Использование природных топливно-энергетических ресурсов и имеющегося научно-технического и экономического потенциала ТЭК

Введение

Целью энергетической политики и высшим приоритетом Энергетической стратегии России на период до 2020 г. является максимально эффективное использование природных топливно-энергетических ресурсов и имеющегося научно-технического и экономического потенциала ТЭК для повышения качества жизни населения страны. 

В соответствии с целевыми установками долгосрочной энергетической политики главной целью на период до 2020 г. является определение путей и формирование условий безопасного, эффективного и устойчивого функционирования энергетического сектора, а также формирование системы взаимоотношений субъектов ТЭК, потребителей и государства, обеспечивающих достижение заданных целей энергетической политики в реальных условиях функционирования энергетического сектора страны. 

Энергетическая стратегия формирует роль и место энергетики в социально-экономической жизни страны и, соответственно, требования государства к энергетическому сектору для выполнения им своей перспективной роли, а также условия, при которых хозяйствующие субъекты ТЭК в состоянии выполнить свои функции.

Достижение целей энергетической политики реализуется в органической увязке с функционированием всей экономики с учетом ресурсных и научно-технологических возможностей страны, совокупности макроэкономических и геополитических факторов, оказывающих влияние на развитие взаимоотношений органов государственной власти, финансовых и хозяйствующих структур. 

Реализация главной цели энергетической политики требует решения ряда взаимоувязанных задач, направленных на: 

	-обеспечение взаимодействия энергетического сектора с экономикой страны и интересами российского общества в целом, включая экономически обоснованное сокращение издержек на удовлетворение энергетических потребностей общества и воспроизводство потенциала ТЭК, а также обеспечение устойчивого, более низкого уровня внутренних цен и тарифов на топливо и энергию относительно цен мировых рынков в интересах конкурентоспособности эффективных отечественных товаропроизводителей и привлечения инвестиций в ТЭК и другие отрасли экономики страны; 

	-обеспечение энергетической безопасности России на основе достаточного, надежного, экономически эффективного и экологически приемлемого энергоснабжения страны и ее регионов при сохранении финансово-экономической стабильности и устойчивости функционирования ТЭК; 

	-повышение эффективности использования энергии на основе энергосберегающих технологий и оптимизации структуры энергогенерирующих мощностей при одновременном росте энерговооруженности экономики, труда и быта населения страны, уменьшении экологической нагрузки на окружающую среду с учетом реализации глобальной концепции устойчивого развития, а также энерготехнологическом совершенствовании производительных сил страны в целях повышения их экономической эффективности и рыночной конкурентоспособности; 

		-определение направлений, масштабов и структуры развития ТЭК и его отраслей, путей дальнейшего реформирования комплекса с обеспечением баланса интересов государства и хозяйствующих субъектов как в целом по ТЭК, так и в отраслевом и региональном разрезах; 

		-экономическую оценку и поддержку развития сырьевой энергетической базы страны, выявление приоритетов и путей комплексного освоения месторождений, необходимых направлений, объемов и мер по своевременному воспроизводству минерально-сырьевой базы ТЭК; 

		-поддержку научно-технологического и организационного потенциала ТЭК, в том числе путем сохранения и развития Единой электроэнергетической системы, Единой системы газоснабжения, Единой системы нефте- и нефтепродуктообеспечения как важного фактора надежного энергоснабжения всей страны в сочетании с развитием эффективных систем децентрализованного энергоснабжения регионов и отдельных потребителей; 

		-повышение экономической эффективности инновационных преобразований в сферах энергопроизводства, энергопреобразования и энергоиспользования с учетом общемировых тенденций и их влияния на функционирование энергетического сектора России; 

		-использование энергетического фактора как экономико-политического инструмента межрегиональной интеграции внутри России и защиты ее геополитических интересов, а также участия в международном разделении труда и взаимовыгодном энергетическом сотрудничестве; 

		-формирование механизмов государственного воздействия на функционирование энергетического сектора путем совершенствования законодательной и нормативно-правовой базы в ценовой, налоговой, экспортно-импортной, инвестиционной, инновационной, финансовой и других сферах деятельности. 

		-Коренное повышение энергоэффективности экономики является одной из центральных задач социально-экономического возрождения России. Без её решения топливно-энергетический комплекс неизбежно будет сдерживать оздоровление и тем более подъём экономики. 

