1
2×640
РПД-750 3200 У1
ОПН-750, НДЕ-750,
Наименование
присоединения
№ Ячеек
Рисунок 6 – Схема заполнения ОРУ 750 кВ с подвесными разъединителями по схеме 3/2с однорядной установкой
выключателей.
15
РПД-500/3200
Компания «КВК-Электро» SKF550
ОАО «Электрозавод»
ТФМ500-р/р/р/р/0,2-2000/1
ОАО «Запорожский завод
ТОГ500- р/р/р/р/0,2-(1000-40000 А)
высоковольтной аппаратуры»
ВГК 500/40
РПД-500/3200
1000/1
ТВТ-351000/1
ТВТ-500-2000/1
ТВТ-500-2000/1
ТВТ-35-
ОПН-500
ОПН-500
РВМК-20
РВК-20/12000
ВВГ-20-160/12500
Трансформаторы тока:
-на линейных выводах (поставка в комплекте с шинопроводом)
ТШЛ-20-10000/5-5P/5P/5P/5P/5P/0,2S
ТВТ-35-1000/1
ТВТ-35-1000/1
3×ЗОМ-15
ТРДНС32000/15,75/6,3-6,3
ТВЛМ-10-3000/5
3×ЗОМ-1/15
ТВВ-220; UH=15.75 220 МВт cos =0,85
-в нулевых выводах(поставка в комплекте с генератором)
ТВЛ-20-6000/5
-в нулевых выводах для поперечной диф защиты
ТПОЛ-20-1500/5
3×ЗОМ-1/15
Рисунок 7 Фрагмент главной электрической схемы АЭС с блоками 220 МВт
ТШЛП-10;Р/0,5
UН=10кВ I=2000А
VF 07.20.50 UН=6кВ
I=2000А
LG 10
IН=4000А
16
1000/1
ОПН-500
ТВТ-500-2000/1
ТВТ-500-2000/1
ТВТ-35-
В ОРУ 500 кВ
ТЦ-53000/50/525/20 кВ / -11
РВМК-20
3×ЗНОМ-20
20000 100 100
/
/
3
3 3
Выключатель генератора – элегазовое генераторное
распределительное устройство типа НЕС-7,в комплекте
которого находятся разъединитель, 2 заземляющих
ножа (заземлителя), ОПН
3×ЗНОМ-1/20
20000 100
/
/ 127 100
3
3
3×ЗНОМ-20
20000 100 100
/
/
3 3
3
Трансформаторы тока:
-на линейных выводах (поставка в комплекте с шинопроводом)
ТШЛ-24-24000/5 А
5Р/5Р/5Р/5Р/5Р/0,2S
ТВВ-500; UH=20 cosφ=0,85
-в нулевых выводах(поставка в комплекте с генератором)
ТВЛ-24-I-12000/5 A
-в нулевых выводах для поперечной диф защиты
ТПОЛ-20-2000/5 A
3×ЗНОМ-1/20
20000 100
/
/ 127 100
3
3
ТВТ-35-
3000/5
ТВТ-353000/5
ТРДНС-63000/
20/6,3-6,3
ТВЛМ-10;Р/0,5
UН=10кВ I=3000А
LF3 UН=10кВ
I=3150А
или
LG 10
IН=4000А
17
ВГК-330/40, I=3150 A
1000/1
ТВТ-351000/1
ТЦ-53000/50/525/20 кВ / -11
ТВТ-35-
ТВТ-330-3000/1
ТВТ-330-3000/1
РВЭ-25М
КАГ-24-30/30000
3×ЗНОЛ.06-24
24000 100 100
/
/
3
3 3
3×ЗНОЛ.06-24
24000 100 100
/
/
3
3 3
3×ЗНОЛ.06-24
24000 100 100
/
/
3
3 3
ТШВ-24-0,2-30000/5
ТШВ-24-0,2-30000/5
ТШВ -24- р -30000/5
ТШВ -24- р -30000/5
ТШВ -24- р -30000/5
ТШВ -24- р -30000/5
ТШВ -24- р -30000/5
3×ЗНОЛ.06-24
24000 100 100
/
/
3
3 3
ТВВ-1000-4; 1000 МВт UH=24 cosφ=0,9
3×ЗНОЛ.06-24
24000 100 100
/
/
3
3 3
ТПОЛ-27-Р/Р-1500/5
Рисунок 9 Фрагмент главной электрической схемы АЭС с блоками 1000 МВт.
ТВТ-35-3000/5
ТВТ-35-3000/5
ТРДНС-63000/
20/6,3-6,3
ТВЛМ-10;Р/0,5
UН=10кВ I=3000А
LF3 UН=10кВ
I=3150А
или
LG 10
IН=4000А
18
ФПУ-700
2×СМР-166/ 3 0,014
РВО-10/400
ОПН-330
330 кВ
ВЗ-2000-1,2
РНД-1-330/3200
ВГК-750
НКФ-330
330 100
/ 100
/
3
3
ТФМ-750
НКФ-330
330 100
/ 100
/
3
3
Р/Р/Р/Р/0,23000/1
РНД-1-330/3200
РНД-1-330/3200
РНД-1-330/3200
ТФМ-750
Р/Р/Р/Р/0,23000/1
ВГК-750
ОПН-330
РНД-1-330/3200
РНД-1-330/3200
РНД-1-330/3200
РНД-1-330/3200
Рисунок 9 – Продолжение
ТВМ-750-3000/1
ТВМ-750-3000/1
19
ОПНО-750
ТВТ-330-3000/1
ТВТ-330-3000/1
ТВТ-150-2000/1
ОПНО-750
3×ОДЦТН-333000/750/330
750 330
15,75 кВ
/
3
3
РНД-750
ОПНО-750
ТВТ-220-12000/5
ТВТ-220-2000/1
ТВТ-220-2000/1
ТВТ-220-6000/5
ТВТ-220-6000/5
3×ОДЦТНП-98000/150
56
15,75
3
/ 10,5 кВ
ОПНО-750
ТФЗМ-35Б-II-
ТВТ-10-12000/5
Р/Р/0,5-2000/5
3×3НОМ-15
ОПНО-750
РБАН-10-1000-10
Рисунок 9 - Продолжение
15750 100 100
/
/
3 3
3
20
Рисунок 9 – Продолжение
21
3×НДЕ-750
750 100
/ 100
/
3
3
ОПН-750
ОПН-750
ВЗ-2000-1,2
ВЗ-2000-1,2
Рисунок 9 - Продолжение
22
Рисунок 10 – Фрагмент главной схемы АЭС с укреплѐнными блоками 2×500 МВт
23
Рисунок 11 – Схема собственных нужд АЭС
24
25
Список литературы
1. Рожкова, Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций:
учебник для СПО / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова.-7-е изд., стер. - М.:
изд. центр «Академия», 2011- 448 с.
2. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л.
Файбисовича-М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2006.
3. Правила технологического проектирования атомных станций (с реакторами
ВВЭР). М.: Министерство атомной энергетики и промышленности СССР, 1990.
4.Электротехнический справочник в 4-х т., т.3 Производство, передача и
распределение электрической энергии. Под общ. ред. Профессоров МЭИ В.Г.
Герасимова и др. М.-Издательство МЭИ, 2004.
5. Правила устройства электроустановок. - 7-е издание. – СПб.-Издательство
ДЕАН, 2008. – 701 с.
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕР АЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
Нововоронежский политехнический колледж –
филиал федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
(НВПК НИЯУ МИФИ)
Рассмотрено и одобрено
ЦМК электротехнических дисциплин
«____»________________2021 г.
Председатель ЦМК
________________Т.А. Рыжкова
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ №1
для выполнения курсового проекта по модулю
ПМ 1 ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЙ, СЕТЕЙ И СИСТЕМ
МДК 1.3 Электрооборудование электрических станций, сетей и систем
специальность 13.02.03 «Электрические станции, сети и системы»
РАЗДЕЛ 1. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Преподаватель: Кобзева Н.В.
Нововоронеж 2021
1
В методических указания №1 изложены методы выбора блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи. Рассмотрены примеры по выбору
структурных схем электрических станций. Приведены справочные данные о
параметрах и характеристиках генераторов, трансформаторов.
2
Содержание
1 Выбор основного оборудования…………………………………………………...3
1.1 Выбор генераторов……………………………………………………………...3
1.2 Структурная схема проектируемой электростанции…………………………4
1.3 Выбор силовых трансформаторов (блочных, трансформаторов связи)…….9
Пример…………………………………………………………………………..........13
Приложение A
Технические данные турбогенераторов…………………………………………..23
Приложение B
Силовые трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ…………………….24
Приложение C
Силовые трансформаторы с высшим напряжением 220 кВ……………………...25
Приложение D
Силовые трансформаторы с высшим напряжением 330 кВ……………………...26
Приложение E
Силовые трансформаторы с высшим напряжением 500 кВ……………………...27
Приложение F
Силовые трансформаторы с высшим напряжением 750 кВ……………………...28
Список литературы…………………………………………………………………...29
3
1 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
1.1 Выбор генераторов
Генераторы выбираем по заданной в задании мощности [2].
Таблица 1.1 - Технические данные турбогенератора
Частота
Тип
вращения
генератора
об./мин
Номинальные значения
Sном, Uном, Iном,
МВ·А
кВ
кА
X″d
cos
Система
возбужде
ния
Охлаждение
ротора
статора
Выбранные турбогенераторы синхронные, трѐхфазные, переменного тока.
Охлаждение обмоток статора осуществляются непосредственно водой, обмотки
ротора непосредственно водородом. Турбогенераторы имеют бесщеточную или
независимую тиристорную системы возбуждения
Полная мощность генератора равна:
S G = PG+jQG
МВ·А
QG = PG · tg
(1.1)
(1.2)
где: PG - активная мощность генератора, МВт
QG - реактивная мощность генератора, Мвар
4
1.2 Структурная схема проектируемой
электростанции.
Схема выдачи мощности определяет распределение генераторов между РУ
разных напряжений, трансформаторную (автотрансформаторную) связь между
РУ, способ соединения генераторов с блочными трансформаторами и точки
подключения пускорезервных трансформаторов с.н. (ПРТСН) и РТСН.
Исходными данными для выбора схемы выдачи мощности являются значения повышенных напряжений и количество РУ, с шин которых электроэнергия
выдается в энергосистему. Для системы задаются номинальная мощность энергосистемы или мощность короткого замыкания энергосистемы и относительное номинальное сопротивление энергосистемы.
Для нагрузки местного промышленного района указываются максимальная
активная мощность Pнг max, минимальная активная мощность Pнг min, максимальный
коэффициент мощности cosφ, время использования максимальной нагрузки Tнг.max.
Для нагрузки с. н. станции задаются максимальная мощность в процентах
установленной генераторной мощности Pс.н.max, минимальная мощность Pс.н. min, коэффициент мощности
cosφс.н., время использования максимальной нагрузки
Tс.н.max.
Различают следующие схемы исполнения блоков АЭС:
генератор-трансформатор с генераторным выключателем или выключателем
нагрузки (рисунок 1.1), укрупненный блок (рисунок 1.2), объединенный блок (рисунок 1.3), блок генератор-автотрансформатор связи (рисунок 1.5).
Укрупненные блоки (рисунок 1.2) целесообразны при двух турбогенераторах
на
реактор,
так
как
доведение
электрической
мощности
такого блока до мощности реактора не требует дополнительных затрат на создание резерва. Дополнительным доводом в пользу укрупнения может быть и
сокращение числа трансформаторных единиц, в особенности, если при данном
классе напряжения РУ электропромышленность способна выпускать трансформаторы только в однофазном исполнении.
5
При укрупнении (рисунок 1.2) и объединении (рисунок 1.3) турбогенераторных блоков сокращается число присоединений в РУ, за счет чего не только пропорционально уменьшаются затраты на его сооружение, но и удается применить
более простые схемы с меньшим числом выключателей на присоединение. В объединенном блоке (рисунок 1.3) два блока генератор-трансформатор включаются
под общий выключатель на стороне высшего напряжения.
Возможности применения схемы с включением турбогенератора в третичную
обмотку повышающего автотрансформатора (рисунок 1.5) на блоках мощностью
500 МВт и выше ограничены, так как мощность обмотки низшего напряжения автотрансформатора меньше его номинальной мощности. С учетом этого номинальная мощность автотрансформатора должна превышать мощность турбогенератора в соответствии с коэффициентом типовой мощности. Столь значительное
превышение мощности автотрансформатора над мощностью турбогенератора
может привести даже к необходимости установки двух параллельно включенных
автотрансформаторов или группы из однофазных автотрансформаторов, что
неэкономично и менее надежно. При такой схеме токи короткого замыкания на
шинах среднего и низшего напряжения получаются большими, чем в схеме с автотрансформаторами связи. Недостаток схемы проявляется и в том, что при полной загрузке подключенного к автотрансформатору блока передача дополнительной мощности из сети высшего в сеть среднего напряжения невозможна.
Вопрос о распределении блоков между РУ высшего и среднего напряжения
и связи между ними решается с учетом единичной мощности блоков, нагрузок
связываемых сетей, очередность сооружения АЭС и ее РУ.
Наибольшее распространение получила схема, в которой РУ высшего и среднего напряжения связаны через автотрансформаторы связи (рисунок 1.4). В схеме
суммарная мощность блоков, присоединяемых к РУСН, должна примерно соответствовать максимальной мощности, выдаваемой в сеть СН.
6
500-1150 кВ
330-750 кВ
Подключение генератора к третичной обмотке автотрансформатора связи
(рисунок 1.5) сокращает количество трансформаторов в схеме электростанции.
Однако особенности режима работы автотрансформатора полагают ограничения
на условия его работы: перетоки мощности должны быть направлены от РУ СН в
сторону РУ ВН.
Когда мощность, потребляемая местным районом, менее 50%
номинальной мощности энергоблока, находит применение схема, представленная
на рисунке 1.6.
7
Рисунок 1.4 – Структурная схема АЭС с отдельными
автотрансформатором связи между распределительными
устройствами высшего и среднего напряжения
Рисунок 1.5 - Структурная схема АЭС с использованием
блочных автотрансформаторов.
8
Рисунок 1.6
9
1.3 Выбор силовых трансформаторов
(блочных, трансформаторов
связи)
Блочные
силовые
трансформаторы
выбираем
по
мощности
генератора, в блоке, с которыми работает трансформатор, по напряжению
статора генератора и по напряжению шин, к
которым подключен
генератор.
Sном. бл. тр Sнг – Sс. н.
(1.3)
где Sнг – номинальная мощность генератора, МВ∙А;
Sном. бл. тр - номинальная мощность трансформатора, МВ∙А
Sс.н. – мощность собственных нужд, МВ∙А;
Для АЭС с водным теплоносителем принимаем расход
на
собственные нужды 5-8% от установленной мощности генераторов.
S
сн
Рсн%
Р
К
уст
с
100
(1.6)
где Кс – коэффициент спроса, определяем по таблице 5.1 [1]
Кс =
Кодн Кз.
0,8
ср соsср
(1.7)
Таблица 1.2 - Паспортные данные трансформаторов
Тип
трансформатора
Мощность
МВ·А
Напряжение, кВ
Потери, кВт
ВН
Рхх.
НН
Ркз.
Uк,
%
10
На
АЭС
предусматривается
установка
не
менее
двух
автотрансформаторов связи, если имеется транзит мощности через шины
распределительного
устройства
электростанции,
или
нарушается
электроснабжение потребителей местного промышленного района при
установке одного автотрансформатора связи, или минимальная нагрузка
потребителей, подключенных к шинам распределительного устройства
среднего напряжения, меньше технологического минимума мощности
отделившихся блоков.
Мощность
автотрансформаторов
связи
при
установке
одного
трансформатора связи
SТ ≥ Sр.max, МВ·А
(1.8)
Мощность автотрансформаторов связи при установке n трансформаторов
связи
Sат ≥
Sрасч.max
МВ·А
1,4(n 1)
(1.9)
где Sp max - максимальная мощность перетока через трансформатор связи в
нормальном или аварийном режимах, MB·А.
Если на станции один из генераторов работает в блоке с автотрансформатором связи, то мощность автотрансформатора выбирается по мощности обмотки
низкого напряжения.
Sнн ≥ Sнг - Sсн
(1.10)
где Sнн - номинальная мощность обмотки низкого напряжения,
MB·А.
11
Расчет мощности потребителей с.н:
Рсн%
Р
уст
100
(1.11)
Qс.н. = Pс.н.•tgс.н.
(1.12)
Р
сн
Расчѐт нагрузок линий:
Qmax = Pмах. • tg
(1.13)
Qmin = Pmin. • tg
(1.14)
Расчетные мощности определяем для трѐх режимов.
Нагрузка на среднем напряжении максимальная, в работе все генераторы и трансформаторы:
Pр.1 = Σ∙Рнг - Σ∙Рсн – Рmax, МВт
(1.15)
Qр.1 = Σ∙Qнг -Σ∙Qсн – Qmax, Мвар
(1.16)
2
2
Sрасч1 = Р р1 Q р1 ,
МВ·А
(1.17)
Режим, когда нагрузка на среднем напряжении минимальная, в работе
все генераторы и трансформаторы.
Pр.2 = Σ∙Рнг - Σ∙Рсн – Рmin,
МВт
(1.18)
Qр.2 = Σ∙Qнг - Σ∙Qсн – Qmin,
Мвар
(1.19)
Sрасч 2 =
2
2
Р р2 Q р2 ,
МВ·А
(1.20)
Режим отключения энергоблока присоединенного к шинам среднего
напряжения при максимальной нагрузке потребителя.
Pр.3 = Σ∙Рнг - Σ∙Рсн – Рmax, МВт
(1.21)
Qр.3 = Σ∙Qнг -Σ∙Qсн – Qmax, Мвар
(1.22)
Sрасч3 =
2
2
Р р3 Q р3 ,
МВ·А
(1.23)
12
По
наиболее
тяжелому
режиму
выбираем
мощность
автотрансформатора связи.
