ВВЕДЕНИЕ

Единая энергосистема России – это крупнейшее в мире централизованное управляемое энергообъединение, которое занимает сегодня 4 место по производству электрической энергии. Следует отметить, что 10 лет назад единая энергосистема ССР занимала 2-ое место.

Сегодня в России 68% электроэнергии вырабатывается на тепловых электростанциях, на АЭС – 13 % и на ГРЭС – 19%. Электрические сети ЕЭС России покрывают всю обжитую территорию страны. Общая протяженность сетей напряжением 330 кВ и выше достигает 48 тыс. км. Установленная мощность эл. станций ЕЭС России в настоящее время достигает почти 200 тыс. МВт, максимум нагрузки составил в 2001 году примерно 7%.

Данная электростанция проектируется в городе Новосибирске. Проектная мощность электростанции составляет 1800 МВт. На данной электростанции установлено 6 блоков по 300 МВт каждый, тип генераторов ТГВ-300-2У3. В блоках с генераторами работают трансформаторы ТДЦ-400000/500 и ТДЦ-400000/220. Система охлаждения данных трансформаторов – масляная с дутьем и принудительной вентиляцией через воздушные охладители. Охлаждение генераторов осуществляется водородом. На данной станции имеется два распределительных устройства напряжением 500 и 220 кВ, связь между которыми осуществляется при помощи двух групп однофазных трансформаторов типа АОДЦТН-167000/500/220. Для резервного питания собственных нужд имеются два пускорезервных трансформатора собственных нужд типа ТРДНС-25000/35, подключенный к низкой стороне автотрансформаторов и ТРДНС-32000/220, подключенный к распределенному устройству 220кВ. тип рабочих трансформаторов собственных нужд ТРДНС-25000/20. Резервная магистраль собственных нужд секционируется через каждые два блока. С шин проектируемой электростанции осуществляется питание потребителей при помощи пяти воздушных линий напряжением 220 кВ. Также осуществляется связь с системой при помощи трех воздушных линий напряжением 500 кВ. К распределительному устройству 500 кВ и 220 кВ подключено по 3 блока.

1. ВЫБОР ГЕНЕРАТОРОВ

Таблица 1. Параметры генераторов

[Л2, с. 72, Т. 2.1]

2. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ВАРИАНТА СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Будущая ГРЭС будет иметь блочную структуру.

2.1 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ НАГРУЗКИ НА ШИНАХ ПОДСТАНЦИИ(220КВ)

2.2 РАСЧЕТ ОТБОРА МОЩНОСТИ НА С. Н

P_{с. н. max} % = 4%; P_ЭС =1800 МВт; К_спр =0,875 [Л2, с. 12, Т. 1.9]

2.3 ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ

Определение количества линий связи с системой

P_max ^ЛЭП =800 МВт [Л2, с. 13, Т1.12]

Первый вариант структурной схемы

1) выбор вида схемы блока Генератор – Трансформатор (ГТ)

Выбираем для всех блоков схему ГТ типа "моноблок" с генераторным выключателями.

2) выбор связи между Распределительными Устройствами (РУ) различных напряжений

Между РУ 500 и 220 кВ выбираем автотрансформаторную связь (в соответствии с нормами технологического проектирования)

3) распределение блоков между РУ разных напряжений

На стороне высшего напряжения (ВН – 500 кВ) – 3 блока по 300 МВт.

На стороне среднего напряжения (СН – 220 кВ) – 3 блока по 300 МВт.

4) выбор схемы распределительных устройств (РУ)

Исходя из норм технологического проектирования РУ 500 и 220 кВ выполняются открытыми (ОРУ)

На РУ высшего напряжения (500кВ) находится 8 присоединений, поэтому целесообразнее принять схему 3/2 выключателя на присоединение ("полуторная").

На РУ среднего напряжения (220кВ) находится 11 присоединений, поэтому целесообразнее по нормам технологического проектирования принять схему из двух систем шин с обходной .