В свою очередь, темпы роста и особенно структурной перестройки национальной экономики будут вместе с технологическим прогрессом определять динамику повышения её энергетической эффективности: с увеличением темпов роста ВВП и доли сферы услуг и высокотехнологичных производств в нем уменьшается потребность в наращивании объема внутреннего энергопотребления.

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	1 Выбор основного оборудования

	1.1 Выбор блочных генераторов

Согласно заданию на ГРЭС должны быть установлены 6 турбогенератора по 220 МВт.

Выбираем турбогенераторы типа ТВВ-220-2А

Основные технические данные занесены в таблицу 1

Таблица 1 - Технические данные генератора

Тип турбогенератора

Частота вращения, об/мин

Номинальные параметры

Сист. возбужде-ния

Охлаждение обмоток





Sном, МВ?А

Iном, кА

Uном, кВ

x''d

Cos?



статора

ротора

ТВВ-220-2A

3000

259

9,49

15,75

0,197

0,85

ВЧ

НВ

НВР



1.2 Выбор блочных трансформаторов

	Определяем активную мощность собственных нужд Pсн, в МВт, по формуле 

	Pсн=?Pуст                                                       (1)

	где Pсн - расход на собственные нужды, %

	Pуст- установленная активная мощность генератора, МВт

	Pсн=?220=13,2 МВт	

	Определяем реактивную мощность собственных нужд Qсн, в Мвар, по формуле 

	Qсн=Pсн?tg?сн                                  (2)

	

	

	

	Определяем тангенс угла ? собственных нужд по формуле

	tg?сн=                                (3)

tg?сн==0,62

Qсн=13,2?0,62=8,2 Мвар

	Определяем реактивную мощность генератора Qг, в Мвар, по формуле 

	Qг=Pг?tg?г(4)

Qг=220?0,62 =136 Мвар

	Определяем полную расчётную мощность блочного трансформатора Sрасч, в МВ?А, по формуле 

	Sрасч=(5)

Sрасч== 243,1 МВ?А

Sном?Sрасч

Выбираем блочные трансформаторы, данные заносим в таблицу 2

ТДЦ 250000/330 , ТДЦ 250000/110



Таблица 2 - Технические данные трансформатора

Тип трансформатора

Uном обмотки, кВ

потери, кВт

Uкз %

Iхх %



ВН

НН

Рхх

Ркз





ТДЦ-250000/330

347

15,75

214

605

11

-

ТДЦ-250000/110

121

15,75

200

640

10,5

-

















1.3 Структурные схемы электростанции





Рисунок 1 –структурная схема ? варианта



	

	

Рисунок 2 –структурная схема IIварианта


1.4  Выбор автотрансформаторов

Вариант I

Мощность блочного автотрансформатора определяется с учетом коэффициента выгодности.

Определяем коэффициент выгодности Kвыг по формуле 

	Kвыг=  (6)   

	Kвыг==0,67

	Определяем полную мощность собств. нужд Sсн, в МВ?А, по формуле 

	 Sсн= (7)   

Sсн=== 15,54 МВ?А

	Номинальную мощность автотрансформатора определяем по формуле 

	Sном ?  (8)   

где Sг -полная мощность генератора

Sном? =181,69 МВ?А

Выбираю АТДЦТН 200000/330/110/

Вариант II

Определяем максимальную реактивную нагрузку на шинах среднего напряжения QСмаx,в Мвар, по формуле

QгСмах=PСмах?tg?,                                         (9)

tg?==0,59

где PСмах= максимальная активная нагрузка на шинах среднего напряжения

QСмах=320?0,59 =188,8 Мвар

Определяем минимальную реактивную нагрузку на шинах среднего напряжения QСmin,в Мвар, по формуле (9)

QгСmin=PСmin?tg?,

где PСmin= минимальная активная нагрузка на шинах среднего напряжения

QСmin=280?0,59 =165,2 Мвар

Мощность автотрансформаторов определяется по максимальному перетоку мощности между РУ ВН и РУ CН.