кВ
кВ
PP1(QP1){SP1}
PP2 (QP2){SP2}
PP3 (QP3){SP3}
Рисунок 1.7 - Схема баланса мощностей в обмотках
автотрансформатора
Выбираем автотрансформаторы связи
Таблица 1.3 - Технические данные автотрансформатора
Тип АТ
Напряжение, кВ
Sн
МВА
ВН СН НН
Потери, кВт
Напряжение К.З. %
Рхх Рк в-с Рк в-н Рк с-н Uк в-с Uк в-н
Uк с-н
13
Пример
1 ВЫБОР ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
1.1 Выбор генераторов
Генераторы выбираем по заданной в задании мощности.
Таблица 1.1 - Технические данные турбогенератора
Номинальные значения
Частота
Тип
вращения
генератора
об./мин
Sном, Uном, Iном,
МВА
кВ
кА
cos
ТВВ-500-2
3000
588
20
17
0,85
ТВВ-220-2
3000
259
15,75 9,49 0,85
Охлаждение
Система
возбуждения
ротора
статора
0,242
БЩ
НВР
НВ
0,197
ТН
НВР
НВ
X″d
Выбранные турбогенераторы ТВВ-500-2 и ТВВ-220-2
синхронные,
трехфазные, переменного тока. Охлаждение обмоток статора осуществляется непосредственно водой, обмоток ротора непосредственно водородом.
Турбогенератор ТВВ-500-2 имеет бесщѐточную систему возбуждения, а турбогенератор ТВВ-220-2 имеет независимую тиристорную систему возбуждения.
Полная мощность ТВВ-500-2 равна:
S G = PG+jQG = (500+j310) МВ·А
(1.1)
QG = PG•tg = 500 • 0,62 = 310 Мвар
(1.2)
где: PG - активная мощность генератора, МВт
QG - реактивная мощность генератора, Мвар
14
Полная мощность ТВВ-220-2 равна:
S G = PG+jQG = (220+j136,4) МВ·А
(1.3)
QG = PG•tg = 220 • 0,62 = 136,4 Мвар
(1.4)
1.2 Выбор и обоснование двух
вариантов схем проектируемой
электростанции
Pс.max 400 МВт
=
Рс.min 300 МВт
Sкз.с = 10000 МВ·А
~
nл = 4
l1=l2 = 250 км
500 кВ
Тм = 5600 ч
220 кВ
T6
T1
cosφ = 0,86
T2
T3
T4
T5
G3
G4
G5
G6
T7
G1
~
G2
~
РG1,G2 - ТВВ-500 МВт
~
Автотрансформаторы:
Т1- ОРЦ-417000/500/20-20 Т6,Т7- АТДЦТН-
~
~
~
РG3-G6 - ТВВ-220 МВт
Т2-Т5 – ТДЦ-250000/220/15,75
500000/500/220
Рисунок 1.1- Структурная схема АЭС-1880 МВт
первого варианта
15
Pс.max 400 МВт
=
Рс.min 300 МВт
Sкз.с = 10000 МВ·А
~
nл = 4
cosφ = 0,86
l1=l2 = 250 км
T5
T2
T1
Тм = 5600 ч
220 кВ
500 кВ
T3
T4
G5
G6
T6
G1
~
G3
G2
G4
~
~
~
~
~
РG1,G2 - ТВВ-500 МВт
Автотрансформаторы:
РG5-G6 - ТВВ-220 МВт
РG3,G4 - ТВВ-220 МВт
Т5,Т6 – АТДЦТН -
Т3-Т4 - ТДЦ-
Т1 - ОРЦ417000/500/20-20
- 500000/500/220
250000/220/15,75
Т2 - ОРЦ333000/500/15,75-15,75
Рисунок 1.2 – Структурная схема АЭС-1880 МВт
второго варианта
Планируется
установить
два
турбогенератора
номинальной
мощностью 500 МВт и четыре турбогенератора номинальной мощностью
по 220 МВт.
Выдача мощности в ЭЭС предполагается на напряжении 500 кВ.
Приемная
подстанция
системообразующей
сети
расположена
на
расстоянии 250 км. До подключения АЭС мощность к.з. на подстанции
предлагается равной 10000 МВ·А.
16
По четырѐм воздушным линиям 220 кВ, отходящим от АЭС, будет
обеспечиваться электроснабжение местного промышленного района.
Максимальная активная мощность нагрузки местного района составляет
400 МВт, минимальная – 300 МВт, максимальный коэффициент
мощности
cos = 0,86, время использования максимальной нагрузки
Тмах = 5600 ч.
В первом варианте для электроснабжения местного потребителя
предусмотрим подключение к шинам 220 кВ четырѐх электрических
блоков по 220 МВт.
Во втором варианте на среднем напряжении присоединяем два
электрических блока по 220 МВт.
1.3 Выбор силовых трансформаторов
(блочных, трансформаторов связи)
1.3.1 Выбор блочных трансформаторов
Блочные
силовые
трансформаторы
выбираем
по
мощности
генератора, в блоке, с которыми работает трансформатор, по напряжению
статора генератора и по напряжению шин, к
которым подключен
генератор.
Выбор мощности блочного трансформатора для генератора ТВВ- 500
МВт
Sном. бл. тр Sнг – Sс. н.
(1.5)
где Sнг – номинальная мощность генератора, МВ∙А;
Sном. бл. тр - номинальная мощность трансформатора, МВ∙А
Sс.н. – мощность собственных нужд, МВ∙А;
Используя данные таблицы 5.1 [1] определяем необходимую
мощность с.н.
17
Sсн500
Рсн%
8
Р уст К с
500 0,8 32 МВ А
100
100
(1.6)
где Кс – коэффициент спроса, определяем по таблице 5.1 [1]
Кс =
Кодн Кз.
0,8
ср соsср
(1.7)
Sном. бл. тр > 2Sнг – 2Sс.н. = 2·588 – 2·32 = 1112 МВ·А
(1.8)
Sном.бл.тр = 3·417 = 1251 МВ·А > Sр = 1112 МВ·А
(1.9)
Принимаем к установке группу из трѐх однофазных трансформаторов
типа ОРЦ – 417000/500/20-20 с суммарной мощностью 3·417 = 1251
МВ·А
Производим выбор блочного трансформатора на сборные шины 220
кВ для генератора ТВВ-220 МВт.
Используя данные таблицы 5.1 [1] определяем необходимую
мощность с.н.
Sсн220
8
Рсн%
Р уст К с
220 0,8 14,1 МВ·А
100
100
(1.10)
Sном. бл. тр Sнг – Sс. н. = 259 – 14,1 = 244,9 МВ·А
(1.11)
Sном.бл.тр = 250 МВ·А > Sр = 244,9 МВ·А
(1.12)
Выбираем блочный трансформатор ТДЦ – 250000/220/15,75
Производим выбор блочного трансформатора на сборные шины 500
кВ для генератора ТВВ-220 МВт.
Используя данные таблицы 5.1 [1] определяем необходимую
мощность с.н.
Sсн220
Рсн%
8
Р уст К с
220 0,8 14,1 МВ·А
100
100
(1.13)
18
где Кс – коэффициент спроса, таблица 5.1 [1]
Sном. бл. тр 2Sнг – 2Sс. н. = 2·259 – 2·14,1 = 489,8 МВ·А
(1.14)
Принимаем к установке блочный трансформатор типа
ОРЦ - 333000/500/15,75-15,75
Sном.бл.тр = 3·333 = 999 МВ·А > Sр = 489,8 МВ·А
(1.15)
Технические характеристики выбранных блочных трансформаторов
заносим в таблицу 1.2
Таблица 1.2 - Паспортные данные
трансформаторов
Напряжение, кВ
Потери, кВт
ВН
НН
Рхх.
Ркз.
333
525
3
15,75-15,75
165
950
12
ОРЦ-417000/500
417
525
3
20-20
255
1180
13
ТДЦ-250000/220
250
242
15,75
207
600
11
Тип
трансформатора
Мощность
МВ·А
ОРЦ-333000/500
Uк,
%
19
1.3.2 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи
Согласно (3) рекомендуется устанавливать два автотрансформатора
связи.
Расчет мощностей:
Р сн220
Рсн%
8
Р уст
220 17,6 МВ А
100
100
(1.16)
Qmax = Pмах. • tg = 400•0,59 = 236 Мвар
(1.17)
Qmin = Pmin. • tg = 300•0,59 = 177 Мвар
(1.18)
Qс.н. = Pс.н.•tgс.н. = 17,6•0,62 = 10,9 Мвар
(1.19)
Расчетные мощности определяются для трех режимов:
1) Нагрузка на среднем напряжении максимальная, в работе все
генераторы и трансформаторы.
2) Режим, когда нагрузка на среднем напряжении минимальная, в
работе все генераторы и трансформаторы.
3) Режим отключения энергоблока присоединенного к шинам
среднего напряжения при максимальной нагрузке потребителя.
Вариант №1
Режим максимальных нагрузок:
Pр.1 = 4∙Рнг - 4∙Рсн – Рmax = (4 ∙ 220) – (4 ∙ 17,6) - 400 = 409,6 МВт (1.20)
Qр.1 = 4∙Qнг -4∙Qсн – Qmax = (4 ∙136,4) – (4 ∙ 10,9) – 236 = 266 Мвар(1.21)
Sрасч1 = Р р1 Q р1 409,6 266 = 488,4 МВ·А
2
2
2
2
(1.22)
20
Режим минимальных нагрузок:
Pр.2 = 4∙Рнг - 4∙Рсн – Рmin = (4 ∙ 220) – (4 ∙ 17,6) - 300 = 509,6 МВт (1.23)
Qр.2 = 4∙Qнг - 4∙Qсн – Qmin = (4 ∙ 136,4) – (4 ∙ 10,9) – 177 = 325 Мвар (1.24)
Sрасч 2 =
Р р2 Q р2 509,6 325 = 604 МВ·А
2
2
2
2
(1.25)
Режим отключения электрического блока ВВЭР – 440 с двумя
генераторами ТВВ -220:
Pр.3 = 2∙Рнг - 2∙Рсн – Рmax = (2 ∙ 220) – (2 ∙ 17,6) – 400 = 4,8 МВт
(1.26)
Qр.3 = 2∙Qнг - 2∙Qсн – Qmax = (2 ∙ 136,4)– (2 ∙ 10,9)– 236 = 15 Мвар(1.27)
Sрасч3 =
По
Р р3 Q р3 4,8 15 = 15,75 МВ·А
2
2
наиболее
2
2
тяжелому
режиму
(1.28)
выбираем
мощность
автотрансформатора связи.
500 кВ
220 кВ
409,6 (266,0) [488,4]
509,6
(325,0) [604,0]
4,8
(15,0)
[15,75]
Рисунок 1.3 - Схема баланса мощностей первого
варианта
Sат ≥
604,0
Sрасч.max
= 431,43 МВ·А
1,4(n 1) 1,4(2 1)
(1.29)
Выбираем два автотрансформатора связи АТДЦТН - 500000/500/220
Sн = 500 > 431,43 МВ·А
(1.30)
21
Вариант №2
Режим максимальных нагрузок:
Pр.1 = 2∙Рнг - 2∙Рсн – Рmax = (2 ∙ 220) – (2 ∙ 17,6) - 400 = 4,8 МВт
(1.31)
Qр.1 = 2∙Qнг - 2∙Qсн – Qmax = (2 ∙136,4) – (2 ∙ 10,9) – 236 =15,1 Мвар (1.32)
Sрасч1 = Р р1 Q р1 4,8 15,1 = 15,84 МВ·А
2
2
2
2
(1.33)
Режим минимальных нагрузок:
Pр.2 = 2∙Рнг - 2∙Рсн – Рmin = (2 ∙ 220) – (2 ∙ 17,6) - 300 = 104,8 МВт (1.34)
Qр.2 = 2∙Qнг - 2∙Qсн – Qmin = (2 ∙ 136,4) – (2 ∙ 10,9) – 177 = 74 Мвар (1.35)
Sрасч 2 =
Р р2 Q р2 104,8 74 = 128,3 МВ·А
2
2
2
2
(1.36)
Режим отключения электрического блока ВВЭР – 440 с двумя
генераторами ТВВ - 220:
Pр.3 = – Рmax = - 400 МВт
(1.37)
Qр.3 = – Qmax = - 236 Мвар
(1.38)
Sрасч3 =
Р р3 Q р3 400 236 = 464,43 МВ·А
2
2
2
2
(1.39)
По наиболее тяжелому режиму выбираем мощность
автотрансформатора связи.
500 кВ
220 кВ
4,8
104,8
(15,1)
[15,75]
(74,0)
[128,3]
400,0 (236,0) [464,43]
Рисунок 1.4 - Схема баланса мощностей второго
варианта
22
Sат ≥
464,43
Sрасч.max
= 331,74 МВ·А
1,4(n 1) 1,4(2 1)
(1.40)
Выбираем два автотрансформатора связи АТДЦТН - 500000/500/220
Sн = 500 > 331,74 МВ·А
(1.41)
Технические данные автотрансформатора заносим в таблицу 1.3
Таблица 1.3 - Технические данные автотрансформатора
Тип АТ
АТДЦТН
Напряжение, кВ
Sн
МВА
ВН СН НН
Рхх Рк в-с Рк в-н Рк с-н Uк в-с Uк в-н
500
220
500
--
230
Потери, кВт
--
1050
Напряжение К.З. %
--
--
12
Uк с-н
--
23
Приложение А
Тип турбогенератора
частота вращения
об/мин
Технические данные турбогенераторов
Номинальное значение
мощности
МВ·А
cosφ
тока
статора
кА
напряжения
статора,
кВ
КПД
%
охлаждение
обмоток
Сверхпереходное индукционное
сопротивление
"
х отн. ед.