Второй вариант структурной схемы

1) выбор вида схемы блока Генератор – Трансформатор (ГТ)

Выбираем для всех блоков схему ГТ типа "моноблок" с генераторным выключателями.

2) выбор связи между Распределительными Устройствами (РУ) различных напряжений

Между РУ 500 и 220 кВ выбираем автотрансформаторную связь (в соответствии с нормами технологического проектирования).

3) распределение блоков между РУ разных напряжений

На стороне высшего напряжения (ВН – 500 кВ) – 4 блока по 300 МВт.

На стороне среднего напряжения (СН – 220 кВ) – 2 блока по 300 МВт.

4) выбор схемы распределительных устройств (РУ)

Исходя из норм технологического проектирования РУ 500 и 220 кВ выполняются открытыми (ОРУ)

На РУ высшего напряжения (500кВ) находится 9 присоединений, поэтому целесообразнее принять схему 3/2 выключателя на присоединение ("полуторная").

На РУ среднего напряжения (220кВ) находится 10 присоединений, поэтому целесообразно по нормам технологического проектирования принять схему из двух систем шин с обходной .

Так как на данной станции предполагается установка блоков одинаковой мощности, то существенных различий между двумя вариантами не будет.

2.4 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ДЛЯ ДВУХ ВАРИАНТОВ

Так как блоки в вариантах однотипны, то выбираемые в вариантах трансформаторы будут одинаковы.

2.4.1 Выбор блочных трансформаторов

из условия S_расч ^{бл. тр.} ≤ S_ном выбираем блочные трансформаторы.

Таблица 2. Параметры блочных трансформаторов

[Л2, с. 132, Т. 3.3.]

2.4.2 Выбор трансформаторов связи (ТС)

1) режим максимальных нагрузок:

I вариант

II вариант

2) режим минимальных нагрузок:

I вариант

II вариант

3) ремонтный режим (ремонт одного генератора)

I вариант

II вариант

Выбираем ТС из условия

т. е. S_ТС ≥ 429,9 МВА (I вариант) и

S_ТС ≥ 365,8 МВА (II вариант)

Для обоих вариантов принимаем одинаковые автотрансформаторы

Таблица 3. Параметры ТС

[Л2, с. 118, Т. 3.10.]

2.5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ

2.5.1 Расчет потерь в блочных трансформаторах

Т=8760 - t_р =8760 – 600 = 8160 ч.

τ = 4500 ч. [Л1, с. 396, рис. 5.6.]

I вариант

Для трансформаторов Т1-Т3:

Для трансформаторов Т4-Т6:

II вариант

Для трансформаторов Т1-Т4:

I вариант

II вариант

2.5.3 Расчет суммарных потерь электрической энергии во всех трансформаторах по вариантам

I вариант

II вариант

2.5.4 Определение капитальных затрат

Таблица 4. Капитальные затраты

[Л1, с. 638, таблица П5.4.]

Расчет приведенных затрат:

К_и =20

2.5.5 Определение издержек по вариантам

b = 0,5 руб / кВт*ч

P_а = 6,4 % ; P_о = 2 % ; P_n = 0.12 % /Л2 с. 429/

Для первого варианта:

И_I =((P_а + P_о )/100)*К_I + b*W_I =(8,4/100)*177080*10³ +0,5*23199*10³ =

= 26474,22*10³ руб

Для второго варианта:

И_II =((P_а + P_о )/100)*К_II +b*W_II =(8,4/100)*189120*10³ +0,5*23165*10³ =

= 27468,58*10³ руб

2.5.6 Определение затрат по вариантам:

Для первого варианта:

З_I = P_n *К_I + И_I = 0.12*177080*10³ + 26474,22*10³ = 47723,82*10³ руб

Для второго варианта:

З_II = P_n *К_II + И_II = 0.12*189120*10³ + 27468,58*10³ = 50162,98*10³ руб

По технико-экономическому сравнению видно, что экономичнее первый вариант. Его и выбираем.

3. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ

На электростанции все блоки будут выполнятся по схеме "моноблок" с генераторным выключателями.

Связь между распределительными устройствами 500 и 220 кВ будет автотрансформаторной (в соответствии с нормами технологического проектирования)

Исходя из норм технологического проектирования РУ 500 и 220 кВ выполняются открытыми (ОРУ)

На РУ высшего напряжения (500кВ) находится 8 присоединений, поэтому целесообразно принять схему 3/2 выключателя на присоединение ("полуторная").

На РУ среднего напряжения (220кВ) находится 11 присоединений, поэтому целесообразно по нормам технологического проектирования принять схему из двух систем шин с обходной .

4. ВЫБОР СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД (С.Н.)

4.1 ВЫБИРАЕМ ТИПОВУЮ СХЕМУ С.Н. [Л1, с. 448, рис. 5.35].

4.2 ВЫБОР РАБОЧИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД (ТСН)

P_{с.н. max} %=4% [Л2, c. 12, Т. 1.9].

из условия S_ном ^ТСН ≥ S_с.н. выбираем ТСН типа ТРДНС – 25000/20

Таблица 5. Параметры рабочих ТСН

[Л2, с. 102, Т. 3.4.]

4.3 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА, МОЩНОСТИ И МЕСТА ПОДКЛЮЧЕНИЯ ПУСКО-РЕЗЕРВНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ С.Н. (ПРТСН)

Т. к. в каждом блоке установлены генераторные выключатели и количество блоков на станции больше 3, то принимаем количество ПРТСН – два присоединенных и один, готовый к замене.

Мощность ПРТСН – равна мощности рабочего ТСН, т. е. S^ПРТСН _ном =25 МВА

Таблица 6. Параметры ПРТСН

[Л2, с. 102, Т. 3.4.

Один ПРТСН подключается к обмотке НН автотрансформаторов, а второй – к шинах среднего напряжения (220 кВ).

5. ВЫБОР АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ В ЗАДАННЫХ ЦЕПЯХ

5.1 ВЫБОР АППАРАТОВ И ТВЧ В ЦЕПЬ БЛОКА 300 МВТ (500 КВ)

5.1.1 ВЫБОР АППАРАТОВ И ТВЧ В ЦЕПЬ ГЕНЕРАТОРА

Токи к. з. (согласно п. 5.:

1) выбор выключателя и разъединителя (Q и QS)

По номинальным параметрам выбираем воздушный выключатель ВВГ-20-160/12500 ХЛ1 и разъединитель РВПЗ-2-20/12500 ХЛ1.

Время расхождения контактов:

τ=t_{з, min} +t_{c , в} =0,01+0,12=0,13с

Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения βн%:

βн%=75% [Л1, с. 296, рис. 4.54]

βн= βн%/100=0,75

Таблица 7. Параметры Q и QS

[Л2, с194, Т.5.1; с. 226, Т5.5]

Q и QS прошли по всем параметрам

2) выбор ТВЧ

На современных ЭС токоведущая часть от выводов генератора до повышающего трансформатора выполняется пофазно-экранированным токопроводом. Выбираем пофазно-экранированный токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400 [Л2, с. 421, Т. 9.11].

Таблица 8. Параметры токопровода

[Л2, с. 421, Т. 9.11].

3) выбор трансформатора тока (ТА)

Проверяем встроенный в токопровод ТА ТШ-20-12000/5 [Л2, с. 421,

Т. 9.11].

I₂ =5А, Z_2H =4 ом, I_t =160 кА, t_t =3 c [Л2, с. 258, Т. 5.9.]

Куд=1,977 [Л1, с.150]

Таблица 9. Параметры ТА

[Л2, с. 421, Т. 9.11].

Таблица 10. Проверка ТА по вторичной нагрузке

[Л1, с. 635, Таблица П4.7. , с 362, Т4.11.]