а) Режим максимальной нагрузки на шинах среднего напряжения

Определяем полную расчётную мощность Sрасч1, в МВ?А, по формуле 

	Sрасч1=,               (10)

где n-число генераторов, работающих на шинах среднего напряжения

Sрасч1==114,992 МВ?А

б) Режим минимальной нагрузки на шинах среднего напряжения

	Определяем полную расчётную мощность Sрасч2, в МВ?А, по формуле 

	Sрасч2=  (11)  

	Sрасч2===161,31 МВ?А

	в) Аварийный режим на шинах среднего напряжения

	Определяем полную расчётную мощность Sрасч3, в МВ?А, по формуле 

	Sрасч3=  (12)   

	Sрасч3==128,59 МВ?А

	По наибольшей расчётной мощности выбираю номинальную мощность автотрансформатора Sном, в МВ?А, по формуле

	Sном ?,                                       (13)   

	где Kп - коэффициент перегрузки

	Sном ?= 115,22  МВ?А

	Выбираю АТДЦТН-125000/330/110

	Технические данные автотрансформаторов записываем в таблицу 3

	

	

	

	

	

	Таблица 3 -Технические данные автотрансформаторов

	Тип автотрансформа-тора

	Sном,

	МВ?А

	Uном,  кВ

	Потери, кВт

	Uк %

	

	

	

	ВС

	

	СН

	

	НН

	

	ХХ

	КЗ

	В-С

	В-Н

	С-Н

	

	

	

	

	

	

	В-С

	В-Н

	С-Н

	

	

	

	АТДЦТН 200000/330/110

	

	200

	

	330

	

	115

	

	15,75

	

	155

	

	560

	

	300

	

	210

	

	10,5

	

	38

	

	25

	АТДЦТН -125000/330/110

	

	125

	

	330

	

	115

	

	38,5

	

	100

	

	345

	

	240

	

	210

	

	10

	

	35

	

	24



1.5   Выбор трансформаторов собственных нужд

	Определяем мощность рабочего трансформатора собственных нужд по формуле

	Sсн ??Kс   (14)  

	где Kс -коэффициент спроса 

	Sсн ?=11,22 МВ?А

	Рабочий ТСН: ТДНС-16000/20

	Резервный ТСН имеет мощность на ступень выше, чем рабочий ТСН

	Резервный ТСН: ТРДСН-25000/35 - I вариант

	ТРДСН-25000/110 - II вариант

	Технические данные трансформаторов собственных нужд заношу в

	таблицу 4

	

	

	Таблица 4 - Технические данные трансформаторов собственных нужд

	Тип трансформатора

	Uном Кв

	потери кВт

	Uкз %

	Iхх %

	

	ВН

	НН

	ХХ

	КЗ

	

	

	ТДНС-16000/20

	15,75

	6,3

	17

	85

	10

	0,7

	ТРДНС-25000/35

	36,75

	6,3-10,5

	25

	115

	10,5

	0,65

	ТРДН-25000/110

	115

	6,3-6,3

	25

	120

	10,5

	0,65

	

	
2 Технико-экономическое сравнение вариантов

	2.1 Составление таблицы капитальных затрат

	Таблица 5 - Капитальные затраты

	Оборудование

	Стоимость тыс. руб

	I вариант

	II вариант

	

	

	Кол-во единиц

	Общая сумма тыс. руб

	Кол-во единиц

	Общая сумма тыс. руб

	АТДЦТН-200000/330/110

	19200

	-

	-

	2

	38400

	АТДЦТН-125000/330/110

	14580

	2

	29160

	-

	-

	ТДЦ-250000/330

	19800

	3

	59400

	4

	79200

	ТДЦ-250000/110

	15420

	2

	30840

	2

	30840

	ТРДНС-25000/35

	4560

	2

	9120

	-

	-

	ТРДНС-25000/110

	5520

	-

	-

	2

	11040

	ячейка 330 кВ

	15600

	5

	78000

	6

	93600

	ячейка 110 кВ

	2760

	6

	16560

	4

	11940

	Генер. выключ.

	2400

	1

	2400

	-

	-

	Итого:

	

	KI =225480

	KII =265020

	

	2.2 Определение годовых потерь электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах

	2.2.1 Определяем потери энергии в блочном трансформаторе присоединённом к шинам 330 кВ , W330, в кВт?ч, по формуле 

	W330=Pх?T+Pк?()2?  (15)   

где Pх- потери холостого хода

Pк- потери короткого замыкания

Smax- максимальная мощность трансформатора

Sном- номинальная мощность трансформатора

Smax=Sрасч

T=Tгод-Tрем=8760-600=8160 (ч)-время работы трансформатора в течение года

=5800 (ч) при Туст=7000 ч, cos?=0,85

	W330=214?8160+605?()2?5800=1746240+3317759,5=5064014=5,1?106 кВт?ч  

	2.1.2 Определяем потери энергии в блочном трансформаторе присоединённом к шинам 110 кВ , W110, в кВт?ч, по формуле 