d
система
возбуждения
статора
ротора
ТВВ-160-2Е
3000
188
0,85
6,04
18
98,5
0,22
ТН
НВ
НВР
ТВВ-165-2
3000
188
0,85
6,04
18
98,5
0,226
ВЧ
НВ
НВР
ТВВ-200-2
3000
235
0,85
8,625
15,75
98,6
0,191
ВЧ, ТН
НВ
НВР
ТВВ-220-2А
3000
259
0,85
9,49
15,75
98,6
0,197
НВ
НВР
ТВВ-320-2
3000
353
0,85
10,2
20
98,7
0,173
НВ
НВР
ТГВ-300
3000
353
0,85
10,2
20
98,8
0,195
НВР
НВР
ТВВ-500-2
3000
588
0,85
17
20
98,57
0,242
ВЧ, ТН
ВЧ,
БЩ,ТН
ТН, ТС,
БЩ
ТН, БЩ
НВ
НВР
ТГВ-500
3000
588
0,85
17
20
98,8
0,243
ТН
НВ
НВР
ТГВ-500-4
1500
588
0,85
17
20
98,6
0,262
БЩ
НВ
НВР
ТВВ-800-2
3000
889
0,9
21,4
24
98,7
0,219
ТН
НВ
НВР
ТВВ-1000-2
3000
1111
0,9
26,73
24
98,9
0,27
БЩ
НВ
НВР
ТВВ-1000-4
1500
1111
0,9
26,73
24
98,9
0,324
БЩ
НВ
НВР
ТВВ-1200-2
3000
1333
0,9
2х16,05
24
99
0,247
БЩ
НВ
НВР
24
Приложение В
Тип трансформатора
Номинальная
мощность,
МВА
Силовые трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ
Напряжение обмотки,
кВ
ВН
СН
Потери
кВт
UКЗ, %
НН
PXX
PКЗ
ВН-СН ВН-НН
СН-НН
ТРДН—25000/110
25
115
10,5-6,3; 6,3-6,3
25
120
10,5
ТДН—16000/110
16
115
6,6; 11; 16,5; 22
18
85
10,5
ТДН—25000/110
25
115
38,5
25
120
10,5
ТРДН—32000/110
32
115
6,3-6,3; 10,5-6,3
35
145
10,5
ТДН—32000/110
32
115
38,5
35
145
10,5
ТРДН—40000/110
40
115
6,3-6,3; 10,5-10,5
52
175
10,4
ТДН—40000/110
40
115
38,5
34
170
10,5
ТРДН-63000/110
63
115
6,3-6,3;
10,5-10,5
50
245
10,5
ТДН-63000/110
63
115
38,5
50
245
10,5
ТРДН—80000/110
80
115
6,3-6,3;
10,5-6,3;
10,5-10,5
58
310
10,5
ТДН4-80000/110
80
115
38,5
58
310
10,5
ТРДЦН—125000/110
125
115
10,5-10,5
105
400
11
ТД—40000/110
40
121
3,15; 5,3; 10,5
42
175
10.5
ТДЦ—80000/110
80
(
121
3,15; 5,3; 10,5;
13,8
89
310
10,5
ТДЦ—125000/110
125
121
10.5; 13,8
120
400
10,5
ТДЦ—200000/110
200
121
13,8; 15,75;
18,00
170
550
10,5
ТДЦ—250000/ 110
250
121
15,75
200
640
10,5
ТДЦ-400000/110
400
121
20
320
900
10.5
ТМТН-6300/110
6.3
115
38,5
6,6; 11
12,5
52
10,5
17
6.0
ТДТН-10000/110
10
115
38,5
6,6; 11
17
76
10,5
17,5
6,5
ТДТН-16000/110
16
115
38,5
6,6; 11
21
100
10,5
17.5
6.5
ТДТН—25000/110
25
115 11;38,5
6,6 или 11
28,5
140
10,5
17,5
6,5
ТДТН—40000/110
40
115 11;38,5
6,6 или 11
39
200
10,5
17.5
6.5
ТДТН-63000/l 10
63
115 11;38.5
6,6 или 11
53
290
10,5
18
7
ТДТН—80000/110
80
115 11;38,5
6,6 или 11
64
365
11
18,5
7
25
Приложение С
Потери,
кВт
НН
PXX
СН-НН
СН
СН-НН
ВН
ВН-НН
РКЗ
ВН-СН
UКЗ,%
ВН-НН
Напряжение обмоток,
кВ
ВН-СН
SНОМ, МВА
Типтрансформатора
Мощность,
МВА
Силовые трансформаторы с высшим напряжением 220 кВ
ТД—80000/220
80
242
6,3;10,5;13.8
80
315
11
ТДЦ—125000/220
125
242
10,5;13,8
120
380
11
ТДЦ—200000/220
200
242
13,8;
15,75;18
130
660
11
ТДЦ—250000/220
250
242
13,8;15,75;
207
600
11
ТДЦ—400000/220
400
242
15,75;20
280
870
12,5
ТНЦ—630000/220
630
242
15,75;20;24
400
1200
11
ТНЦ-1000000/220
1000
242
24
480
2200
11,5
ТРДН—32000/220
32,0
230
6,3-6,3;6,611;6,6-6,6;1111
45
150
11,5
ТРДНС—40000/220
40,0
230
6,3-6,3;11-11;
6,6-6,6;
6,6-11
50
170
11,5
ТРДЦН-63000/220
63,0
230
6,3-6.3;
70
265
11.5
ТРДЦН-100000/220
100
230
11-11
102
340
12,5
ТРДЦН-160000/220
160
230
11-11
155
500
12,5
ТДТН—25000/220
25
230
6,6;11
45
130
135
105 12,5
20
6,5
ТДТН—40000/220
40
230
6,6;11
54
220
200
170 12,5
22
9,5
ТДЦТН-63000//220
63
АТДТН—32000/220
32
АТДЦТН-100000/220
22;
38,5
22;
38,5
230
22;
38,5
6,6;11
75
320
12,5
24
10,5
16
230
121
6.6;11;38.5
27
145
11
34
21
100
50
230
121
6,6;11;38.5
65
260
215
200
11
31
19
АТДЦТН—63000/220
63
32
230
121
6,6;11;38.5
37
200
160
140
11
35
22
АТДЦТН-125000/220
125
63
230
121
6,6;11:38,5
65
315
280
275
11
45
28
АТДЦТН-160000/220
160
80
230
121
6.6;11;
15.75;38,5
85
380
310
290
11
32
20
АТДЦТН—200000/220
200 80,100 230
121
6,3;6,6;11;
15,75;38,5
105
430
340
310
11
32
20
121
11;13.8;
15,75:38.5
120; 500
100
410
406
11
32
20
АТДЦТН—250000/220
250
125
230
26
Приложение D Силовые трансформаторы с высшим напряжением 330 кВ
200
10,5; 13,8
125
-
380
-
347
-
13,8; 15,75;
18
180
-
520
-
605
-
-
СН-НН
ТДЦ-200000/330
-
PКЗ
ВН-НН
347
PXX
ВН-СН
-
НН
СН-НН
125
СН
ВН-НН
ТДЦ-125000/330
UКЗ,%
ВН-СН
SHH, МВА
ВН
трансформатора
Потери,
кВт
Напряжение обмоток,
кВ
Мощность, МВА
Тип
-
11
-
-
11
-
ТДЦ-250000/330
250
-
347
-
13,8; 15,75
214
ТДЦ-400000/330
400
-
347
-
15,75; 20
300
790
—
11,5
ТНЦ-630000/330
630
-
347
-
24; 15,75; 20
345
1300
-
11,5
ТНЦ-1000000/330
1000
-
347
-
24
480
2200
-
11,5
ТНЦ-1250000/330
1250
-
347
-
24
715
2200
-
ТРДН-32000/330
32
-
330
6,3-6.3;10.56,3-6.3;
10.5;6.3-10.5
10.5-10.5;
6.3-10.5
82
170
ТРДЦН-63000/330
ТРДЦН-63000/330
63
63
-
330
330
-
6.3-6.3;
6.3-10.5;
6.3-6.3;6.310-10
10.5;10-10
100
100
-
230
230
ТРДЦН-125000/330
ТРДЦН-125000/330
125
125
--
330
330
--
10,5-10,5
10,5-10,5
180
180
155
155
420
420
ТРДЦН-200000/330
ТРДЦН-200000/330
200
200
--
330
330
--
10,5-10,5
10,5-10,5
АТДЦТН-63000/330
АТДЦТН-63000/330
63
63
32
32
330
330
115
115
6,6;
6,6; 11;
11;
15,75;
15,75; 38,5
38,5
70
70
280
280
АТДЦТН-125000/330
АТДЦТН-125000/330
125
125
63
63
330
330
115
115
6,6;
6,6; 11;
11;
15,75;
15,75; 38,5
38,5
100
100
345
345
240
240
АТДЦТН-200000/330
АТДЦТН-200000/330
200
200
80
80
330
330
115
115
6,6;
6,6; 11;
11;
15,75;
15,75; 38,5
38,5
155
155
560
560
300
300
АТДЦТН-240000/330
АТДЦТН-240000/330
240
240
330
330
242
242
38,5
38,5
АОДЦТН-83000/330
АОДЦТН-83000/330
83
83
27
27
330/
330/ 230/
230/
6,6; 11;
6,6;
1115,75;
15,75; 38,5
38,5
АОДЦТН-133000/330
АОДЦТН-133000/330
133
133
33
33
[53]
[53]
330/
330/ 230/
230/
10,5;
10,5; 38,5
38,5
-
-
-
-
14,5
11
19
11
11
19
19
10
10
32
32
21,5
21,5
210
210
10
10
35
35
24
24
210
210
10,5
10,5
38
38
25
25
130
130 55 66 00
260
260 168
168
9,5
9,5
74
74
60
60
50
50
125
125
99
60
60
48
48
250
250
-
105
105
27
Приложение Е Силовые трансформаторы с высшим напряжением 500 кВ
Потери,
кВт
UКЗ,%
525
ТДЦ-400000/500
400
ТЦ-630000/330
630
-
525
-
15,75; 20;
24; 36,75
420
-
1210
-
ТНЦ-1000000/500
1000
-
525
-
24
570
-
1800
-
-
14,5
-
ОРЦ-333000/500
333
-
-
24-24;
15,75-15,75;
20-20
165
-
950
-
-
12
-
-
20-20;
24-24;
15,75-15,75
255
-
1180
-
-
13
-
-
15,75; 24
255
-
1180
-
-
13
-
-
15,75-15,75;
24-24
300
-
1260
-
27
13,5
44
10,5
24
13
-
ВН-НН
-
ВН-СН
250
СН-НН
ТДЦ-250000/500
СН
ВН-НН
ВН
-
13,8; 15,75;
20
205
-
590
-
-
13
525
-
13,8; 15,75;
20
315
-
790
-
-
13
-
-
14
-
525
3
ОРЦ-417000/500
417
-
525
3
ОЦ-417000/500
417
ОРНЦ-533000/500
533
-
525
НН
P
(НН1-НН2) XX
PКЗ
СН-НН
трансформатора
ВН-СН
SHH, МВА
Напряжение обмоток,
кВ
Мощность, МВА
Тип
-
3
-
525
3
АТДЦТН-125000/500/110 125
50
500
121
6,6;11; 38,5
150 330
АТДЦТН-250000/500/110 250
100
500
121
11; 38,5
270 550
223
179
10,5
24
13
АТДЦТН-250000/500/220 250
100
500
220
10,5; 38,5
200
690
280
230
13
33
18,5
АТДЦТН-500000/500/220 500
500
500
-
230
220
-
1050
-
-
12
-
АОДЦН-167000/500/220
50
500
230
90
105 95
190 67
280 250
35
21,5
3
315
315
315
11
3
10,5; 11;
38,5; 13,8;
15,75; 20
500
230
110 100
160 150
310 250
37
23
3
470
125 470
470
11,5
3
10,5; 13,8;
38,5; 15,75;
20
500
230
11; 38,5; 20
250 760
260 240
8,5
24
12,5
3
3
500
230
10,5; 38,5
61
81
9,5
67
61
3
3
167
АОДЦТН-267000/500/220 267
АОДЦН-417000/500/220
417
АОДЦТН-167000/500/330 167
67
83
120
83
33
300
86
28
Приложение F Силовые трансформаторы с высшим напряжением 750 кВ
-
20-20;
24-24
320
-
800
-
28
14
45
-
24; 20
300
-
710
-
-
13,8
-
24-24;
15,75-15,75; 375
20-20
-
940
-
28
14
45
3
-
783
СН-НН
ВН-НН
417
PКЗ
ВН-СН
ОЦ-417000/750
783
НН
P
(НН1-НН2) XX
СН-НН
-
СН
ВН-НН
417
ВН
UКЗ,%
ВН-СН
SHH, МВА
ОРЦ-417000/750
трансформатора
Потери,
кВт
Напряжение обмоток,
кВ
Мощность, МВА
Тип
3
ОРЦ-533000/750
533
АОДЦТН267000/750/220
267
АОДЦТН333000/750/330
333
АОДЦТН417000/750/330
417
-
787
-
3
АОДЦТН-417000750/500 417
80
120
120
33,7;
50
750
230
3
3
750
330
3
3
750
330
3
3
750
500
3
3
10,5
200
600
145
140
13
31
17
15,75; 10,5
217
580
255
235
10
28
17
15,75; 10,5
260
696
306
282
10
28
17
10,5; 15,75;
10,75
125
630
630
60
90
60
90
11,5
81
68
29
Список литературы
1.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации – М.: Издательство «Омега-Л», 2016. –256 с.
2. Ширяев Д.А., Зимин А.И. Электротехническое оборудование энергоблоков
с
реакторами
типа
ВВЭР-1200.-ООО
РПГ
«Девятое
облоко».-
Нововоронеж,2021-256с.
3. Объем и нормы испытаний электрооборудования [Текст]- ПАО «Россети»,
СТО 34.01-23.1-001-2017, 260 с
4.Правила устройства электроустановок. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2014.
– 701 с.
5.Киреева, Э.А. Электрооборудование электрических станций, сетей и систем: учебное пособие. М.: КРОНУС, 2017
6.Сибикин, Ю.Д. Основы эксплуатации электрооборудования электростанций и подстанций: учебное пособие для вузов. - М.: ИП Радио-Софт: ЭНАС,
2017. – 448 с.
7.Котеленец, Н.Ф. Испытания, эксплуатация и ремонт электрических машин: учебник. - М.: Академия, 2010. – 384 с.
8.Рожкова, Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для СПО / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова.-9-е изд.,
стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2015.
9.Сибикин, Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования
и сетей промышленных предприятий. Книга 1 учебник.- М.: «Академия», 2020,
с. 208.
10.Сибикин, Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования
и сетей промышленных предприятий. Книга 2 учебник.- М.: «Академия», 2020.
11.Методические рекомендации по применению государственных стандартов ЕСКД в курсовых и дипломных проектах: НВПК, Нововоронеж 2010 (НВПК
НИЯУ МИФИ).
30
31
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕР АЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
Нововоронежский политехнический колледж –
филиал федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
(НВПК НИЯУ МИФИ)
Рассмотрено и одобрено
ЦМК электротехнических дисциплин
«____»________________2021 г.
Председатель ЦМК
________________Т.А. Рыжкова
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ №2
для выполнения курсового проекта по модулю
ПМ 1 ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, СЕТЕЙ И СИСТЕМ
МДК 1.3 Электрооборудование электрических станций, сетей и систем
специальность 13.02.03 «Электрические станции, сети и системы»
РАЗДЕЛ 2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Преподаватель: Кобзева Н.В.
Нововоронеж 2021
2
В методических указаниях №2 рассмотрено технико-экономическое
сравнение вариантов по методу минимальных приведѐнных затрат. Приведѐнные справочные материалы о расчѐтной стоимости трансформаторов и
элегазовых выключателей.
3
Содержание
1 Общие положения………………………………………………………………3
2 Пример………………………………………………………………………….10
3 Приложение…………………………………………………………………….16
Список литературы……………………………………………………………...18
4
1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными
приведенными затратами [1].
З = РН·К+И
(1.1)
где К - капиталовложения на сооружение электроустановки, руб.
РН - нормативный коэффициент экономической эффективности,
равный 0,12;
И - годовые эксплуатационные издержки,
тыс. руб.
;
год
При подсчете капитальных затрат учитываются только основные элементы структурной схемы, меняющиеся в вариантах: блочные трансформаторы, автотрансформаторы, ячейки распределительных устройств (РУ).
Все данные подсчета капиталовложений сводят в таблицу 2.1.
Годовые эксплуатационные издержки [1].
Р Р
о К W
И а
100
(1.2)
где Ра- отчисления на амортизацию (для силового электрического
оборудования применяется 6.4%);
Ро- отчисления на обслуживание;
β -стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии;
ΔW - потери электроэнергии, кВт·ч;
Потери электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах
определяются по формулам, приведѐнным в [1].
Составим таблицу подсчѐтов капитальных затрат учитывая основное
оборудование.
5
Таблица 2.1 - Капитальные затраты по вариантам
Оборудование
Вариант 1
Вариант 2
Стоимость
единицы, Количество Общая сто- Количество, Общая стоимость,
имость, тыс.
тыс. руб.
шт.
шт.
тыс. руб.
руб.
Блочные трансформаторы:
Автотрансформатор
Ячейки ОРУ:
Итого:
Для определения годовых эксплуатационных издержек, посчитаем потери электроэнергии в трансформаторах.
Потери в блочном трансформаторе ОЦнам
,присоединенном к ши-
кВ
2
S
WОЦ 3Pxx T 3Pкз max
Sном
Потери в блочном трансформаторе ТНЦшинам
(1.3)
,присоединенном к
кВ:
2
S
WТНЦ Pxx T Pкз max
Sном
(1.4)
где Рхх - потери холостого хода
Т=Тгод-Трем =8760-1200=7560 ч; Tрем=n∙24=50∙24=1200ч. - продолжительность ежегодного ремонта блока при нормативе n=50 суток
6
Ркз- потери короткого замыкания, кВт·ч;
Smax- расчетная максимальная нагрузка трансформатора
Smax=Sнг-Scн =
Время потерь τ=6050 ч определено по рисунку 5.5 [1] для энергоблоков;
Туст=
ч.
Определяем потери в блочном трансформаторе ОРЦ- ,
,присоединѐнном к шинам
кВ:
2
S max,н1 2
S
S max,н1
с Pк, в2 maxнa с
в Pк, н1
W 3Px T 3Pк, в
Sном
Sном
S ном
=
кВт·ч
(1.5)
где τв=τн1=τн2=_______ч, определено по рис.5.5 [1] для энергоблоков с
Tуст=______ч.
Потери электроэнергии в трѐхфазном трѐхобмоточном автотрансформаторе связи с учѐтом того, что обмотка НН ненагружена:
2
2
S max,в
Smax,c
1
B Pккс
W nPxT Pккв
с
n
Sном
Sном
=
кВт∙ч,
(1.6)
где T=Тгод-Трем =8760-480=8280 ч
n – количество параллельно работающих автотрансформаторов;
Sном – номинальная мощность автотрансформатора связи, МВ∙А;
Smax,в и Smax.c – максимальная нагрузка обмоток высокого и среднего
напряжений (аварийный режим – отключение блока – в расчѐте потерь не
учитывается): Smax в Smax c
Sp max
n
________ MB A.
Удельные потери в обмотках
P
P
Pк ,в 0.5 Pк в-с к 2в-н к 2с-н ________________ кВт
K выг K выг
(1.7)
7
P
P
Pк ,с 0.5 Pк в-с к 2с-н к 2в-н ________________ кВт
K выг K выг
(1.8)
где коэффициент выгодности
UB UC
UB
K выг
Продолжительность использования максимальной нагрузки
Tм, в1 Tм, c 1
P
г,сн
Tм, г PCH Tм, сн Pmax,сн Tmax
Pmax
(1.9)
_______________________________________________ ч,
где Pг,сн Tм, г - электроэнергия, вырабатываемая генераторами, подключенными на шины среднего напряжения, МВт∙ч;
P T
сн
м, сн
- электроэнергия, потребляемая на собственные нужны,
МВт∙ч,
Tм, сн Tм, г Tуст ______ ч, смотри задание на курсовой проект;
Pmax,сн – максимальная активная мощность, заявленная потребителями
на среднем напряжении, МВт;
Tmax – годовая продолжительность использования максимума нагрузки
на шинах среднего напряжения;
Pmax – максимальная активная мощность автотрансформаторов связи в
нормальном режиме, МВт (см. распределение мощностей в обмотках автотрансформатора).
Время максимальных потерь
τв= τс =_____ ч. определено по рисунку 5.5 [1]
Потери электроэнергии в однофазном трѐхобмоточном автотрансформаторе с учѐтом того, что обмотка НН ненагружена
8
2
2
Smax C
3 Smax В
с
в Pкз
W 3nPx T T Pк, в
n Sном
Sном
=
кВт·ч
(1.10)
где время максимальных потерь
τв= τс =_____ ч. определено по рисунку 5.5 [1] для
Tмв Tмc
P
г,сн
Tм, г Pсн Tм, сн Pmax,сн Tmax
Pmax
(1.11)
________ ч,
Удельные потери в обмотках
P
P
Pк ,с 0.5 Pк в-с к 2с-н к 2в-н ________________ кВт
K выг K выг
(1.13)
Потери электроэнергии в трѐхфазном двухобмоточном автотрансформаторе:
2
S
1
W nPxT Pê maxC ______ ______________ ÷.
n
Síîì
(1.14)
где Sном – номинальная мощность автотрансформатора МВ∙А;
Smax – расчѐтная максимальная нагрузка обмоток автотрансформатора
в нормальном режиме, МВ∙А, смотри распределение мощнострей в обмотках автотрансформатора.