Допустимое сопротивление проводов

r_пров = Z_{2 H} - r_приб –r_к =4-1,04-0,1=2,86 ом

Принимаем [Л1, с. 375] lрасч=l=30 м, т. к. ТА соединен в полную звезду [Л1, с. 374].

Принимаем медный кабель (ρ=0,0175)

Принимаем контрольный кабель (медь) с сечением 2,5 мм² КВВГ-2,5

r_2расч = r_приб + r'_пров + r_к =1, 04+0,21+0,1=2,25 ом

ТА будет работать в выбранном классе точности (0,5)

4) выбор трансформатора напряжения (TV)

В токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400 встроен TV типа ЗНОМ-20 [Л1, с. 539, Т. 9.13].

S_2ном =75 ВА (0,5) [Л2, с. 280, Т. 5.13].

Таблица 11. Проверка ТV по вторичной нагрузке

[Л1, с. 635, Таблица П.4.7., с. 362, Т.4.11.]

S_2ном =3*75 ВА

S_2ном >S_{2 Σ}

TV будет работать в выбранном классе точности. Контрольный кабель будет таким же, как и у ТА (см. выше).

6.1.2 ВЫБОР АППАРАТОВ И ТВЧ В ЦЕПЬ БЛОКА 300 МВТ НА ВЫСШЕМ НАПРЯЖЕНИИ ВН (500 КВ)

Токи к. з. (согласно п. 5):

I_П0 =14,7 кА, i_уд =39 кА, i_аτ =12,9 кА, I_Пτ =33,7кА, Вк=48,3 кА² *с

Iмах=1,4=1,4 А

1) выбор выключателя и разъединителя (Q и QS)

Выбираем по каталогу Q типа: ВНВ-500А-40/3200ХЛ1, QS типа

РНД 500/3200 ХЛ1.

Время расхождения контактов:

τ=t_{з, min} +t_{c , в} =0,01+0,06=0,07с

Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения βн%:

βн%=30% [Л1, с. 296, рис. 4.54]

βн= βн%/100=0,3

Таблица 12. Параметры Q и QS

[Л2, с.201, Т.5.2; с. 230, Т5.5]

2)Выбор токопровода от выводов блочного трансформатора до СШ 500 кВ

Сечение выбираем по экономической плотности тока

J_э =1 А/мм² [1 c. 233 Т.4.5]

кА

q_э = мм²

По условиям короны принимаем 3 провода в фазе

3*АС 500/18 [2,с.429 Т.7.З5]

d_н =29,4 мм; Iдоп=960 А

Расстояние между фазами 600 см

Проверка шин по I доп

Iмах<Iдоп; 407,6 А<3×960 А

Проверка шин на схлёстывание не производится т.к. Iпо<20 кА

Iпо=14,7 кА

Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится т.к. шины выполнены голыми на открытом воздухе.

Проверка шин по условию короны.

Начальная критическая напряжённость электрического поля

E₀ =30,3× т(1+)=30,3×0,82(1+=31,2 кВ/см

т -коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочного т =0,82). r₀ -радиус провода

r₀ =29,4/2=14,7мм=1,47см

Напряжённость электрического поля вокруг поверхности расщеплённого провода определяется по выражению:

E= кВ/см ; D=600 см;

k=1+2×-коэффициент учитывающий число проводов в фазе

r_экв =см -эквивалентный радиус расщеплённых проводов [1 с.237 Т.4.6]

а=40 cм – расстояние между проводами в расщеплённой фазе

Условие проверки: 1,07Е≤0,9Ео 1,07×25≤ 0,9×31,2

26,7 кВ/см≤28 кВ/см

Провод 3*АС 500/27 по условию короны проходит

3)Выбор СШ 500 кВ

Сечение принимаем по допустимому току при MAX нагрузке на шинах.

