Пример выбора электрических аппаратов в главной схеме ТЭЦ.

Пример 9.

Выбрать электрические аппараты в главной схеме ТЭЦ (рис. 5.3), разработанной в разделе 5.3 второй части пособия. В качестве примера выберем выключатель и разъединитель в цепи генератора ТФ-63-2, работающего на шины 10 кВ.

Выбор выключателя в цепи генератора производим по условиям рабочего продолжительного режима и проверяем на действие тока короткого замыкания. Определяем наибольший рабочий ток с учетом допустимой перегрузки генератора:

 

                   

                                  

Намечаем к установке вакуумный генераторный выключатель типа ВГГ-10-63/5000УЗ со следующими параметрами:

              U_ном=10 кВ;        I_ном=5000А;      I_пр.скв.=161 кА;

              I_пр.скв=300 кА;       I_{откл.ном}=63 кА;    I_{тер.ном}=63 кА;

              t_{тер.ном.}=4с;               t_{выкл.соб.}=0,05с;    t_{выкл.ном.}=0,1с;

              b_норм.=20%;        t_{вкл.соб.}=0,08с

 

Расчетные токи КЗ принимаем по табл.6.1:

              I_n.o=41,25 кА;      I_n.t=31,2 кА;       iy=113,4 кА;

              I_а,t=17,3 кА;          В_к-41,25²(4+0,14)=7044,47 кА²∙с

По условиям рабочего продолжительного режима имеем:

                    I_ном=5000А > I_раб.нб.=4558А

                    U_ном=10 кВ = U_{ном сети}=10 кВ

Далее производим проверку выбранного выключателя по условиям КЗ. Наиболее тяжелые условия КЗ будут в случае КЗ непосредственно на шинах ГРУ, при этом определяющим будет ток КЗ самого генератора. Проверяем на симметричный ток отключения;

I_n,t=31,2 кА < I_{откл.ном.}=63 кА;         

Затем проверяем возможность отключения апериодической составляющей токи КЗ:

 

                  

Проверка по включающей способности:

 

                                i_у=113,4 кА < i_вкл.=160,65 кА

                                I_n,o=41,25 кА £ I_вкл= 63 кА.

     

На электродинамическую стойкость выключатель проверяем по предельным сквозным токам КЗ:

 

                                I_n,o=41,25 кА < I_дин=63 кА;

                                i_у= 113,4 кА <i_дин=161 кА.

 

На термическую стойкость выключатель проверяем по тепловому импульсу тока КЗ:

                         

Проверку на несинхронное включение и самосинхронизацию произвести аналогично примеру 10 данного пособия.

 

Проверку выключателя по параметрам восстанавливающего напряжения на контактах выключателя не производим, так как в большинстве энергосистем реальные условия восстановления напряжения соответствуют условиям испытания выключателя.

Выбираем разъединитель типа РВК-10-5000 со следующими параметрами:

 

                                U_ном=10 кВ;          I_ном=5000 А;

                                I_дин=200 кА;          I_тер=70кА;

                                t_тер=10с.

 

По условиям рабочего режима имеем:

                                U_ном=10 кВ=U_сети=10 кВ

                                I_ном=5000А>I_{рабюнб.}=4558А.

 

Проверяем на электродинамическую стойкость:

                                I_у=113,4 кА<i_дин=200 кА.

 

Проверяем на термическую стойкость:

                  

Выбранные выключатель и разъединитель удовлетворяют всем расчетным данным.

           

Пример выбора электрических аппаратов в главной схеме АЭС

Пример 10.

Выбрать электрические аппараты в главной схеме АЭС, приведенной в разделе 3.1 первой части пособия.

Упрощенная главная схема АЭС приведена на рис. 7.2.1.

 

 

                                          Рис.7.2.1

Результаты расчетов токов КЗ в главной схеме АЭС приведены в табл. 7.2.1.                               

                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Таблица 7.2.1

Расчетная величина	К1 Uном=750кВ	К2 Uном=24кВ	К3 Uном=10кВ	К4 Uном=330 кВ
Iпос      , кА Iпог (Iпод) , кА Iпоε              , кА	10,72 9,18 19,92	87,226 97,22 184,446	18,636 19,2 37,84	13,86 11,66 25,52
iудс      , кА iудг  (iуддв) , кА i удε            , кА	28,26 25,36 53,62	223,05 270,45 504,52	49,956 44,7 94,254	34,19 32,38 66,58
Iпτс       , кА Iпτг (Iпτдв) , кА Iпτε       , кА	10,39 8,26 18,65	87,22 75,83 163,05	18,636 7,8 26,436	13,86 11,42 25,28
iaτc      , кА ia τг (iуддв) , кА i аτε           , кА	9,87 11,71 21,58	73,38 119,64 193,02	15,22 6,9 22,13	5,86 14,59 20,45
Вкзε y  , кА2с Вкзг        , кА2с Вкз c         , кА2с	1584	86889,3 30433,5 15122,7	260	2605

При определении расчетных токов КЗ на шинах собственных нужд (точка КЗ – К₃) использованы данные из [4]. Параметры эквивалентного двигателя приняты следующие: К_удэу=1,77; T_пэд=0,1_с; Т_а.эд=0,067с; К_*пуск=6,6 (для реакторов ВЭР).