τ – продолжительность максимальных потерь, определяется по кривой
рис. 5.5 [1] в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Tм.
Tм
P
г,сн
Tм, г Pсн Tм, сн Pmax,сн Tmax
Pmax
__________ч.
(1.15)
9
Потери электроэнергии в трѐхобмоточном трансформаторе, когда обмотка низкого напряжения нагружена.
2
2
2
S
S
S
W Px T Pк, в max,B в Pк, с max,C с Pк, н max,н
Sном
Sном
Sном
___________________________________________кВт ч
(1.16)
Удельные потери в обмотках
P
P
Pк ,в 0.5 Pк в-с к 2в-н к 2с-н ________________ кВт
K выг K выг
(1.17)
P
P
Pк , 0.5 Pк в-с к 2с-н к 2в-н ________________ кВт
K выг K выг
(1.18)
P
P
Pк ,н 0.5 к,2в-н к 2с-н Pк, в с ___________________ кВт
K выг K выг
(1.19)
Суммарные годовые потери в первом варианте
W1 ________________________________________ кВт ч
(1.20)
Годовые эксплуатационные издержки в первом варианте
И1В
РА РО
руб.
;
К1 β W1
кВт ч
100
(1.21)
Приведенные затраты без учета ущерба в первом варианте
З1В Р Н К1 И1 ________________________
руб.
кВт ч
(1.22)
Суммарные годовые потери во втором варианте
W2 ___________________________________ кВт ч;
(1.23)
10
Годовые эксплуатационные издержки во втором варианте
И2
РA Рo
руб.
;
К 2 β W2 ________________
кВт ч
100
(1.24)
Приведенные затраты без учета ущерба во втором варианте
З 2 Р Н К 2 И 2 ________________________
руб.
кВт ч
(1.25)
Разность затрат
З
З max З min
100% _____________________ % ;
З max
(1.26)
В зоне равноэкономичности (разность приведѐнных затрат не более
5%) во внимание принимаются качественные показатели электроустановки.
11
2 ПРИМЕР
Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными
приведенными затратами [1].
З=РН·К+И+У
(2.1)
где К - капиталовложения на сооружение электроустановки, руб.;
РН - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный
0,12;
И - годовые эксплуатационные издержки,
тыс. руб.
;
год
У - ущерб от недоотпуска электроэнергии,
тыс. руб.
;
год
При подсчете капитальных затрат учитываются только основные элементы структурной схемы, меняющиеся в вариантах: блочные трансформаторы, автотрансформаторы, ячейки распределительных устройств (РУ).
Все данные подсчета капиталовложений сводят в таблицу 2.1.
Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле
И
Ра Ро
К β W ,
100
(2.2)
где Ра- отчисления на амортизацию (для силового электрического оборудования применяется 6.4%);
Ро- отчисления на обслуживание(Ро=2% при Uном≥220кВ);
β -стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии,
руб.
;
кВт ч
ΔW - потери электроэнергии, кВт·ч;
Потери электроэнергии в трансформаторах определяется по формулам, приведѐнным в [1].
Составим таблицу подсчѐтов капитальных затрат учитывая основное
оборудование.
12
Таблица 2.1-Капитальные затраты по вариантам
Оборудование
Вариант 1
Стоимость
единицы, Количество, Общая стоимость,
тыс. руб.
шт.
тыс. руб.
Вариант 2
Общая стоКоличеимость, тыс.
ство,шт.
руб.
Блочные трансформаторы:
3·ОЦ-417000/750/24
136800
1
136800
2
273600
ТНЦ-1250000/330/24
69600
2
139200
1
69600
146400
2
292800
2
292800
Ячейки ОРУ: 750кВ
120000
8
960000
9
1080000
330кВ
20000
14
280000
12
240000
Автотрансформатор:
3·АОДЦТН333000/750/330
Итого:
К1=1808800 тыс. руб.
К2=1956000 тыс.руб.
Для определения годовых эксплуатационных издержек, посчитаем потери электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах для двух
рассматриваемых вариантов.
Потери в блочном трансформаторе 3·ОЦ-417000/750/24, присоединенном к шинам 750кВ:
2
S
WОЦ 3Pxx T 3Pкз max
S ном
2
1047
6
3 300 7560 3 710
5900 15,6 10 кВт ч;
3 417
(2.3)
где время максимальных потерь τв=τн1=τн2=5900 ч, определено по рисунку
5.5 [1] для Tуст=7000 ч
где Рхх - потери холостого хода, кВт·ч;
Т- число часов работы трансформатора;
13
Ркз- потери короткого замыкания, кВт·ч;
Smax- расчетная максимальная нагрузка трансформатора;
Определяем число часов работы трансформатора в году:
Т=Тгод-Трем =8760-1200=7560 ч;
(2.4)
Smax=Sнг-Scн =1111-64=1047 МВ·А ;
(2.5)
Потери в блочном трансформаторе ТНЦ-1250000/330/24, присоединенном к шинам 330кВ
2
S
WТНЦ Pxx T Pкз max
S ном
2
1047
6
715 7560 2200
5900 14,5 10 кВт ч ;
1251
(2.6)
Smax=Sнг-Scн =1111-64=1047 МВ·А;
Время потерь τ=5900 ч определено по рисунку 5.5 [1] для энергоблоков с
Туст=7000 ч.
Потери в блочном трансформаторе ТНЦ-1250000/330/24, присоединенном к шинам 330кВ:
2
S
WТНЦ Pxx T Pкз max
S ном
2
1047
6
715 7560 2200
5900 14,5 10 кВт ч ;
1251
Smax в Smax c
Sp max
2
(2.7)
1120
560 МВ·А;
2
(2.8)
14
Удельные потери в обмотках:
P
P
Pк ,в 0.5 Pк в-с к 2в-н к 2с-н
K выг K выг
255
235
0,5 580
321,87 кВт;
2
0,56 0,562
P
P
Pк ,с 0.5 Pк в-с к 2с-н к 2в-н
K выг K выг
(2.9)
235
255
0,5 580
258,13 кВт;
2
2
0,56
0,56
U U C 750 330
где K выг B
0,56 ;
UB
750
(2.10)
(2.11)
Продолжительность использования максимальной нагрузки
Tм, в1 Tм, c 1
2 PГ Tуст 2 PCH Tуст Pmax Tуст
Pmax
2 1000 7000 2 80 7000 900 5400
7712 ч ;
1040
(2.12)
Потери электроэнергии в автотрансформаторе АОДЦТН333000/750/330 во втором варианте:
2
2
S max C
3 S max В
в Pкз
с
WАТ2 3nPxx T Pк, в
n S ном
S ном
2
2
3
60,7
60,7
3 2 217 8280 321,87
4900 258,13
4900
2
3 333
3 333
10,8 10 6 кВт ч ;
(2.13)
15
Smax в Smax c
Sрасч
n
121,4
60,7 МВ·А;
2
(2.14)
Продолжительность использования максимальной нагрузки:
Tм, в2 Tм, c 2
Tуст Tmax
2
7000 5400
6200 ч ;
2
(2.15)
Время потерь τв= τс =4900 ч определено по рисунку 5.5 [1]
Суммарные годовые потери в первом варианте:
W1В WОЦ 2 WТНЦ WАТ1
15,6 10 6 2 14,49 10 6 12,69 10 6 57,27 10 6 кВт ч ;
(2.16)
Годовые эксплуатационные издержки в первом варианте:
И 1В
РА РО
К 1 β W1
100
6,4 2
тыс.руб.
1808800 70 10 5 57,27 10 6 192028
;
100
год
(2.17)
Приведенные затраты без учета ущерба в первом варианте:
З1В Р Н К1 И1 0,12 1808800 192028 409084
тыс.руб.
;
год
(2.18)
Суммарные годовые потери во втором варианте:
W2В 2 WОЦ WТНЦ WАТ2
2 15,6 10 6 14,49 10 6 10,8 10 6 56,49 10 6 кВт ч;
(2.19)
Годовые эксплуатационные издержки во втором варианте:
И 2В
РA Рo
К 2 β W2
100
6,4 2
тыс.руб.
1956000 70 10 5 56,49 10 6 203847
;
100
год
(2.20)
16
Приведенные затраты без учета ущерба во втором варианте:
З 2В Р Н К 2 И 2 0.12 1956000 203847 438567
тыс.руб.
год
(2.21)
Разность затрат:
З
З max З min 438567 409084
100 6,72 % ;
З max
438567
(2.22)
Для дальнейших расчетов принимаем первый вариант, как наиболее
экономичный.
17
3 ПРИЛОЖЕНИЯ
Таблица П.1 – Расчѐтная стоимость трансформаторов
750-1150 кВ, тыс. руб.
Мощность
МВ·А
3x333
3x417
3x667
Трансформатор
750/НН
1150/НН
136500
136800
177600
-
Автотрансформатор
750/500
750/330
1150/500
146400
155000
163314
310000
Таблица П.2 – Расчѐтная стоимость трансформаторов
330-500 кВ, тыс. руб.
Автотрансформатор
Мощность Трансформатор
МВ·А
330/НН 500/НН 330/220 330/110 500/330 500/220 500/110
125
16800
21250
200
22080
25250
250
23040 27840
24375
32750
3x133
49680
400
29760 34800
500
630
43420 48960
44000
1000
56400 64800
1250
69600
3x167
56500
3x267
55000
3x417
76800
78750
3x333
64200
-
18
Таблица П.3 – Расчѐтная стоимость трансформаторов
110-220 кВ, тыс. руб.
Мощность
МВ·А
6.3
10
16
25
40
63
80
100
125
160
200
250
400
630
1000
Автотрансформатор
Трансформатор
110/НН
3400
3700
4300
5500
7300
9000
10200
11000
12000
13920
20280
-
110/35/
НН
4075
4725
5475
6375
8000
10975
11175
220/НН
10000
12625
10920
15875
12960
19375
17640
19800
27000
39000
48480
220/35/
НН
9950
11125
-
220/110/НН
13475
15525
21050
25500
-
Таблица П.4 – Расчѐтная стоимость ячейки одного
комплекта выключателя а ОРУ 1101150 кВ, тыс. руб.
Напряжение, кВ
110
220
330
500
750
1150
1150 (выключатель –
отключатель)
Стоимость ячейки одного комплекта выключателя
Элегазовый
7300
15000
20000
23400
120000
137000
195000
19
Список литературы
1.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации – М.: Издательство «Омега-Л», 2016. –256 с.
2. Ширяев Д.А., Зимин А.И. Электротехническое оборудование энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1200.-ООО РПГ «Девятое облоко».Нововоронеж,2021-256с.
3. Объем и нормы испытаний электрооборудования [Текст]- ПАО «Россети», СТО 34.01-23.1-001-2017, 260 с
4.Правила устройства электроустановок. – СПб.: Издательство ДЕАН,
2014. – 701 с.
5.Киреева, Э.А. Электрооборудование электрических станций, сетей и
систем: учебное пособие. М.: КРОНУС, 2017
6.Сибикин, Ю.Д. Основы эксплуатации электрооборудования электростанций и подстанций: учебное пособие для вузов. - М.: ИП Радио-Софт:
ЭНАС, 2017. – 448 с.
7.Котеленец, Н.Ф. Испытания, эксплуатация и ремонт электрических
машин: учебник. - М.: Академия, 2010. – 384 с.
8.Рожкова, Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для СПО / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова.-9-е
изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2015.
9.Сибикин, Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий. Книга 1 учебник.- М.: «Академия», 2020, с. 208.
10.Сибикин, Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий. Книга 2 учебник.- М.: «Академия», 2020.
11.Методические рекомендации по применению государственных стандартов ЕСКД в курсовых и дипломных проектах: НВПК, Нововоронеж 2010
(НВПК НИЯУ МИФИ).
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИ И
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
Нововоронежский политехнический колледж –
филиал федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
(НВПК НИЯУ МИФИ)
Рассмотрено и одобрено
ЦМК электротехнических дисциплин
«____»________________2021 г.
Председатель ЦМК
________________Т.А. Рыжкова
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ №4
для выполнения курсового проекта по модулю
ПМ 1 ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЙ, СЕТЕЙ И СИСТЕМ
МДК 1.3 Электрооборудование электрических станций, сетей и систем
специальность 13.02.03 «Электрические станции, сети и системы»
РАЗДЕЛ 4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Преподаватель: Кобзева Н.В.
Нововоронеж 2021
2
Содержание
1.Общие положения…………………………………………………………3
2. Пример…………………………………………………………………….14
3. Приложения……………………………………………………………….22
Список литературы………………………………………………………….30
3
1. Общие положения
Расчету токов КЗ предшествует выбор расчетных условий, в частности
расчетной схемы. Последняя зависит от цели расчетов токов КЗ. Если эти цели
состоят в выборе и проверке электрических аппаратов и проводников по
условиям КЗ, то в расчетную схему должны быть включены все источники
энергии, влияющие на ток КЗ: синхронные генераторы и компенсаторы,
синхронные
и
асинхронные
электродвигатели.
Влияние
асинхронных
электродвигателей допустимо не учитывать при мощности электродвигателя до
100 кВт, если они отделены от расчетной точки
КЗ токоограничивающим реактором или силовым трансформатором. А если
асинхронные электродвигатели отделены от расчетной точки КЗ двумя плечами
сдвоенного реактора или двумя и более ступенями трансформации, то их можно
не учитывать и при больших мощностях.
Параметры различных элементов электроэнергетических систем, а также
параметры режима, как и другие физические величины, могут быть выражены как
в системе именованных, так и в системе относительных единиц, т.е. в долях от
определенных значений этих же величин, принятых за единицу измерения. При
этом точность получаемых результатов расчетов не зависит от используемой
системы единиц измерения.
Применение системы относительных единиц часто существенно упрощает
расчетные
выражения,
описывающие
процессы
в
различных
элементах
электроэнергетической системы, облегчает контроль расчетных данных и
сопоставление результатов расчетов для установок различной мощности,
поскольку для таких установок относительные значения расчетных величин часто
имеют одинаковый порядок.
Чтобы получить относительные значения различных физических величин,
необходимо предварительно выбрать значения соответствующих величин,
принимаемые за базисные, т.е. в качестве единиц измерения. В частности, чтобы
выразить параметры различных элементов схемы замещения электрической цепи
и параметры режима в системе относительных единиц, необходимо иметь четыре
базисные единицы: базисное напряжение Uб, базисный ток Iб, базисную мощность
4
(трехфазной системы) Sб и базисное сопротивление Zб. Две из них выбирают
произвольно, а две другие определяют из соотношения для мощности трехфазной
системы
Sб =
3 IбUб
и формулы, выражающей закон Ома:
Zб =
U
б
3I
б
Расчет токов трехфазного КЗ выполняется в следующем порядке.
1. Составляется
расчетная
схема
рассматриваемой
электроустановки,
намечаются расчетные точки КЗ.
2. На основании расчетной схемы составляется эквивалентная схема
замещения, все сопротивления на ней нумеруются.
3. Определяются величины сопротивлений всех элементов схемы замещения
в относительных или именованных единицах и указываются на схеме замещения;
обозначаются расчетные точки КЗ,
4. Путем постепенного преобразования относительно расчетной точки КЗ
приводят схему замещения к наиболее простому виду, чтобы каждый источник
питания или группа источников, характеризующаяся определенными значениями
эквивалентной ЭДС Еэкв и ударного коэффициента kуд, были связаны с точкой КЗ
одним результирующим сопротивлением.
5. Определяют
по
закону
Ома
начальное
действующее
значение
периодической составляющей тока КЗ In0, а затем ударный ток iуд, периодическую
и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t (Int.
iat).
5
МВА
Sкз.с =
~ l =l =l =
1
2
Т1
3
км
кВ
кВ
Т2
Т7
Т3
Т4
Т5
Т6
G3
G4
G5
G6
%; Uкв-с =
%
Т8
G1
G2
Рисунок 1.1 Расчѐтная схема
Исходные данные:
Генераторы:
SнG1-G2 =
МВ·А; Х"d =
SнG3-G6 =
МВ·А; Х"d =
Трансформаторы:
SнТ1-Т2 =
МВ·А; Uк =
%
SнТ3-Т6 =
МВ·А; Uк =
%
Автотрансформаторы:
SномТ5,Т6 =
МВ·А; Uкв-н =
%; Uкс-н =
Составляем схему замещения, в которой все элементы представляются в виде
индуктивных сопротивлений, величина которых подсчитывается из таблицы, 3.4
[1].
6
Ес”
1
2
4
3
К1
кВ
ЕG1
5
7
6
8
″
ЕG2
9
10
кВ
11
15
17
19
21
13
16
18
20
22
12
14
″
К2
ЕG3″
ЕG4″
ЕG5″
ЕG6″
Рисунок 1.2 Преобразованная схема замещения
Расчет ведем в относительных единицах при Sб = 1000 МВ·А.
Сопротивление системы:
Хс = Х1 =
Sб
=
Sкзс
о.е.
(1.1)
Сопротивление линий электропередач:
Х2 = Х3 = Х4 Худ
Sб
=
2
U CР
о.е.
Сопротивление трансформаторов на шинах
Х5 Х7
Uк Sб
100 Sнт
кВ:
о.е.
(1.3)
Сопротивление трансформаторов на шинах
Х15 = Х17 = Х19 Х21 =
(1.2)
Uк Sб
=
100 Sнт
о.е.
кВ:
(1.4)
7
Сопротивление генераторов:
Х6 = Х8 = Хd
Sб
=
Sнг
Х16 = Х18 = Х20 Х22 Хd
о.е.
Sб
=
Sнг
(1.5)
о.е.
(1.6)
Сопротивление автотрансформатора:
Хтв Х9 Х10
0,5 (Uк, в с Uк, в н Uк, с н) Sб
100 Sнт
о.е.
(1.7)
0,5 (Uк, в н Uк, с н Uк, в с) Sб
100 Sнт
о.е.