Iмах== А

Принимаем три провода в фазе 3*АС 500/27[2,с.429 Т.7.З5]

d_н =29,4 мм; Iдоп=960 А

Расстояние между фазами 600 см

Проверка шин по 1доп

Iмах<Iдоп; 810 А<3×960 А

Проверка шин на схлёстывание не производится т.к. Iпо<20 кА

Iпо=14,7 кА

Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится т.к. шины выполнены голыми на открытом воздухе.

Проверка шин по условию короны.

Начальная критическая напряжённость электрического поля

E₀ =30,3× т(1+)=30,3×0,82(1+=31,2 кВ/см

т -коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочного т =0,82). r₀ -радиус провода

r₀ =29,4/2=14,7мм=1,47см

Напряжённость электрического поля вокруг поверхности расщеплённого провода определяется по выражению:

E= кВ/см ; D=600 см;

k=1+2×-коэффициент учитывающий число проводов в фазе

r_экв =см -эквивалентный радиус расщеплённых проводов [1 с.237 Т.4.6]

а=40 cм – расстояние между проводами в расщеплённой фазе

Условие проверки: 1,07Е≤0,9Ео 1,07×25≤ 0,9×31,2

26,7 кВ/см≤28 кВ/см

Провод 3*АС 500/27 по условию короны проходит

4) выбор трансформатора тока (ТА)

кА

Выбираем ТА типа ТВТ-500Б/1000/1

I₂ =1, Z_2H =20 ом, I_t =47 кА, t_t =1 [Л2, с. 278, Т. 5.9.]

Куд=1,97 3 [Л1, с150]

Таблица 13. Параметры ТА

[Л2, с. 278, Т. 5.9.]

Таблица 14. Проверка ТА по вторичной нагрузке

[Л1, с. 635, Таблица П. 4.7., с 362, Т4.11.]

Допустимое сопротивление проводов

r_пров = Z_{2 H} - r_приб –r_к =30-0,5-0,1=29,4 ом

Принимаем [Л1, с. 375] lрасч=2*l=300 м, т. к. ТА подсоединен в одну фазу [Л1, с. 374].

Принимаем медный кабель (ρ=0,0175)

Принимаем контрольный кабель (медь) с сечением 2,5 мм² КВВГ-2,5

r_2расч = r_приб + r'_пров + r_к =0,5+2,1+0,1=2,7 ом

ТА будет работать в выбранном классе точности (1)

6.2 ВЫБОР АППАРАТОВ И ТВЧ В ЦЕПЬ ЛЭП 500 КВ

1)Выбор токопровода от выводов блочного трансформатора до СШ 500 кВ

Сечение выбираем по экономической плотности тока

J_э =1 А/мм² [1 c. 233 Т.4.5]

q_э = мм²

По условиям короны принимаем 3 провода в фазе

3*АС 500/18 [2,с.429 Т.7.З5]

d_н =29,4 мм; Iдоп=960 А

Расстояние между фазами 600 см

Проверка шин по I доп

Iмах<Iдоп; 823,3 А<3×960 А

Проверка шин на схлёстывание не производится т.к. Iпо<20 кА

Iпо=14,7 кА

Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится т.к. шины выполнены голыми на открытом воздухе.

Проверка шин по условию короны.

Начальная критическая напряжённость электрического поля

E₀ =30,3× т(1+)=30,3×0,82(1+=31,2 кВ/см

т -коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочного т =0,82). r₀ -радиус провода

r₀ =29,4/2=14,7мм=1,47см

Напряжённость электрического поля вокруг поверхности расщеплённого провода определяется по выражению:

E= кВ/см ; D=600 см;

k=1+2×-коэффициент учитывающий число проводов в фазе

r_экв =см -эквивалентный радиус расщеплённых проводов [1 с.237 Т.4.6]

а=40 cм – расстояние между проводами в расщеплённой фазе

Условие проверки: 1,07Е≤0,9Ео 1,07×25≤ 0,9×31,2

26,7 кВ/см≤28 кВ/см

Провод 3*АС 500/27 по условию короны проходит

2) выбор трансформатора тока (ТА)

Выбираем из справочника ТА типа ТФРМ-500Б/1000/1 ХЛ1.