Поскольку точный состав электродвигателей собственных нужд неизвестен, то периодическая составляющая тока подпитки КЗ от двигателей определяется по мощности рабочего трансформатора [4]:

                                ,                    (7.3)

где  - мощность одной обмотки трансформатора собственных нужд  ТРДНС-80/35/10-10.

  1,2 – коэффициент увеличения, учитывающий специфику АЭС и возможность возникновения КЗ во время опробования резервного дизель-генератора, включаемого параллельно с рабочим трансформатором собственных нужд.

ή=0,94 коэффициент полезного действия эквивалентного двигателя;

cosφ=0,87 – коэффициент мощности.

Решение.

Примем, что в месте сооружения АЭС условия окружающей среды является нормальным. Поэтому распределительные устройства 330 кВ и 750 кВ будут сооружаться открытыми (ОРУ).

Для выбора аппаратов в разных частях главной схемы (с разным номинальным напряжением) определяется максимальный ток продолжительного режима (I_фор).

В цепях ОРУ 750 кВ:

                                    

     

В цепях ОРУ 330 кВ:

                              

 

В цепи одной обмотки генератора ГЗ:

                      

Результаты выбора электрических аппаратов приведены в табл. 7.2.2, 7.2.3.

Для уточнения результатов выбора генераторного выключения определим ток несинхронного включения генератора в сеть при угле расхождения векторов напряжения генератора и системы в 180^о (d=180^о). При этом относительное значение сверхпереходной ЭДС генератора равно 1.0 и его вторая обмотка разомкнута.

             

 

где Е_с*, Х_г*, Х_с*, I_d - по данным расчета токов КЗ в точке К2.

Ударный ток включения:

                   

Ток включения генератора при самосинхронизации

                         

Таким образом

                                      I_{вкл ном}=360>I_{с по вкл}=216,7 кА.

Выключатель НЕCS-130 ХL подходит по параметрам.

В табл. 7.4 измерительные трансформаторы тока и напряжения выбраны по номинальным параметрам без проверки их на электродинамическую стойкость  и по классу точности.

 

                                                                                                                            Таблица 7.2.2

 

Параметры аппаратов номинальные расчетные данные	ОРУ-750		ОРУ-330		Генератор ГЗ	Собственные нужды ГЗ
	Выклю- чатель	Разъеди- нитель	Выключа-тель	Разъеди- нитель	Выклю- чатель	Выключатель
	HPL800В4 АВВ	РВНЗ-750/4000	ВВГ-330	РНДЗ-330/3150	HECS-130XL генераторный комплекс АВВ	ВБЧЭ-10-40/3150 ЭНЭКО
1	2	3	4	5	6	7
Продолжение табл. 7.2.2
1	2	3	4	5	6	7
tсоб, мс tов, мс	20 40		32 62		42 65	30 60

 

                 

                                                                                                      Таблица 7.2.3

Номинальное напряжение места установки аппарата	Трансформаторы тока		Трансформаторы напряжения	Ограничители перенапряжений
	Наружной установки	Встроенные
750 кВ	ТФРМ-750-У1 3000-1500/1А 0,2S/10Р/10Р /10Р/10Р	ТВМ-750 3000-2000-1000/1	НДЕ-750У1 0,2/0,5/3Р	ОПН-750У1 Uди.доп=465кВ
330 кВ	ТФРМ-330Б-У1 3000-1500/1А 0,2S/10Р/10Р /10Р/10Р	ТВТ-330 3000/1 0,25/0,2/5Р/ 5Р/5Р/5Р	НКФ-330 0,2/0,5/3Р	ОПН-330У1 Uди.доп=230кВ
24 кВ	ТШЛ-24 20000/1А 0,2S/0,2/5Р/5Р /5р/5Р	ТШВ-24 10000/1/1/1А 5Р/5Р/5Р ТШВ-24 1000/1/1А 5Р/5Р	3НОЛ.06-24УЗ 0,2/0,5/3Р	ОПН-24У3 Uди.доп=28кВ
10 кВ	ТЛ-10У3 3000/5А 0,5/Р		НАМИ 10-95 0,2/0,5/3Р	ОПН-10 Uди.доп=12кВ

8. Выбор токоведущих частей главной схемы электрических соединений электростанций

8.1. Типы проводников, применяемых в главных схемах    Генераторы, трансформаторы и электрические аппараты в цепях главной схемы соединений станции соединяются между собой проводниками разных типов.