(1.8)
о.е.
(1.9)
Хтв Х11 Х12
Хтн Х13 Х14
0,5 (Uк, в н Uк, с н Uк, в с) Sб
100 Sнт
Расчет токов короткого замыкания в
точке К1
Произведем преобразования схемы замещения. Ветви G3, G4, G5, G6 –
объединяем, так как генераторы G3 – G6 находятся за двумя ступенями
трансформации. Кроме того, нет необходимости определять распределение токов
по ветвям сети.
8
Ес” =
23
К1
кВ
25
24
230 кВ
26
ЕG1-G2 =1,13
ЕG3-G6 = 1,13
Рисунок 1.3 – Преобразованная схема замещения
Х23 = X1 + (X2 //X3 //Х 4 ) =
о.е.
Х24 = (X5 + X6 )//(X7 + X8 ) =
о.е.
1
1
(1.11)
∙Х9 = о.е.
(1.12)
Х26 = (Х15+Х16)//(Х17+Х18)//(Х19+Х20)//(Х21+Х22) = о.е.
(1.13)
Х25 =
2
∙(Х9+Х11) =
(1.10)
X27 = X25 + X26 =
2
о.е.
(1.14)
Ес=1
23
К1
кВ
24
27
ЕG1-G2 = 1,13
ЕG3-G6 = 1,13
Рисунок 1.4 – Схема замещения для расчета токов к.з.
в точке К1
9
Определяем токи к.з. в точке К1:
Базисный ток при Uср.к.з =
Iб
Sб
=
3 Uср.к.з.
кВ
кА
(1.15)
Сверхпереходные токи по ветвям в начальный момент времени (t = 0)
IпО (3) G3, G 4, G5, G 6
I ПОС
E С Iб
=
Х23
E G3,G4,G5,G6 Iб
=
Х27
кА
(1.16)
кА
(1.17)
Суммарный ток: IП.ОКI =
Ударные токи по ветвям:
(3)
(3)
= 2 • kудG1,G2 ∙ I пО.G1,
=
iудG1,
G2
G2
(3)
iудG3,
=
G4,G5,G6
кА
(1.18)
кА
(1.19)
Во всех выражения приняли Куд по таблице 3.6 [1].
(3)
Суммарный ударный ток iудК1
Результаты расчетов тока короткого замыкания в точке К1 заносим в таблицу
1.1.
Таблица 1.1 - Сводная таблица расчета токов к.з. для
точки К1
Источник питания
Расчетные значения
Хрез о.е.
Е″
Iб
Sб
, кА
3 Uср.к.з.
С
G1-G2
G3-G6
Суммарное
значение
10
Продолжение таблицы 1.1
Источник питания
Расчетные значения
IпО (3)
E Iб
, кА
Хрез
Sном. ветви, МВА
Iном.пст
Sном.ветви
, кА
3 Uср.к.з.
Iп.О(3)
Iном.пст
= 0,01+tс.в, c
f n
I n
Iп.О (3)
I п(3) = f n·Iп.О(3), кА
kуд. таблица 3.6 [1]
Та,с таблица 3.6 [1]
(3)
(3)
iуд
= 2 • kуд ∙ I пО
, кА
е-/Та
(3)
iа(3) = 2 ∙ I пО
∙е-/Та, кА
С
G1-G2
G3-G6
Суммарное
значение
11
Расчет токов короткого замыкания в
точке К2
Ес” =
23
кВ
К2
25
24
26
ЕG1-G2 =1,13
ЕG3-G6 = 1,13
Рисунок 1.5 – Преобразованная схема замещения
о.е.
Х ЭКВ = Х 23 //Х 24 =
(1.21)
С1 =
Х ЭКВ
=
Х 23
(1.22)
С2 =
Х ЭКВ
=
Х 24
(1.23)
Х 28 =
Х Р ЕЗ
=
С1
Х 29 =
Х Р ЕЗ
=
С2
о.е.
(1.24)
(1.25)
12
Ес=1
28
К2
кВ
29
26
ЕG1-G2=1,13
ЕG3-G4=1,13
Рисунок 1.6 – Схема замещения для расчетов токов
к.з. в точке К2
Результаты расчетов тока короткого замыкания в точке К2 заносим в таблицу
1.2
Таблица 1.2 - Сводная таблица расчета токов к.з. для
точки К2
Источник питания
Расчетные значения
Хрез о.е.
Е″
Iб
Sб
, кА
3 Uср.к.з.
IпО (3)
E Iб
, кА
Хрез
Sном. ветви, МВА
Iном.пст
Sном.ветви
, кА
3 Uср.к.з.
Iп.О(3)
Iном.пст
С
G1-G2
G3-G6
Суммарное
значение
13
Продолжение таблицы 1.2
Источник питания
Расчетные значения
= 0,01+tс.в, c
f n
I n
Iп.О (3)
I п(3) = f n·Iп.О(3), кА
kуд. таблица 3.6 [1]
Та,с таблица 3.6 [1]
(3)
(3)
= 2 • kуд ∙ I пО
, кА
iуд
е-/Та
(3)
iа(3) = 2 ∙ I пО
∙е-/Та, кА
С
G1-G2
G3-G6
Суммарное
значение
14
2 Пример
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО
ЗАМЫКАНИЯ
Sкз.с = 10000 МВА
l1 = l2 = 350 км
340 кВ
770 кВ
Т1
Т4
Т2
Т3
G3
G4
Т5
G1
G2
Рисунок 2.1 Расчѐтная схема
Исходные данные:
Генераторы: ТВВ-500
Sном G1- G2 = 588 МВ·А; Хd″ = 0,242;
Генераторы: ТВВ-220
Sном G3- G4 = 259 МВ·А; Хd″ = 0,197;
Трансформаторы:
SномТ1 = 417000/750/24; Sном = 3∙417 = 1251 МВ∙А Uк.вн = 14 %
SномТ2-Т3 = 250000/330/15,75; Sном = 250 МВ∙А Uк = 11 %
Автотрансформаторы: 3∙АОДЦТН = 3∙333000/750/330
SномТ4, Т5 = 3∙333 МВ·А; Uкв-н = 28%; Uкс-н = 17%; Uкв-с = 10%
15
4.1 Схема замещения
Составляем схему замещения, в которой все элементы представляются
в виде индуктивных сопротивлений, величина которых подсчитывается
из таблицы 3.4 [1].
Ес”=1
1
0,1
2
0 ,165
3
0 ,165
К1
340 кВ
770 кВ
4
0
13
0 ,105
5
0 , 224
7
0 , 224
6
0 , 412
8
0 , 412
14
0 ,105
К2
15
0
16
0
17
0 ,175
18
0 ,175
11
0 ,183
12
0 , 761
9
0 ,183
10
0 , 761
ЕG3″=1,13
ЕG4″=1,13
ЕG1″=1,13 ЕG2″=1,13
Рисунок 2.2 Преобразованная схема замещения
Расчет ведем в относительных единицах при Sб = 1000 МВ∙А
Сопротивление системы:
Хс Х1
Sб
1000
0,1 о.е.
Sк.з.с 10000
(2.1)
Сопротивление линий электропередач:
Хл Х2 Х3
Х0Sб
Uср 2
0,283501000
770 2
0,165 о.е.
(2.2)
16
Сопротивление трансформаторов на шинах 770 кВ:
Х4 = 0
Х5 Х7
2 Uк Sб 2 14 1000
0,224 о.е.
100 Sнт 100 3 417
(2.3)
Сопротивление трансформаторов на шинах 340 кВ:
Х10 Х12
Uк Sб 11,5 1000
0,183 о.е.
100 Sнт 100 630
(2.4)
Сопротивление генераторов на шинах 770 кВ:
Х6 Х8 Хd"
Sб
1000
0,242
0,412 о.е.
Sн
588
(2.5)
Сопротивление генераторов на шинах 340 кВ:
Х9 Х11 Хd"
Sб
1000
0,197
0,761о.е.
Sн
259
(2.6)
Сопротивление автотрансформатора:
Хтв Х14 Х15
0,5 (Uк, в с Uк, в н Uк, с н) Sб
100 Sнт
(2.7)
0,5 (10 28 17) 1000
0,105 о.е.
100 3 333
Хтв Х16 Х17
0,5 (Uк, с н Uк, в с Uк, в н) Sб
100 Sнт
(2.8)
0,5 (17 10 28) 1000
0 о.е.
100 3 333
Хтн Х18 Х19
0,5 (Uк, в н Uк, с н Uк, в с) Sб
100 Sнт
(2.9)
0,5 (28 17 10) 1000
0,175 о.е.
100 3 333
17
2.2 Расчет токов короткого
замыкания в точке К1
Произведем преобразование схемы замещения.
Ес1”=1
19
0 ,183
К1
770 кВ
20
0 , 318
21
0 , 053
ЕG1-G2″= 1,13
340 кВ
22
0 , 472
ЕG3-4″ = 1,13
Рисунок 2.3 Преобразованная схема замещения
Х19 Х1 (Х2//Х3) 0,1
0,165
0,183 о.е.
2
(2.10)
Х20 = (Х5+Х6)//(Х7+Х8) =
0,224 0,412
= 0,318 о.е.
2
(2.11)
Х21 = (Х13+Х15)//(Х14+Х16) =
0,105 0
= 0,053 о.е.
2
(2.12)
Х22 = (Х9+Х10)//(Х11+Х12) =
0,183 0,761
= 0,472 о.е.
2
(2.13)
Х23 = Х21 + Х22 = 0,053 + 0,472 = 0,525 о.е.
(2.14)
18
Ес = 1
19
0 ,183
К1
770 кВ
20
0 , 318
23
0 , 525
ЕG1-G2″=1,13
ЕG3-G4″=1,13
Рисунок 2.4 Схема замещения для расчета токов
к.з. в точке К1
Таблица 2.1 - Сводная таблица расчета токов К.З для
точки К1 (шины 750 кВ)
Источник питания
С
G1-G2
G3-G4
Суммарное
значение
Хрез о.е.
0,183
0,318
0,525
-
Е”
1
1,13
1,13
-
Расчетные значения
Iб
Sб
, кА
3 Uср.к.з.
IпО (3)
E Iб
, кА
Хрез
Sном.ветви, МВА
1000
= 0,75
3 770
1 0,75
= 4,1
0,183
-
Sном.ветви
, кА
3 Uср.к.з.
-
Iп.О(3)
Iном.пст
-
Iном.пст
= 0,01+tс.в, c
f n
I n
Iп.О (3)
[1]
I п(3) = f n·Iп.О(3), кА
-
1,13 0,75
1,13 0,75
=2,67
=1,614
0,318
0,525
1176
518
1176
= 0,9
3 770
2 , 67
= 2,97
0,9
518
= 0,39
3 770
1, 614
= 1,8
0,9
0,035
9,67
-
1
0,975
1
-
4,1
2,67∙0,975=2,6
1,614∙1=1,614
9,53
19
Продолжение таблицы 2.1
Источник питания
С
G1-G2
G3-G4
Суммарное
значение
kуд. таблица 3.6 [1]
1,895
1,973
1,965
-
Та,с таблица 3.6 [1]
0,08
0,35
0,26
-
(3)
(3)
= 2 • kуд ∙ I пО
, кА
iуд
2 ∙1,895∙4,1=
= 11
2 ∙1,973∙2,67 =
= 7,49
2 ∙1,965∙1,614=
22,98
Расчетные значения
0,035
= 4,49
0 , 035
0,035
-/Та
е 0,08 = 0,65
е
= 0,9
е 0 , 26 = 0,87
-
(3)
iа(3) = 2 ∙ I пО
∙е-/Та, кА
2 ∙4,1∙0,65=
= 3,77
2 ∙2,67∙0,9 =
= 3,4
2 ∙1,614∙0,87=
=2
9,17
е
0, 3
2.3 Расчет токов короткого
замыкания в точке К2
Произведем преобразование схемы замещения.
Ес = 1
19
0 ,183
21
0 , 053
20
0 , 318
340 кВ
К2
22
0 , 472
ЕG3-G4″ = 1,13
ЕG1-G2″ = 1,13
Рисунок 2.5 – Преобразованная схема замещения
Х ЭКВ = Х 19 //Х 20 =
1
1
1
+
0,183 0,318
= 0,116 о.е.
(2.15)
20
Хрез = Хэкв + Х21 = 0,116 + 0,053 = 0,169 о.е.
(2.16)
С1 =
Х ЭКВ 0,116
= 0,634 о.е.
=
Х 19
0,183
(2.17)
С2 =
Х ЭКВ 0,116
= 0,365 о.е.
=
Х 20
0,318
(2.18)
Х 24 =
Х РЕЗ 0,169
=
= 0,267 о.е.
С1
0,634
(2.19)
Х 25 =
Х РЕЗ 0,169
=
= 0,463 о.е.
С2
0,365
(2.20)
Ес = 1
24
0 , 267
К2
25
0 , 463
ЕG1-G2″=1,13
340 кВ
22
0 , 472
ЕG3-G4″=1,13
Рисунок 2.6 Схема замещения для расчета токов
к.з. в точке К2
21
Таблица 2.2 - Сводная таблица расчета токов К.З для
точки К2
Источник питания
С
G1-G2
G3-G4
Суммарное
значение
Хрез о.е.
0,267
0,463
0,472
-
Е”
1
1,13
1,13
-
Расчетные значения
Iб
Sб
, кА
3 Uср.к.з.
E Iб
, кА
Хрез
-
11,7
= 6,37
0,267
1,131,7
=4,15
0,463
1,131,7
=4,07
0,472
14,59
-
1176
518
-
Sном.ветви
, кА
3 Uср.к.з.
-
1176
=2
3 340
518
= 0,9
3 340
-
Iп.О(3)
Iном.пст
-
4 ,15
= 2,075
2
4 , 07
= 4,52
0,9
-
IпО (3)
Sном.ветви, МВА
Iном.пст
1000
= 1,7
3 340
= 0,01+tс.в, c
f n
I n
Iп.О (3)
0,035
0,995
1
0,96
-
I п(3) = f n·Iп.О(3), кА
6,37
kуд. таблица 3.6 [1]
1,78
1,973
1,965
-
Та,с таблица 3.6 [1]
0,04
0,35
0,26
-
(3)
(3)
iуд
= 2 • kуд ∙ I пО
, кА
2 ∙1,78∙6,37=
= 16,03
2 ∙1,973∙4,15 =
= 11,58
2 ∙1,965∙4,07=
= 11,31
38,92
0,035
4,15·0,995=4,13 4,07·0,96=3,91
14,41
0 , 035
0,035
-/Та
е 0,04 = 0,42
е
= 0,9
е 0 , 26 = 0,87
-
(3)
iа(3) = 2 ∙ I пО
∙е-/Та, кА
2 ∙6,37∙0,42=
= 3,78
2 ∙4,15∙0,9 =
= 5,27
2 ∙4,07∙0,87 =
=5
14,05
е
0, 3
22
3 Приложения
Приложение А
Таблица 3.1 Определение сопротивлений обмоток силовых
трансформаторов
Наименование
Исходная
схема
Схема замещения
Расчѐтные выражения
Двухобмоточный
трансформатор
Хт% = uкВ_н%
Трѐхобмоточный
трансформатор,
автотрансформатор
ХтВ%=0,5(uкв-н%+uкв-с%+uкc-н%)
ХтС%=0,5(uкв-с%+uкс-н%+uкв-н%)
ХтН%=0,5(uкв-н%+uкс-н%+uкв-с%)
Трѐхфазный
трансформатор с
обмоткой низшего
напряжения,
разделѐнной на две
ветви
а)ХтВ%=0,125uкВ-Н%
ХтН1%=ХтН2%=1.75uкВ-Н%
б)ХтВ%=uкВ-Н%-0,5uкН1-Н2%
ХтН1%=ХтН2%=uкН1-Н2% uкН1Н2% задается в каталогах
Группа однофазных
двухобмоточных
трансформаторов с
обмоткой низшего
напряжения,
разделенной на две
ветви
относительно
SН1=SН2=0,5Sном
Н1
ХТВ
ХтВ = 0
ХтН1%=ХтН2%=2uкВ-Н%
23
Приложение В
Таблица 3.2 Средние удельные индуктивные сопротивления
воздушных и кабельных линий электропередач
Линия электропередач
Худ, Ом/км
Одноцепная воздушная линия:
6-220 кВ
220-330 кВ при расщеплении на два
провода в фазе
400-500 кВ при расщеплении на три
провода в фазе
750 кВ при расщеплении па четыре провода
в фазе
Трехжильный кабель:
6-10 кВ
35 кВ
Одножильный маслонаполненный кабель
110-220 кВ
0,4
0,32
0,3
0,28
0,08
0,12
0,16
Таблица 3.3 Значения ЭДС источников
Е″(ном)
Источники
Турбогенератор:
до 100 МВт
1,08
100-1000 МВт
1,13
Гидрогенератор
с
успокоительными
Гидрогенератор
без
обмотками 1,13
успокоительных
обмоток 1,18
Синхронный
компенсатор 1,2
Синхронный
электродвигатель 1,1
Асинхронный электродвигатель
0,9
24
Приложение С
Таблица 3.4 Расчетные выражения для определения приведенных
значений сопротивлений.