I₂ =1А, Z_2H =30 ом, I_t =47 кА, t_t =1 c [Л2, с. 264, Т. 5.9.]

Куд=1,973[Л1, с.150]

Таблица 15. Параметры ТА

[Л2, с. 294, Т. 5.9.]

Таблица 16. Проверка ТА по вторичной нагрузке

[Л1, с. 635, Таблица П.4.7. , с 362, Т4.11.]

Допустимое сопротивление проводов

r_пров = Z_{2 H} - r_приб –r_к =4-0,14-0,1=3,76 ом

Принимаем [Л1, с. 375] lрасч=1,7*l=173 м, т. к. ТА соединен в неполную звезду [Л1, с. 374].

Принимаем медный кабель (ρ=0,0175)

Принимаем контрольный кабель (медь) с сечением 2,5 мм² КВВГ-2,5

r_2расч = r_приб + r'_пров + r_к =0,14+1,21+0,1=1,45 ом

ТА будет работать в выбранном классе точности (0,5)

3) выбор трансформатора напряжения (TV)

По номинальным параметрам из справочника выбираем TV типа

НДЕ-500 72У1.

S_2ном =300 ВА (0,5) [Л2, с. 286, Т. 5.13].

Таблица 17. Проверка ТV по вторичной нагрузке

[Л1, с. 635, Таблица П.4.7., с. 362, Т.4.11.]

S_2ном =300 ВА

S_2ном >S_{2 Σ}

TV будет работать в выбранном классе точности 0,5. Контрольный кабель будет таким же, как и у ТА (см. выше).

7. ВЫБОР ЭЛНКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ПО НОМИНАЛЬНЫМ ПАРАМЕТРАМ ДЛЯ ОСТАЛЬНЫХ ЦЕПЕЙ:

7.1 В цепь СШ 500 кВ:

Выключатель ВНВ-500А-40/3200 ХЛ1

Разъединитель РНД-500/3200 ХЛ1

Трансформатор тока ТФРМ-500 У1

Трансформатор напряжения НКФ-500 83У1-1

Разрядник ОПН-500

7.2 ЛЭП 500 кВ:

Трансформатор напряжения НДЕ-500 72-У1

Трансформатор тока ТФРМ-500Б/1000/1 ХЛ1

Разрядник ОПН-500

7.3 В цепь СШ 220 кВ:

Выключатель ВНВ-220А-63/3150 У1

Разъединитель РНДЗ-220/2000 У1

Трансформатор тока ТФЗМ-220 Б

Трансформатор напряжения НКФ-220

Разрядник РВМГ-220 МУ1

7.4 ЛЭП 220 кВ:

Трансформатор напряжения НКФ-220

Трансформатор тока ТФЗМ-220Б

Разрядник РВМГ-220 МУ1

7.5 В цепь СШ 35 кВ:

Выключатель ВВУ – 35А –40/2000 У1

Разъединитель РНДЗ-35/1000У1

Трансформатор тока ТФЗМ-35А

Трансформатор натряжения НОМ-35 – 66У1

Разрядник РВМ-35У1

7.6 В цепь собственных нужд:

Выключатель ВЭМ – 6 – 3200/40 – 125

Трансформатор тока ТВЛМ - 6 – 400/5

Трансформатор натряжения ЗНОЛ.0,6 – 6 У3

Разрядник РВО – 6 - У1

Предохранитель ПКТ101 – 6 – 10 – 40 У3

7.7 В цепь ВН трансформаторов 500 кВ:

Трансформатор тока ТВТ-500Б/1000/1

7.8 В цепь ВН трансформаторов 220 кВ:

Трансформатор тока ТВТ220 - I - 3000/1

7.9 В цепь нейтрали трансформаторов:

Трансформатор тока ТВТ35 - I - 300/1

7.10 В цепь НН автотрансформаторов:

Трансформатор тока ТВТ35 - I - 1000/1

7.11 В цепь ВН рабочих ТСН:

Трансформатор тока ТВТ35 - I - 3000/1

7.12 В цепь статора генератора 300 МВт:

Разрядник РВЭ – 25 М

7.13 В цепь ротора генератора 300 МВт:

Трансформатор тока ТВГ24 - I - р/р/0,5 – 12000/5

Трансформатор тока ТШЛО – 20 – р – 1500/5

Трансформатор напряжения ЗОМ 1 – 20 - 63 У2

8. ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА

РУ 500 кВ

РУ 500 кВ выполняется открытым по "полуторной" схеме.

Каждое присоединение включено через два выключателя. В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители, установленные по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ревизию – минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключений ими не производят.

Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Другим достоинством полуторной системы является ее высокая надежность, т.к. все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах.

Схема позволяет в рабочем режиме без операций разъединителями производить опробование выключателей. Ремонт шин, очистка изоляторов, ревизия шинных разъединителей производятся без нарушения работы цепей (отключается соответствующий ряд шинных выключателей), все цепи продолжают работать параллельно через оставшуюся под напряжением систему шин.

Количество необходимых операций разъединителями в течение года для вывода в ревизию поочередно всех выключателей, разъединителей и сборных шин значительно меньше, чем в схеме с двумя рабочими и обходной системами шин.

В данной схеме ОРУ 500 кВ применены подвесные разъединители. Присоединение каждого трансформатора выполняется с помощью ошиновки верхнего яруса, а затем через подвесной разъединитель и выключатель к одной системе шин. Ошиновка от выключателя к сборным шинам поддерживается растяжками с подвесными гирляндами.

Подвижная часть подвесных разъединителей подвешивается на гирляндах изоляторов к консолям и траверсам опор и порталов. Неподвижная часть монтируется на трансформаторах тока, трансформаторах напряжения или опорных изоляторах.

Опускание и подъем подвижной части разъединителя производится гибким тросом, связанным через блоки с приводом разъединителя.

РУ 220 КВ

РУ 220 кВ выполняется открытым по схеме с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на присоединение. Как правило, обе системы шин находятся в работе, шиносоединительный выключатель включен. При к.з. на шинах отключается QA и только половина присоединений. Если к.з. устойчивое, то отключившиеся присоединения переводятся на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения определяется длительностью переключений.

Недостатки схемы:

Отказ одного выключателя приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится она система шин, отключаются все присоединения.

Ликвидация аварии затягивается, т.к. все операции по переходу с одной системы шин на другую производится разъединителями. Повреждение QA равноценно к.з. на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений.

Сложность эксплуатации из-за большого количества разъединителей. Установка QA и QО и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Электрооборудование станций и подстанций. Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. М.: 1987.

2. Электрическая часть электростанций и подстанций. Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. Москва Энергоатомиздат 1989.

3. Методические указания для курсового и дипломного проектирования по предмету "Экономика и планирование энергетического производства", Иваново 1996

4. Экономика энергопредприятия. Издание шестое, переработанное. С. Л. Прузнер.

5. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. Москва Энергоатомиздат 1986.

6. Электротехнический справочник (том 2). Главный редактор Н. И. Орлова. Москва Энергоатомиздат 1986.

7. Основы техники релейной защиты . Шестое издание, дополненное и переработанное. М. А. Беркович, В. В. Молчанов, В. А. Семенов. Энергоатомиздат 1984.

8. Автоматика энергосистем. М. А. Беркович, В. А. Гладышев, В. А. Семенов. Третье издание, дополненное и переработанное .

9. Релейная защита энергетических систем. Н. В. Чернобровцев В. А. Семенов. «Энергия» Москва 1971.

10. Правила устройства электроустановок. Седьмое издание, дополненное и переработанное. Москва Энергоатомиздат 1999.

11. Электрические станции. Ежемесячный производственно-технический журнал. №6, 1998.