Для определения типов проводников, применяемых в различных цепях главных схем электростанций, рассмотрим рис.8.1, где упрощенно без разъединителей показаны элементы главных схем ТЭЦ, КЭС и АЭС. Дополнительно штриховыми линиями на рис.8.1 указаны контуры зданий и сооружений, где размещается электрооборудование.

 

а                                                    б

Рис.8.1

 

В схеме ТЭЦ с ГРУ (рис.8.1а) в пределах машинного зала главного корпуса ТЭЦ от выводов генератора G до фасадной стены (участок АВ) токоведущие части выполняются шинным мостом из жестких алюминиевых или медных голых шин или комплектным  пофазно-экранированным токопроводом (в цепях генераторов мощностью 60 МВт и выше). На участке ВГ между стеной машзала и зданием ГРУ соединение выполняется шинным мостом, гибким подвесным токопроводом, либо пофазно-экранированным токопроводом. Все соединения внутри закрытого ГРУ выполняются жесткими голыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Соединение от ГРУ до выводов трансформаторов связи (участок ФК) осуществляется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом.

Токоведущие части РУ 35 кВ и выше обычно выполняют сталеалюминиевыми проводами АС. В отдельных случаях в ОРУ≥35 кВ часть или вся ошиновка может выполняться алюминиевыми трубами.

Цепи рабочего (ТСН) и резервного (РТСН) трансформаторов собственных нужд от стены здания ГРУ до их выводов (участки ДЕ и МН) осуществляются жесткими шинами, если трансформаторы установлены вблизи ГРУ. Если ТСН и РТСН установлены у фасадной стены главного корпуса – участки ДЕ и МН выполняются гибким токопроводом. От трансформаторов до распределительных устройств собственных нужд (участки ЖЗ и ОП) применяется кабельное соединение.

В цепях линий 6-10 кВ вся ошиновка до реактора и за ним, а так же в шкафах КРУ выполнена прямоугольными шинами. Непосредственно к потребителю отходят кабельные линии. Жесткие прямоугольные шины могут быть выполнены из алюминия или меди. Медные шины являются более дорогими.

В схеме блочных ТЭЦ с потребительским КРУ, соединение генератора с блочным трансформатором Т1 (рис.8.1.б), ТСН и источником питания потребительского КРУ – реактором или трансформатором осуществляется пофазно-экранированным токопроводом (участок АГДП). При этом на участке токопровода ДП используется токопровод на соответствующий номинальный ток, а токи термической и динамической стойкости должны быть равны (или больше) токам термической и динамической стойкости отпайки на собственные нужды генераторного токопровода. От ТСН до КРУ собственных нужд (участок ЕЖ) применяется комплектный токопровод в общей для трех фаз оболочке прямоугольного (марки ТКЗ) или круглого сечения (марки ТЗК).

Потребительское КРУ может встраиваться в здание машинного зала главного корпуса, или для него может сооружаться отдельное здание. В случае,  когда источником питания потребительского КРУ являются токоограничивающие реакторы, то они устанавливаются в здании машинного зала, в отдельном здании или открыто. Токоведущие части от реакторов до потребительского КРУ, при его размещении в машзале, выполняются жесткими шинами. Когда сооружается отдельное здание для реакторов или КРУ, то от реакторов до КРУ применяется кабельное соединение.

Если источниками питания потребительского КРУ являются трансформаторы, то их токоведущие части выполняются аналогично как у ТСН. Если здание потребительского КРУ отдельное, то на стороне низшего напряжения ТЗ применяется кабельное соединение (пучок из нескольких кабелей).

На КЭС и АЭС (рис.8.1.б) соединения генераторов с блочными трансформаторами и отпайка к трансформатору собственных нужд выполняются пофазно-экранированными токопроводами. Отпайка на собственные нужды (участок ВД) выполняется из токопровода той же марки, но на меньший ток, чем на участке БГ и большие токи электродинамической и термической стойкости.

Токоведущие части участка ИКЛМ выполняются из сталеалюминиевых проводов в случае, когда РУ ВН и РУ СН выполняются открытого типа (ОРУ). В случае применения КРУЭ – они выполняются элегазовыми токопроводами (РУ ≥ 330 кВ).

Резервные трансформаторы собственных нужд блочных станций подключаются к РУ ВН или РУ СН. Участок НОТ от резервного трансформатора собственных нужд до здания машинного зала и внутри зала выполняется кабельной линией (пучком кабелей) или токопроводами. Магистрали резервного питания секций собственных нужд 6 (10) кВ на ТЭС и АЭС с генераторами до 500 МВт выполняются комплектными токопроводами, при большей мощности генераторов – используются кабельные линии.