Элемент
электроустановки
Исходный
параметр
Именованные
единицы
Генератор
Х " d*ном
х=х"d*ном
Sном
Х " d/ном
Sном
Энергосистема
Sк
х*=х"d*ном
х=х"d*ном d
х " % U б2
100 S ном
х*= d
U б2
Sк
х*= б
х=
Х с*(ном)
Х т%
Sном
Sб
S ном
х" % Sб
100 S ном
S
Sк
U б2
х*=
3I ном.откU ср
х=хс*(ном)
Sном
Трансформатор
U б2
S ном
х=
Iном.отк
Относительные
единицы
U б2
S ном
Sб
3I ном.откU ср
х*=хс*(ном)
х n % U б2
х=
100 S ном
х*=
х*=хр
Реактор
Хр
U б2
х=хр 2
U ср
Линии
электропередач
Х уд
х=худℓ
U б2
U ср2
Sб
S ном
хn % S б
100 S ном
Sб
U ср2
х*=худℓ
Sб
U ср2
Примечание. Sном номинальные мощности элементов (генератора, трансформатора, энергосистемы), МВ·А; Sб – базовая мощность, МВ·А; SК - мощность
КЗ энергосистемы, МВ·А; Iном.отк – номинальный ток отключения выключателя, кА;
хс*(ном)
хт
–
-
относительное
относительное
номинальное
сопротивление
сопротивление
трансформатора,
энергосистемы;
определяемое
через
uк - напряжение КЗ трансформатора (смотрите таблицу 3.2); Iб - базовый ток, кА;
uср-
среднее
напряжение
в
месте
установки
данного
элемента,
кВ;
хул - индуктивное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км; ℓ- длина линии. км.
25
Приложение D
Таблица 3.5 - Значение Та и Ку для современных генераторов и
синхронных компенсаторов
Тип генератора
или синхронного
компенсатора
ТВВ-200-2
ТВВ-220-2
ТГВ-300
ТВВ-500-2
ТВВ- 1000-2
ТВФ-63-2УЗ
ТВФ-63-2УЗ
ТВФ-63-2ЕУЗ
ТВФ-110-2ЕУЗ
ТВФ-120-2УЗ
ТВВ-160-2ЕУЗ
ТВВ-220-2ЕУЗ
ТВВ-320-2ЕУЗ
ТВМ-300-УЗ
ТВВ-500-2ЕУЗ
ТВВ-800-2ЕУЗ
ТВВ-1000-4УЗ
ТВВ-1000-2УЗ
ТВВ-1200-2УЗ
Та, с
0,3 1
0,326
0,54
0,34
0,44
0,39
0,24
0,247
0,41
0,4
0,408
0,307
0,388
0,392
0,34
0,33
0,33
0,33
0,38
Тип генератора или
Ку
синхронного
компенсатора
1 ,969 КС-16-10УЗ
1,97 КСВБ-50-11У1
1 ,98 1 КСВ1Ю-50-11У1
1,971 КСВ-75-11У1
1,978 КСВБ-100-11У1
1,975 КСВБО-100-11У1
1,959 КСВБ-160-15У1
1,96 КСВБО-160-15У1
1 ,976
1,975
Гидрогенераторы
1,976
явнополюсные с
1,968
демпферными
1,974
обмотками
1,975
1,971
1,97 Гидрогенераторы
1,97 явнополюсные без
1,97 демпферных
1,973 обмоток
Та, с
Ку
0,145
0,187
0,187
0,2
0,248
0,248
0,26
0,26
1,933
1,948
1,948
1,95
1,96
1,96
1,962
1,962
0,050,045
1,979
0,1-0,5
1,98
26
Приложение Е
Таблица
3.6
Значения
постоянной
времени
затухания
апериодической составляющей тока КЗ и ударного тока
Элементы или части энергосистемы
Турбогенераторы мощностью, МВт:
12-60
100-1000
Блоки,
состоящие
из
турбогенератора
мощностью 60 МВт и трансформатора (на стороне
ВН), при номинальном напряжении генератора, кВ
6,3
10
Блоки, состоящие из турбогенератора и повышающего
трансформатора, при мощности генераторов, МВт
100-200
300
500
800, 1000
Система, связанная со сборными шинами, где
рассматривается
КЗ,
воздушными
линиями
напряжением, кВ
35
110-150
220-330
500-750
Система, связанная со сборными шинами 6-10 кВ, где
рассматривается
КЗ,
через
трансформаторы
мощностью, МВ-А в единице
80 и выше
32-80
5,6-32
Ветви, защищенные реактором с номинальным током, А
1000 и выше
630 и ниже
Распределительные сети напряжением 6-10 кВ
Та, с
kу
0,16-0,25
0,4-0,54
1,94-1,955
1,975-1,98
0,2
0,15
1,95
1,935
0,26
0,32
0,35
0,3
1,965
1,97
1,973
1,967
0,02
0,02-0,03
0,03-0,04
0,06-0,08
1,608
1,608-1,717
1,717-1,78
1,85-1,895
0,06-0,15
0,05-0,1
0,02-0,05
1,85-1,935
1,82-1,904
1,6-1,82
0,23
0,1
0,01
1,956
1,904
1,369
27
γt, о.е.
0,95
2,0
0,9
2,5
0,8
3,0
0,7
4,0
5,0
0,6
6,0
0,5
0 0,05
0,1
0,2
0,3
0,4
t, с
Рисунок 3.1 Типовые кривые изменения периодической составляющей тока КЗ
от генераторов с тиристорной независимой системой возбуждения
28
γt, о.е.
2,0
1,0
0,95
3,0
0,9
0,8
4,0
0,7
5,0
6,0
0,6
0
0,1
0,2
0,3
0,4
t, с
Рисунок 3.2 Типовые кривые изменения периодической составляющей тока КЗ
от генераторов с диодной бесщеточной системой возбуждения.
29
Список литературы
1.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации – М.: Издательство «Омега-Л», 2016. –256 с.
2.
Ширяев
Д.А.,
Зимин
А.И.
Электротехническое
оборудование
энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1200.-ООО РПГ «Девятое облоко».Нововоронеж,2021-256с.
3. Объем и нормы испытаний электрооборудования [Текст]- ПАО «Россети»,
СТО 34.01-23.1-001-2017, 260 с
4.Правила устройства электроустановок. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2014.
– 701 с.
5.Киреева, Э.А. Электрооборудование электрических станций, сетей и
систем: учебное пособие. М.: КРОНУС, 2017
6.Сибикин,
Ю.Д.
Основы
эксплуатации
электрооборудования
электростанций и подстанций: учебное пособие для вузов. - М.: ИП РадиоСофт: ЭНАС, 2017. – 448 с.
7.Котеленец, Н.Ф. Испытания, эксплуатация и ремонт электрических
машин: учебник. - М.: Академия, 2010. – 384 с.
8.Рожкова, Л. Д. Электрооборудование электрических станций и
подстанций: учебник для СПО / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова.-9-е
изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2015.
9.Сибикин, Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования
и сетей промышленных предприятий. Книга 1 учебник.- М.: «Академия», 2020,
с. 208.
10.Сибикин, Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования
и сетей промышленных предприятий. Книга 2 учебник.- М.: «Академия», 2020.
11.Методические
рекомендации
по
применению
государственных
стандартов ЕСКД в курсовых и дипломных проектах: НВПК, Нововоронеж 2010
(НВПК НИЯУ МИФИ).
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИ И
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
Нововоронежский политехнический колледж –
филиал федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
(НВПК НИЯУ МИФИ)
Рассмотрено и одобрено
ЦМК электротехнических дисциплин
«____»________________2021 г.
Председатель ЦМК
________________Т.А. Рыжкова
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ №5
для выполнения курсового проекта по модулю
ПМ 1 ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЙ, СЕТЕЙ И СИСТЕМ
МДК 1.3 Электрооборудование электрических станций, сетей и систем
специальность 13.02.03 «Электрические станции, сети и системы»
РАЗДЕЛ 5. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей
для заданной цепи
Преподаватель: Кобзева Н.В.
Нововоронеж 2021
2
В методических указаниях №5 изложены методы выбора и проверки
электрических аппаратов и токоведущих частей. Рассмотрен пример выбора
электрических аппаратов и токоведущих частей в цепи блочного трансформатора.
Приведены справочные данные о параметрах и характеристиках выключателей,
разъединителей,
измерительных
трансформаторов,
заградителей, ограничителей перенапряжения.
высокочастотных
3
СОДЕРЖАНИЕ
1 Расчѐтные условия для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы ……………………………………………………..4
2 Выбор гибких шин и токопроводов…………………………………………….6
3 Выбор выключателей и разъединителей …………………………………………...8
4 Выбор измерительных трансформаторов ………………………………………….9
ПРИМЕР…………………………………………………………………………
13
ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………………………. 21
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…………………………………………………………. 28
4
1
РАСЧЕТНЫЕ
УСЛОВИЯ
ДЛЯ
ВЫБОРА
ПРОВОДНИКОВ
И
АППАРАТОВ ПО ПРОДОЛЖИТЕЛЬНЫМ РЕЖИМАМ РАБОТЫ
Для выбора токоведущих частей и аппаратов в цепях электрических
станций и подстанций необходимо правильно рассчитать:
Iнорм - наибольший ток нормального режима;
Iпах - наибольший ток послеаварийного (или ремонтного) режима для данного
присоединения.
Формулы для определения значения этих токов приведены в [1].
Для проверки аппаратов и шин по термической и электродинамической
стойкости, а для выключателей и для проверки отключающей способности
токов к.з. необходимо расчетные значения токов к.з. Следует внимательно
прочитать § 3.10 [1], разобрав распределение цепей электроустановок станций
и подстанций по расчетным зонам, смотрите рисунок 3.22, 3.24, 3.24 [1].
Следует обратить особое внимание на зону 3- цепи генераторов и синхронных
компенсаторов, так как выбор оборудования по сумме токов к.з. от всех
источников неверен и может привести к утяжелению аппаратуры.
5
Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов по
продолжительным режимам работы
Элемент схемы
Iнорм
Imax
S
S
г.ном
г.ном
3 U
3 0,95 U
ном
ном
~
Цепь G, цепь бл-ного т-ра
~
~
S
т.ном
ВН
3 U
~
ВН
ВН
S
т.ном
СН
Цепь автотрансформатора
(1,3÷1,4) Iнорм
3 U
(1,3÷1,4) Iнорм
СН
(0,65 0,7)S
3 U
т.ном
(1,3÷1,4) Iнорм
ВН
S
сн.max
Цепь АТ, если отсутствует связь с
энергосистемой на СН.
СН
2 3 U
,
СН
2Iнорм
где Sсн.max - из перетока
мощности в нормальном
режиме.
S
нагр.НН
НН
2 3 U
НН
S
нагр.НН
3 U
НН
S
нагр
n 3 U
ВН
}
Цепь линии
ном
Sнагр=SВН.АТ+(ΣSг-ΣSсн), где
SВН.АТ - из перетока мощности в
нормальном режиме;
ΣSг- подключенных к РУВН
n
I
n 1 норм
S
нагр
n 3 U
Р
СН
Sнагр=
, где
ном
нагр
сos
Мощность нагрузки на СН из
задания
n
I
n 1 норм
6
Цепи секционных, ШСВ и сборных шин
По токораспределению наиболее
загруженного присоединения
Imax.г, Imax.т или
Imax.линии
2 ВЫБОР ГИБКИХ ШИН И ТОКОПРОВОДОВ
Типы проводников, применяемых в основном в электрических цепях,
приводятся на с. 173-175 [1].
Выбор сборных шин всех напряжений, а также ошиновки и кабелей резервных
трансформаторов производится по допустимому току:
Imax ≤ Iдоп
Для
сборных
(2.1)
шин
Imax
определяется
по
самой
большой
мощности
присоединений.
Iдоп - длительный допустимый ток для шин и кабелей [1, с. 624-627].
Выбор комплектного токопровода производиться по максимальному току
генератора. Тип токопровода принимается по [3]. Принятый токопровод
проверяется на электродинамическую стойкость:
iу < iдин
(2.2)
где iу - расчетный ударный ток;
iдин - ток электродинамической стойкости [1].
Провода линий электропередач напряжением более 35 кВ выбираются по
экономической плотности тока:
q
I
норм
j
э
(2.3)
По условиям короны в ПУЭ рекомендуется применять на ВЛ провода сечением
не менее указанных в таблице 2.1.
7
Таблица 2.1
Минимальное сечение проводов ВЛ по условиям короны, расстояние между
фазами, наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами
Uн, кВ
110
220
330
500
750
Д, м
3
4
4,5
6
10
q, мм2
70
240
2×240
3×300
4×400
адоп
0,45
0,95
1,4
2,0
3,0
где Д - расстояние между фазами;
q - минимальное сечение проводов из условий потерь на корону;
адоп - наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в
момент их наибольшего сближения.
Выбранное сечение проверяется на:
- длительно допустимый ток Imax ≤ Iдоп
(2.4)
- термическое действие тока к.з.
Өк ≤ Өк.доп; qmin =
Вк
≤q
С
(2.5)
- электродинамическое действие тока к.з. (если при этом I(3)
ПО < 20 кА, то
данная проверка не делается);
При больших токах к.з. провода в фазах могут настолько сблизиться, что
произойдѐт схлѐстывание или пробой между фазами. Провода не будут
схлестываться, если В < Вдоп, где допустимое отклонение провода
Вдоп =
Дdа
доп
2
(2.6)
- коронирование при напряжении 35 кВ и выше.
Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у
поверхности любого провода не более 0,9Е0
1,07Е < 0,9Е0
(2.7)
8
где
Е
напряженность
-
электрического
поля
около
поверхности
нерасщепленного провода определяется по формуле 4.32 [I], а около поверхности
расщепленного провода определяется по формуле 4.33 [ 1 ].
Е0 - начальная критическая напряженность электрического поля определяется
по формуле 4.31 [1].
*Расщепленные провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях к.з.
рассматриваются как один провод суммарного сечения. (ПУЭ)
Таблица 2.2- Значения k и rэкв
Число проводов в фазе
Параметр
Коэффициент k
Эквивалентный
радиус, rэкв см
2
3
4
r
1+2 0
а
ra
r
1+2 3 0
а
r
1+3 2 0
а
3 r a2
0
4 r a3
0
0
3 ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ
Выбор выключателей производится в соответствии с ГОСТ - 687 - 78Е. Выбор
и проверка выключателей осуществляется по следующим условиям [1]:
- по напряжению установки
Uном ≥ Uуст
(3.1)
- по длительному току
Iном ≥ Imax
(3.2)
- на симметричный ток отключения Iоткл.ном ≥ In.r
(3.3)
- на отключение апериодической составляющей тока к.з. iа.ном ≥ iа.r
(3.4)
где номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в
отключаемом токе для времени τ:
2 I
iа.ном =
í
îòêë.íîì
100
Если условие Iотн.ном ≥ In.r соблюдается, а iaτ ≥ iа.ном, то делаем проверку по
отключающей способности по полному току
9
β
2 · Iотк.ном · 1 н ≥
100
где
β(%)
-
2 · In.r +iaτ,
нормированное
значение
содержания
апериодической
составляющей в отключенном токе [1, с. 238].
- по включающей способности Iвкл ≥ Iп.0; iвкл ≥ iу
(3.6)
- на электродинамическую стойкость iдин ≥ iу; Iдин ≥ Iп.0
(3.7)
- на термическую стойкость I2 t ≥ Вк
(З.8)
τ
τ
где Вк - тепловой импульс тока К.З:
Вк=I2по•(tотк+Та)
(3.9)
Выбор и проверка разъединителей производиться по следующим условиям:
- по напряжению установки
Uном ≥ Uуст;
- конструкции, роду установки;
- по длительному току
Iном ≥ Imax
(3.10)
- на электродинамическую стойкость iпр.скв ≥ iу
(3.11)
- на термическую стойкость
(3.12)
I2 t ≥ Вк
τ
τ
Выбор основного электротехнического оборудования производиться в
табличной форме.
4 ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
4.1 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА
Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до
значений удобных для измерения, а также для отделения цепей измерения и
автоматики от первичных цепей напряжения.
Выбор трансформаторов тока производится:
- по напряжению установки
- по току
- по электродинамической стойкости
Uуст ≤ Uном
(4.1)
Imax ≤ I1норм,
Iнорм ≤ I1ном
(4.2)
iу ≤
2 · kэд · I1н
(4.3)
10
- по термической стойкости
Вк ≤ I2
- по вторичной нагрузке
Z2 ≤ Z2ном
тер
t
(4.4)
тер
(4.5)
- по конструкции и классу точности.
Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется
устойчивостью самих шин, поэтому шинные трансформаторы тока по этому
условию не проверяются.
При выборе трансформаторов тока следует учесть:
- в комплектных токопроводах используются встроенные трансформаторы
тока: ТШВ-15, ТШВ-24, ТГВ-24-УЗ;
- со стороны высокого напряжения трансформаторов СН используются
встроенные трансформаторы тока: ТВТ-35, ТВТ-110;
- в ячейках КРУ и КРУН, 6-10 кВ используются трансформаторы тока,
принятые заводами к установке в данной серии КРУ и КРУН;
- в РУ 35-220 кВ должны в первую очередь использоваться трансформаторы
тока встроенные в высоковольтные вводы силовых трансформаторов (ТВТ) или
во вводах баковых выключателей (ТВ, ТВС, ТВУ), характеристики таких
трансформаторов тока даны в табл. П 4.5 [3];
- трансформаторы тока выбираются по напряжению, длительному току
нагрузки и проверяются по вторичной нагрузке и действию токов к.з.;
- расчет ведется в табличной форме.
Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке вычерчивают
схему присоединения приборов к нему. При большом числе приборов используют
2-3 трансформатора тока. Вторичная нагрузка приборов подсчитывается по
фазам, для этого составляется таблица вторичной нагрузки трансформатора тока.
Таблица 4.1 - Вторичная нагрузка трансформатора тока
ПРИБОР
ИТОГО:
ТИП
ПОТРЕБЛЯЕМАЯ МОЩЬНОСТЬ, В А
А
В
С
Σ
Σ
Σ
11
Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных
проводов и переходного сопротивления контактов:
r2 = rприб + rпр + rк
(4.6)
Характеристику приборов принимаем по [1] таблица П 4.7
[Ом]
rприб Sприб
2
I
(4.7)
2
где Sприб - мощность, потребляемая приборами;
I22 - вторичный номинальный ток прибора.
Допустимое сопротивление проводов:
rпров = Z2ном - rприб - rк
где Z2ном -
(4.8)
номинальная допустимая вторичная нагрузка в выбранном
классе точности.
Z
2ном
S
2приб
I2
[Ом]
(4.9)
2 ном
Сопротивление контактов принимается: гк = 0,05 Ом при 2-3 приборах и rк- 0,1
Ом при большем числе приборов.
Сечение проводов:
q
ρ расч
rпров
[мм2]
(4.10)
где ℓрасч = 2ℓ - при включении приборов в одну фазу;
ℓрасч = 3 ℓ - при включении в неполную звезду (две фазы);
ℓрасч = ℓ - при включении в полную звезду (три фазы).
ℓ - длина вторичных цепей, принимается:
цепи генераторного напряжения блочных электростанций .................... 20-40 м;
цепи: РУ- 110 кВ.......................................................................................... 75-100 м;
РУ-220кВ…………………………………………………………………100-150 м;
РУ-330-500 кВ............................................................................................ 150-175 м.
На АЭС принимается контрольный кабель с негорючей изоляцией типа
12
КВВГнг: Минимальное сечение жил - 2,5 мм2, максимальное - 6 мм2, удельное
Ом мм2
сопротивление ρ = 0,0175
м
4.2 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ
Трансформатор
напряжения
предназначен
для
понижения
первичного
напряжения до напряжения вторичных цепей измерения и релейной защиты.
Выбор трансформаторов напряжения производиться:
- по напряжению установки
Uуст ≤ Uном
- по схеме соединения обмоток;
- по классу точности;
- по вторичной нагрузке.
Тип трансформатора напряжения выбирается в зависимости от места его
установки.
В
установках
6-35
кВ
трансформатор
напряжения
используется
комбинированно: для включения устройств сигнализации и защиты от замыкания
на землю. Эти условием отвечают трансформаторы напряжения типа ЗНОМ,
ЗНОЛ,
НТМИ,
трансформаторы
НКФ.
При
напряжения,
более
высоких
напряжениях
присоединенные
к
используются
емкостным
делителям
напряжения НДЕ-500, НДЕ-750.
Выбранные трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке.
Составляется таблица вторичной нагрузки:
По [1] таблице 4.2
Итого:
cos
sin
Число
приборов
Тип
Число
обмоток
Прибор
S одной
обмотки В·А
Таблица 4.2
Потребляемая
мощность
Р, Вт Q, вар
По [1]
таблица 4.2
Σ
Σ
13
S
2ÒV
P 2 Q 2 В∙А
(4.11)
S2ТV ≤ Sном
При заполнении таблицы вторичной нагрузки надо учесть нагрузку
параллельных обмоток приборов, установленных на всех присоединениях
данного РУ и на его сборных шинах. В схеме с двумя системами шин надо
учесть
возможность
длительного
отключения
одного
трансформатора
напряжения при ремонте сборных шин.
Приборы
контроля
изоляции
и
приборы
синхронизации
включают
кратковременно, поэтому в подсчетах нагрузки их не включают.
Если расчетная нагрузка окажется больше допустимой нагрузки в выбранном
классе
точности,
то
дополнительно
устанавливают
еще
комплект
трансформаторов напряжения.
Sном - номинальная мощность в выбранном классе точности, при этом следует
иметь ввиду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду,
следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме
открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора.
Пример
5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей
от выводов блочного трансформатора 500 кВ до сборных
шин
Задание:
Выбрать электрические аппараты и токоведущие части от выводов 500 кВ
блочного трансформатора до сборных шин. Генератор G1 типа ТВВ-1000,
трансформатор ОЦ-417000/500/24, Тм = 7000 ч.
iу = 37,16 кА
I п(3) = 13,0 кА
iа(3) = 15,68 кА
Iп.О(3) = 13,53 кА
14
500 кВ
Т1
Q1
~
G1
Рисунок 5.1 - К примеру выбора электрических аппаратов и токоведущих
частей от выводов 500 кВ блочного трансформатора до сборных шин
Решение
5.1 Выбор токоведущих частей
Определяем расчетные токи продолжительных режимов [1].
S
.
1111000
I
. ном.G
= 1283 А
норм
3U
.
3 500
ном
I
max
S
ном.G
3 0,95 Uн
(5.1)
1111000
= 1350 А
3 0,95 500
(5.2)
Токоведущие части от выводов 500 кВ блочного трансформатора до сборных
шин выполняем гибкими проводами.
Сечение выбираем по экономической плотности jэ = 1
q
А
[1]:
мм 2
Iнорм 1283
= 1283 мм2
j
1
э
По таблице 7.35 [3] принимаем три провода в фазе АС-500/27,
q = 3 · 500 = 1500 мм2,
d = 29,4 мм2, Iдоп = 3 · 960 = 2880 А.
Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 600 см,
(5.3)
15
расстояние между проводами в фазе 40 см.
Проверка проводов по допустимому току
Imax = 1350 А Iдоп = 2880 А;
(5.4)
Проверку на термическое действие тока КЗ не проводим, т.к. токоведущие
части выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка проводов на схлестывание не производится, так как:
I(3) = 13,53 кА < 20 кА
п.0
iу = 37,16 кА < 50 кА
Проверка проводов по условиям «короны»
Начальная критическая напряжѐнность электрического поля, при которой
возникает корона
0,299
кВ
0,299
Е0 = 30,3 ∙ m ∙ 1
= 31,0
= 30,3 ∙ 0,82 ∙ 1
см
1,47
r0
где r0 =
d
2,94
=
= 1,47 см
2
2
(5.5)
(5.6)
m = 0,82
Напряжѐнность вокруг расщеплѐнного провода:
Е = К·
кВ
0.354 515
0,354 U
1,13
= 26
756
D
см
ср
3 1,47 lg (
)
)
п r lg (
13,3
0
r
(5.7)
экв
где Dср. = 1,26∙D = 1,26∙600 = 756 см
(5.8)
rэкв = 3 r а 2 3 1,47 402 = 13,3 см
(5.9)
0
К = 1+2∙ 3 (
r0 ) = 1+2∙ 3 ·( 1,47 ) = 1,13
а
40
(5.10)
16
Условие проверки на «корону»
0,9 ∙ Е0 1,07 ∙ Е
0,9∙31,0 = 27,9 ≥ 1,07∙26,0 = 27,82
(5.11)
Таким образом, провод 3×АС – 500/27 по условиям короны подходит.
5.2 Выбор выключателей и разъединителей
Выключатель Q и разъединители QS1 и QS2 входят в первую расчѐтную зону
[1] и выбираются по суммарным токам КЗ на шинах 500 кВ.
Для проверки по термической стойкости определяем тепловой импульс
Вк = Iп,02∙(tотк+Та) = 13,532∙(0,2+0,06) = 47,6 кА2∙с.
(5.12)
где tотк = 0,2 с - время отключения, определяется по рисунку 3,23 [1];
Та = 0,06 с - время затухания апериодической составляющей тока КЗ,
определяется по таблице 3.6 [1].
Для проверки возможности отключения апериодической составляющей тока
КЗ определяем номинальное допускаемое значение апериодической
составляющей в отключенном токе
iа.ном =
2 · βнорм · Iоткл.ном =
2 · 0,47 · 40 = 26,6 кА
(5.13)
Выбираем элегазовый колонковый выключатель типа ВГК-500 II-40/3150/У1,
которые выпускаются на предприятии ОАО «Уралэлектротяжмаш».
Достоинства элегазовых выключателей: пожаро- и взрывобезопасность,
быстрота
действия,
высокая
отключающая
способность,
малый
износ
дугогасительных контактов, возможность создания серии с унифицированными
узлами (модулями).
Недостатки:
необходимость
специальных
устройств для
наполнения,
перекачки и очистки элегаза, относительно высокая его стоимость.
Выбираем разъединители типа РПД-500-2/3150У1 - разъединитель подвесной
17
с
двулучевой
изоляционной
гирляндой,
который
выпускается
электротехнической компанией «КОНСТАЛИН».
Результаты выбора выключателей и разъединителей сведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 - Расчетные и каталожные данные
выключателей и разъединителей
Каталожные данные
Расчетные данные
Выключатель ВГК-500
Разъединитель
РПД-500-2/3150У1
Uуст = 500 кВ
Uн = 500 кВ
Uн = 500 кВ
Imax = 1350 А
Iном = 3150 А
Iном = 3150 А
In = 13 кА
Iотк.ном = 40 кА
-
iа = 15,68 кА
iа.ном = 26,6 кА
-
Iп.0 = 13,53 кА
Iдин. = 40 кА
-
iу = 37,16 кА
iдин = 102 кА
iдин = 160 кА
Вк = 47,6 кА2•с
I2т∙tтер = 402·2 = 4800 кА2∙с
I2т∙tтер = 7938 кА2∙с
5.3 Выбор трансформатора тока
Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по таблице 4.11
[1], схема включения приборов показана на рисунке 5.2
18
Рисунок 5.2 - Схема включения измерительных
приборов блочного трансформатора
Для
контроля
нагрузки
в
цепи
высокого
напряжения
блочного
трансформатора включен амперметр. Причѐм амперметр подключается к
трансформатору тока ТА1 на ОРУ, так как встроенный трансформатор тока ТА2
не обеспечивает необходимого класса точности. Встроенный трансформатор
тока выбираем типа ТВТ-500-2000/1. К встроенному трансформатору тока ТА2
подключаются цепи продольной дифференциальной защиты.
Выбираем трансформатор тока типа SKF-500, который выпускается
компанией «КВК-электро».
Результаты выбора трансформатора тока сведены в таблицу 5.2.
19
Таблица 5.2 - Расчетные и каталожные данные
трансформатора тока 500 кВ
Каталожные данные
Расчетные данные
SKF-500
Uуст = 500 кВ
Uуст = 500 кВ
Imax = 1350 А
Iном = 2000 А
iу = 37,16 кА
iдин = 160 кА
Вк = 47,6 кА2•с
I2тер•tтер = 11907 кА2•с (63 кА до 3 с)
Z2ф = 3 Ом
Z2ном = 30 Ом (в классе точности 0,2)
Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузки, пользуясь
схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по
фазам для трансформатора тока ТА1.
Таблица 5.3 - Вторичная нагрузка трансформатора
тока
Приборы
Тип
Амперметр
Э-335
Потребляемая мощность, ВА
А
В
С
-
-
0,5
Общее сопротивление приборов фазы С:
rприб Sприб 0,5 0,5 Ом
I 22 ном
1
(5.14)
Допустимое сопротивление проводов:
rпров = Z2ном - rприб - rк = 30 – 0,5 - 0,05 = 29,45 Ом
(5.15)
20
Принимаем кабель с медными жилами, ориентировочная длина 175 м.
[1]
Длина трассы прокладки кабеля
ℓрасч = 2 · ℓ = 2 · 175 = 350 м
(5.16)
Определяем минимальное сечение медных жил контрольного кабеля, с
учѐтом длины трассы прокладки кабеля
q
ρ расч
rпров
0,0175 350
0,21 мм2
29,45
(5.17)
По условию механической прочности принимаем контрольный кабель марки
КВВГнг с жилами сечением 2,5 мм2 [1].
Сопротивление принятого кабеля:
Rпров
расч 0,0175 350
2,45 Ом
q
2,5
(5.18)
Фактическая нагрузка на трансформатор тока с учѐтом выбранного кабеля
Z2ф = rприб + rк + rпров = 0,5 + 0,05 + 2,45 = 3,0 Ом
(5.19)
5.4 Выбор ограничителей перенапряжения
Ограничители перенапряжения выбираем по номинальному напряжению
места установки ОПНп-50/318/10/2-IIIУХЛ1.
Uуст = 500 кВ, Uном.ОПН = 500 кВ.
Ограничитель перенапряжения выпускается компанией «КОНСТАЛИН».
21
Приложение
Таблица 1 – Основные характеристики проводов
Марка провода
Наружный диаметр провода,
мм
Токовая нагрузка вне
помещения
АС 70/10
11
265
АС 95/16
13,5
330
АС 120/19
15,2
390
АС 120/27
15,5
375
АС 150/19
16,8
450
АС 150/24
17,1
450
АС 150/34
17,5
450
АС 185/24
18,9
520
АС 185/29
18,8
510
АС 185/43
19,6
515
АС 240/32
21,6
605
АС 240/39
21,6
610
АС 240/56
22,4
610
АС 300/39
24
710
АС 300/48
24,1
690
АС 300/66
24,5
680
АС 400/22
26,6
830
АС 400/51
27,5
825
АС 400/64
27,7
860
АС 500/27
29,4
960
АС 500/64
20,6
945
АС 600/72
33,2
1050
АС 700/86
36,2
1180
22
Номинальное напряжение, кВ
UH, КВ
Наибольшее рабочие напряжение,
кВ
Номинальный ток, А
IHOM, А
Параметры сквозного тока
короткого замыкания, кА
•Наибольший пик •Начальное
действующие значение
периодической составляющей
•Ток термической стойкости
•Время протекания тока
термической стойкости, с
Параметры тока включения, кА
•Наибольший пик
•Начальное действующее
значение периодической
составляющей
Вн, %
220
126
252
40
40
i дин, кА
inp
102
40
iT, кА
40
tT, с
3
iвкл, кА
iвкл, кА
ВГГ-220II*40/2500 ХЛ1
110
2500
Номинальный ток отключения, кА I отк. ном, кА
Номинальное относительное
содержание апериодической
составляющей %, не более
ВГТ-220II*40/2500 Y1
ВГТ-110II*40/2500 Y1
Наименование параметра
ВГТ-110II*40/2500 ХЛ1
Таблица 2 – Технические данные выключателей ВГТ
102
40
23
Таблица 3- Технические данные выключателей ВГУГ-220II*-50/3150 Y1, ВГУГ330II*-40/3150 Y1 и ВГУГ-500II*-40/3150 Y1.
Наименование параметра
1
Номинальное напряжение, кВ
Наибольшее рабочее напряжение,
кВ
Номинальный ток, А
Номинальный ток отключения, кА
Процентное содержание
апериодической составляющей, %
не более
Номинальный ток включения, кА
-наибольший пик
-начальное действующее значение
периодической составляющей
Сквозной ток короткого замыкания,
кА -наибольший пик (ток
электродинамической стойкости), к
А -начальное действующее
значение периодической
составляющей, кА среднеквадратичное значение тока
за его время протекания (ток
термической стойкости, кА)
ВГУГ220II*50/3150 Y
2
Нормы для исполнителей
ВГУГ-330II*ВГУГ-500II*40/3150 Y1
40/3150 Y1
3
4
220
330
500
252
363
525
3150
50
40
47
127
102
50
40
127
102
50
40
50
40
-время протекания тока (время
короткого замыкания), с
2
Собственное время отключения, с,
не более
Полное время отключения
выключателя, с, не более
0,25
0,5
Собственное время включения, с, не
более
0,10
iа,ном= 32,9 кА
iа.ном =
βn· Iomk =
·0,47·40= 26,3 кА
I²mep· tmep= 50²·2= 5000 кА²·с
24
Таблица 4 -Каталожные данные выключателя ВГК – 500
Наименование параметров
Величина
параметров
Номинальное напряжение, кВ
500
Номинальный ток, А
3150
Номинальный ток отключения, кА
40
Номинальный ток включения, кА
-наибольший пик
-начальное действующее значение периодической составляющей
Ток электродинамической стойкости, кА
102
Ток термической стойкости, к А
40
Время протекания тока термической стойкости, с
3
Полное время отключения, с, не более
0,05
Собственное время отключения, с, не более
0,025
Собственное время включения, с, не более
0,1
40
102
Таблица 5 - Технические данные выключателя ВГК-220
Наименование параметров
Значения
Номинальное напряжение, кВ
220
Номинальный ток, А
3150
Номинальный ток отключения, кА
31,5
Начальное действующее значение периодической составляющей
31,5
Ток электродинамической стойкости, кА
102
Ток термической
стойкости, кА
ч
40
Время протекания тока термической стойкости, с
2
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
252
25
Таблица 6 - ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА ГЕРМЕТИЧНЫЕ НА НАПРЯЖЕНИЯ 110 - 750 кВ
Тип
Номинально
е
напряжение,
кВ
Номинальный Число Номин.
первичный ток, вторичн вторичн
ый ток, А
ых
А
обмоток
ТФМ-110-II-1ДУ1
(ХЛ1,Т1)
110
2 × (100; 200)
2 × (300; 400; 500;
600) 2 × (750; 1000)
ТФМ-110-II-2ДУ1
(ХЛ1,Т1)
110
3000; 4000
ТФМ-220-II-1ДУ1
(ХЛ1,Т1)
ТФМ-220-II-2ДУ1
(ХЛ1,Т1)
220
ТФМ-330-II-1ДУ1
(ХЛ1, Т1)
ТФМ-330-II-2ДУ1
(ХЛ1,Т1)
330
Масса,
кг
Крепление/
высота, мм
420
350×350/2550
до 5
1; 5
Номинальная вторичная
нагрузка с cosφ= 0,8, ВА в
классах точности
0,2
0,5
5Р
10Р
(0,2S)
(0,5S)
20
30
20
30
до 5
1; 5
30 (20)
30
20
30
450
400×400/2750
2 × (300; 400; 500;
600; 750; 1000)
3000; 4СЮ0
до 5
1; 5
30 (20)
30
30
40
880
500×500/3750
до 5
1; 5
30 (20)
30
30
40
850
520×520/3950
до 5
1; 5
30 (20)
30
30
40
1.100 500 × 500/4390
330
2 × (300; 400; 500;
600; 750; 1000)
3000; 4000
до 5
1; 5
30 (20)
30
30
40
1.100 650×650/4725
ТФМ-500-II-1ДУ1
(ХЛ1,Т1)
500
2 × (600; 750; 1000)
до 5
1;5
30(20)
30
30
40
1900
600 × 600/5820
Т ФМ-500-II-2ДУ X
(ХЛ1,Т1)
ТФМ-750-II-1ДУ1
(ХЛ1,Т1)
500
3000; 4000
до 5
1; 5
30(20)
70 (30)
50
75
1500
650×650/5420
750
2 × (600; 750; 1000)
до 5
1;5
30 (20)
50 (30)
50
75
3050
700 × 700/730
Т ФМ-750-II-2ДУ1
(ХЛ1,Т1)
750
3000; 4000
до 5
1;5
30 (20)
50 (30)
50
75
2950
750 ×750/6930
220
26
Таблица 7 – Элегазовые трансформаторы тока
Значение
Наименование параметра
SKF110
SKF220
SKF330
SKF500
2
3
4
5
Номинальное напряжение, кВ
110
220
330
500
Наибольшее рабочее напряжение
126
252
363
525
Номинальная частота, Гц
50
50
50
50
50-5000
50-5000
50-5000
50-5000
1и5
1и5
1и5
1и5
63
63
63
63
160
160
160
160
1
Номинальные первичные токи, А
Номинальный вторичный ток, А
Ток термической стойкости, кА
Ток электродинамической стойкости,
кА
Время протекания тока термической
1-3
1-3
1-3
1-3
стойкости, с
Класс точности измерительной
0,1;0.2;02S; 0,1;0.2;02S; 0,1;0.2;02S; 0,1;0.2;02S;
обмотки, %
0.5;0.5S;1и3 0.5;0.5S;1и3 0.5;0.5S;1И3 0.5;0.5S;1И3
Номинальная нагрузка измерительной
5-60*
5-60*
5-60*
5-60*
обмотки, ВА
Класс точности цепей защиты, %
5Р;10Р;
TPS;TPX;
TPY и TPZ
5-30*
5P;10P;
TPS;TPX;
TPY и TPZ
5-30*
Номинальная нагрузка цепей защиты,
ВА
100*
Габариты трансформатора, мм
-высота
2580
Предельная кратность цепей защиты
5P;10P;
TPS;TPX;
TPY и TPZ
5-30*
5P;10P;
TPS;TPX;
TPY и TPZ
5-30*
100*
100*
100*
4160
4680
5880
27
Таблица 8 - Трансформаторы напряжения каскадные на напряжении 66-500кВ,
однофазные масляные для открытых стационарных установок
Тип
Номинальное напряжение
Первичных
Мощность в классах точности
Вторичных
обмоток, В
Основ.
Дополн.
0,5
1
3
НКФ-66-75
66
110
100
400
600
1200
НКФ-66-76
66
110
100:3*
400
600
1200
НКФ-110-57
110
110
100
400
600
1200
НКФ-110-58
110
110
100:3*
400
600
1200
НКФ-110-99
110
110
100
400
600
1200
НКФ-132-73
132
110
100
400
600
1200
НКФ-220-58
220;150
110
100
400
600
1200
НКФ-330-73
З30
110
100
400
600
1200
НКФ-400-65
400
110
100
400
500
1000
НКФ-500-78
500
110
100
400
500
1000
Таблица 9 - Трансформаторы напряжения емкостные на напряжении 110-1150 кВ
Тип
Номинальное напряжение Мощность в классах точности, ВА
Первичн
ых
Вторичных
обмоток, В
Основ. Допол.
0,2
0,5
1
3
ЗР
6Р
НДЕ-110-99
110
110
100
100
150
200
400
400
600
НДЕ-220-99
220
110
100
100
150
200
400
400
600
НДЕ-500-72
500
110
100
-
300
500
1000
-
-
НДЕ-750-72
750
110
100
-
300
500
1000
-
-
НДЕ-1150-78
1150
110
100
-
300
300
600
-
-
28
Список литературы
1.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации – М.: Издательство «Омега-Л», 2016. –256 с.
2. Ширяев Д.А., Зимин А.И. Электротехническое оборудование энергоблоков
с реакторами типа ВВЭР-1200.-ООО РПГ «Девятое облоко».-Нововоронеж,2021256с.
3. Объем и нормы испытаний электрооборудования [Текст]- ПАО «Россети»,
СТО 34.01-23.1-001-2017, 260 с
4.Правила устройства электроустановок. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2014.
– 701 с.
5.Киреева, Э.А. Электрооборудование электрических станций, сетей и
систем: учебное пособие. М.: КРОНУС, 2017
6.Сибикин,
Ю.Д.
Основы
эксплуатации
электрооборудования
электростанций и подстанций: учебное пособие для вузов. - М.: ИП Радио-Софт:
ЭНАС, 2017. – 448 с.
7.Котеленец, Н.Ф. Испытания, эксплуатация и ремонт электрических
машин: учебник. - М.: Академия, 2010. – 384 с.
8.Рожкова, Л. Д. Электрооборудование электрических станций и
подстанций: учебник для СПО / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова.-9-е
изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2015.
9.Сибикин, Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования
и сетей промышленных предприятий. Книга 1 учебник.- М.: «Академия», 2020,
с. 208.
10.Сибикин, Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования
и сетей промышленных предприятий. Книга 2 учебник.- М.: «Академия», 2020.
11.Методические рекомендации по применению государственных стандартов
ЕСКД в курсовых и дипломных проектах: НВПК, Нововоронеж 2010 (НВПК
НИЯУ МИФИ).
29
30
1
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕР АЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
Нововоронежский политехнический колледж –
филиал федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
(НВПК НИЯУ МИФИ)
Рассмотрено и одобрено
ЦМК электротехнических дисциплин
«____»________________2021 г.
Председатель ЦМК
________________Т.А. Рыжкова
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ №6
для выполнения курсового проекта по модулю
ПМ 1 ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, СЕТЕЙ И СИСТЕМ
МДК 1.3 Электрооборудование электрических станций, сетей и систем
специальность 13.02.03 «Электрические станции, сети и системы»
РАЗДЕЛ 6. ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
УСТРОЙСТВ
Преподаватель: Кобзева Н.В.
Нововоронеж 2021
2
Содержание
1. Общие положения……………………………………………………………..3
2. Пример…………………………………………………………………………4
Список литературы………………………………………………………………5
3
1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
При выборе электрических аппаратов по номинальным параметрам
необходимо помнить, что известным номинальным параметром является
номинальное напряжение.
Основным напряжением, применяемым в настоящее время в системе
собственных нужд, является 6 кВ (для электродвигателей более 200 кВт).
Номинальное напряжение в цепи генератора зависит от мощности
генератора (см. раздел «Выбор генераторов»).
При выборе электрических аппаратов на повышенном напряжении,
номинальные напряжения берутся из задания.
Типы электрических аппаратов, применяемых на данном номинальном напряжении, даны в справочных материалах.
4
2 ПРИМЕР
ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ 500 кВ
2.1
Описание конструкции распределительного
устройства 500 кВ
На высшем напряжении 500 кВ принята схема с двумя системами шин, с
тремя выключателями на два присоединения. ОРУ имеет семь присоединений:
три линии, два объединѐнных блока и два автотрансформатора. Выбранная
схема имеет четыре полных ячейки с трѐхрядным расположением выключателей.
Рабочие ячейки состоят из трѐх элегазовых выключателей типа ВГК500П- У1, восьми разъединителей типа РПД-500/3200 и трѐх комплектов
трансформаторов тока типа ТФМ-500-НУ1 с пятью вторичными обмотками
каждый.
Сборные шины подвешиваются на шинных порталах железобетонных
конструкций с использованием расщеплѐнных сталеалюминевых проводов.
Для защиты изоляции шин и обмоток трансформаторов от перенапряжений
устанавливаем ограничители перенапряжения типа ОПНп-500. Для организации каналов высокочастотной связи и релейной защиты на линии устанавливаются конденсаторы связи типа ЗхСМР-166/ √3 -0,014 и заградительные фильтры типа ВЗ-2000/0,5. Для перемещения грузоподъѐмных и ремонтных механизмов между разъединителями и выключателями проложена асфальтированная дорога.
Силовые и контрольные кабели прокладываем в железобетонных лотках,
сверху закрытых железобетонными плитами, служащими пешеходной дорожкой. В местах прохода людей под сборными шинами и ошиновкой натянута
5
металлическая сетка, служащая экраном для защиты персонала от электромагнитных воздействий.
Геометрические размеры ОРУ-500 кВ:
Шаг каждой ячейки -28 м, число ячеек - 4;
Глубина - 186 м;
Исходя, из этого площадь ОРУ-500 кВ составляет:
S500 = 4∙28∙186 = 20832 м2
6
Список литературы
1.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации – М.: Издательство «Омега-Л», 2016. –256 с.
2. Ширяев Д.А., Зимин А.И. Электротехническое оборудование энергоблоков
с
реакторами
типа
ВВЭР-1200.-ООО
РПГ
«Девятое
облоко».-
Нововоронеж,2021-256с.
3. Объем и нормы испытаний электрооборудования [Текст]- ПАО «Россети», СТО 34.01-23.1-001-2017, 260 с
4.Правила устройства электроустановок. – СПб.: Издательство ДЕАН,
2014. – 701 с.
5.Киреева, Э.А. Электрооборудование электрических станций, сетей и систем: учебное пособие. М.: КРОНУС, 2017
6.Сибикин, Ю.Д. Основы эксплуатации электрооборудования электростанций и подстанций: учебное пособие для вузов. - М.: ИП Радио-Софт:
ЭНАС, 2017. – 448 с.
7.Котеленец, Н.Ф. Испытания, эксплуатация и ремонт электрических машин: учебник. - М.: Академия, 2010. – 384 с.
8.Рожкова, Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для СПО / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова.-9-е
изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2015.
9.Сибикин, Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий. Книга 1 учебник.- М.: «Академия»,
2020, с. 208.
10.Сибикин, Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий. Книга 2 учебник.- М.: «Академия»,
2020.
11.Методические рекомендации по применению государственных стандартов ЕСКД в курсовых и дипломных проектах: НВПК, Нововоронеж 2010
(НВПК НИЯУ МИФИ).
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
Нововоронежский политехнический колледж –
филиал федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего
образования «Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»
(НВПК НИЯУ МИФИ)
ЗАДАНИЕ № ____
на курсовой проект по модулю
ПМ 01 Обслуживание электрооборудования электрических станций, сетей и
систем
МДК 1.3 Электрооборудование электрических станций, сетей и систем
для специальности: 13.02.03 «Электрические станции, сети и системы»
Студенту группы
курса
(фамилия, имя, отчество)
Тема: «Расчет электрической части
1. Исходные данные
1.1. Район сооружения проектируемой электростанции
1.2. Количество и номинальная мощность генераторов, устанавливаемых на
проектируемой электростанции:
________ × _______________ МВт и _________ × _____________ МВт
1.3. Вид топлива ______________________________________________________
1.4. Тип и количество реакторов ________________________________________
1.5. Годовая продолжительность работы энергоблоков Туст = ________________час
1.6. Таблица характеристик нагрузок потребителей, питающихся с шин
проектируемой электростанции:
Напряжение,
кВ
Число и
вид
отходящих
линий
Нагрузка линий
Рmах,
Pmin,
МВТ
МВТ
Коэффициент
мощности
Годовая
продолжительность
использования максимума
нагрузки, Тmах. ч
1.7. Схема связи проектируемой электростанции с электрической системой и
данные, необходимые для расчета токов короткого замыкания.
~
Sкз.с=
МВ∙А
2. Дополнительные указания
2.1. Выбрать электрические аппараты и токоведущие части
2.2. Выполнить конструктивные чертежи: _________________________________________
по КРУЭ_______________________________________________________________
по ОРУ_______________________________________________________________
3. Содержание пояснительной записки
Введение
3.1. Выбор основного оборудования
3.1.1. Выбор генераторов
3.1.2. Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции
3.1.3. Выбор силовых трансформаторов (блочных, трансформаторов связи)
3.2. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой
электростанции
3.3. Выбор главной схемы, схемы собственных нужд (СН) и трансформаторов СН.
3.4. Расчет токов короткого замыкания
3.5. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданной цепи
3.6. Описание конструкции распределительного устройства
3.7. Заключение
3.8. Список литературы
4. Графическая часть
4.1. Главная схема электростанции включает и схему СН до шин напряжением 6 кВ
4.2. Конструктивный чертеж распределительного устройства (поясняющая схема, план
и разрез ячейки, спецификация).
ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ
Курсовой проект должен быть выполнен в соответствии с требованиями ЕСКД.
Дата выдачи задания «_____» ________20___ г.
Срок выполнения
«_____» ________20___ г.
Задание составил преподаватель _______________________________Т.А. Рыжкова
(Ф.И.О., подпись)
РАССМОТРЕНО И УТВЕРЖДЕНО
на заседании цикловой методической комиссии «_____» ________20___ г.
Председатель ЦМК __________________________________ Т.А. Рыжкова
(Ф.И.О., подпись)
Компоновка ОРУ 110 - 220 кВ для схемы с двумя рабочими и
обходной системами шин
А–А
А – линейные порталы
110,150,220 кВ 220,330 кВ
Таблица
В – шинные порталы
110,150 кВ
1. Размеры типового ОРУ по схеме с двумя
рабочими и обходной системами шин
Размеры
по рис.
Размеры, м, при
напряжении, кВ
110
150
220
Размеры
по рис.
Размеры, м, при
напряжении, кВ
110
150
220
а
8
11,5
11,75
е
2,5
3
4
б
9
9,5
12
ж
2
2,55
3,7
в
12,5
15
18,25
з
7,5
8,0
11,0
г
10,5
16
20,5
к
3
4,35
4
д
9
11,1
15,4
л
1,5
2,13
3,25
Конденсатор связи
Высокочастотный заградитель
Сборные шины
РДЗ-110-3200
Привод ПД-1У1
РДЗ-110-3200
Привод ПД-1У1
ТФЗМ 110-У1
Р/Р/0,5
2000/5/5/5А
ВВБК-110Б-50
РДЗ-110-3200
Привод ПД-1У1
Сборные шины
РДЗ-110-3200
Привод ПД-1У1
ОПН-110
НКФ-110
110 110 100
/
/
3
3 3
№ ячеек
Наименование ячеек
1
2
3
ЛЭП
Силовой
трансформатор
Обходной
выключатель
4
Шиносоединительный
выключатель
Рисунок 1 - ОРУ-110 кВ по схеме двойная система шин с обходной: а - схема заполнения; б - разрез по ячейке 1;
в - разрез по ячейке 2; г - разрез по ячейке 3; д - разрез по ячейке 4
в)
Рисунок 1 - Продолжение
г)
д)
Рисунок 1 - Продолжение
Приложение
ОРУ-110 кВ
Конденсатор связи
Высокочастотный
заградитель
Сборные шины
РДЗ-220-3200
Привод ПД-1У1
РДЗ-220-3200
Привод ПД-1У1
ТФЗМ 220-У1
Р/Р/Р/0,5
2000/1/1/1/1А
ВВБК-220Б-56
РДЗ-220-3200
Привод ПД-1У1
Сборные шины
а)
Рисунок 2 - ОРУ-220 кВ по схеме двойная система шин с обходной:
а - схема заполнения; б - разрез; в - план.
Приложение
ОРУ-220 кВ
Наименование ячеек
№ Ячеек
ЛЭП
4
Высокочастотный заградитель и
конденсатор связи
НКФ-330
330 0,1
/
/ 0,7 кВ
3
3
Сборные шины 2АС-600/72
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
ВГК 330/40/3150
ТФМ 330-У1
Р/Р/Р/0,5
1000/5/5/5/5А
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
ТФМ 330-У1
Р/Р/Р/0,5
1000/5/5/5/5А
ВГК 330/40/3150
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
ТФМ 330-У1
Р/Р/Р/0,5
1000/5/5/5/5А
ВГК 330/40/3150
РП-330-3150, 330 кВ, 3150 А
Привод ПД-2У1
№ ячеек Сборные шины
НКФ-330
330 0,1
/
/ 0,1 кВ
3
3
Высокочастотный заградитель
и конденсатор связи
№ Ячеек
Наименование ячеек
4
ЛЭП
Рисунок 3 - ОРУ - 330 кВ с подвесными разъединителями: а - схема заполнения
Приложение
ОРУ-330 кВ
Наименование ячеек
ВЛ
трансформатор
4
№ Ячеек
ОПН 500
Конденсаторы 3(СМБ-166/ 3 -14У1)+ОМР-15-0,107 У1
Высокочастотный заградитель и тр-ное устройство
ВЗ-2000-1,2+(НДЕ-500-72 У1)
Заземлитель телескопический ЗТ-500 У1
Система сборных шин 3(АС-600/72)+(ЗТ-500 У1)
РП-500-2/3150
Заземлитель телескопический ЗТ-500 У1
Выключатель ВГК-500/40/3150
Трансформатор тока ТФМ 500-У1
Трансформатор напряжения НКФ-500 У1+ ЗТ-500 У1
Разъединитель
подвесной
РП-500-2/3150
РП-500-2/3150
РП-500-2/3150
Заземлитель телескопический ЗТ-500 У1
Выключатель ВГК-500/40/3150
Трансформатор тока ТФМ 500-У1
Заземлитель телескопический ЗТ-500 У1
Разъединитель подвесной РП-500-2/3150
РП-500-2/3150
РП-500-2/3150
Заземлитель телескопический ЗТ-500 У1
Трансформатор тока ТФМ 500-У1
Трансформатор напряжения НКФ-500 У1+ ЗТ-500 У1
Выключатель ВГК-500/40/3150
Заземлитель телескопический ЗТ-500 У1
Разъединитель подвесной РП-500-2/3150
Система сборных шин 3(АС-600/72)+(ЗТ-500 У1)
Рисунок 4 - ОРУ - 500 кВ по схеме 3/2 с трѐхрядным расположением
выключателей: а - схема заполнения.
Приложение
ОРУ – 500 кВ