	W110=200?8160+640?()2?5800=1632000+3509696=5141925,2=5,14?106 кВт?ч

			Определяем потери в автотрансформаторе связи (I вариант) W, в кВт?ч, по формуле

	Wam1=P?T+P?()2?B+P?()2?C+P?()2?H  (16)

Т=Тгод=8760 ч

Тmax АТ=0,5?(7000+5400)=6000 ч

В=С=4300 ч

	Определяем максимальную мощность обмотки СН Smax,в МВ?А

	Smaxн=       (17)

Smaxн==121,73МВ?А

Определяем максимальную мощность обмотки СН Smax,в МВ?А, по формуле 

	Smax С=0,5?Sрасч 2(18)   

Smax С=0,5?164,28=82,14 МВ?А

Определяем максимальную нагрузку обмотки ВНSmax,в МВ?А, по формуле

Smax c=Smax H+Smax c                                             (19)

SmaxВ=121,73+82,14=203,87МВ?А



Определяем удельные потери короткого замыкания в обмотке высокого напряжения РкВ, в кВт, по формуле 

		РкВ=0,5?(РкВС+)                    (20)   

где РкВ-С- потери в паре обмоток высокого и среднего напряжения

РкВ-Н- потери в паре обмоток высокого и низкого напряжения

РкС-Н- потери в паре обмоток среднего и низкого напряжения

	РкВ=0,5?(560+)=380 кВт

	Определяем потери короткого замыкания в обмотке среднего напряжения РКс, в кВт, по формуле 

	Ркс=0,5?()            (21)   

	РкС=0,5?()=180кВт

	Определяем потери короткого замыкания в обмотке низкого напряженияРкн, в кВт, по формуле

	Ркс=0,5?()          (22)

	Ркн=0,5?()=287 кВ

	Определяем потери энергии в автотрансформаторе связи (I вариант)W, в кВт?ч, по формуле 16         

	Wam1=155?8760+380?()2?4300+180?()2?4300+287··5800=

	=3,8?106 кВт?ч

	Wam1=1357800+1699360+131580+599256=3,8·106=4·106кВт·ч

	2.2.4   Определяем потери энергии в автотрансформаторе связи (II вариант) W, в кВт?ч, по формуле

	Wаm2=Px?T+PкВ?()2?B+PкС?()2?н  (23)

Определяем максимальную нагрузку обмоток ВН и СН Smax В=Sном С, в МВ?А, по формуле 

	Smax В=Sном С=82,14МВт

	Определяем потери энергии в автотрансформаторе связи (II вариант) W, в кВт?ч, по формуле 23

	Wam2=100?8760+205,92·()2?4300+139,11()2?4300=

	=876000+761492,16+514428,78=2,15·106 кВт?ч

	Определяем потери короткого замыкания в обмотке ВН РкВ, в кВт по формуле 20

	                        Ркв=0,5(Ркв-с+)

	Ркв=0,5(345+)=205,92

	Определяем потери короткого замыкания в обмотке СН РкС, в кВт по формуле 21

	                        Ркс=0,5(Ркв-с+)

	Ркс=0,5(345+)=139,11

	2.2.5   Суммарные годовые потери электроэнергии:

	W=n·W330+ n·W110+ n·WАТ

	I вариант: W1=?3·5,1?106+2·3,8?106+2?5,14?106=33,18?106 кВт?ч

	II вариант: W2=4·?5,1?106+2?2,15?106+2·5,14·106=34,98?106 кВт?ч

	2.3 Годовые эксплуатационные издержки И, в тыс. руб.,  определяемпо формуле 

	И=?К+?+W                             (24)   

где Ра- отчисления на амортизацию, %; Ра=6,4%

Р0- отчисления на обслуживание, %; Р0=2%

?- стоимость 1 кВт?ч потерь электроэнергии, (руб/кВт?ч)

	ИI=?225480+3?10-3?33,58·106=0,08·225480+0,003·33,18·106=117587,4тыс.руб

	ИII=?265020+3?10-3?34,98·106=0,08·365020+0,003·34,98·106=126141,6тыс.руб

	2.4 Приведённые затраты З, в тыс. руб., определяем по формуле 

	З=рн?К+И                                      (25)   

где Pн- нормативный коэффициент экономической эффективности; Pн=0,12

	ЗI=0,12?225480+117578,4=144636 тыс.руб

	ЗII=0,12?265020+126141,6=157944 тыс.руб

	Определяем наиболее экономичный вариант по формуле 

?З=?100%                              (26)   

	?З=?100=8,42 %

	I вариант экономичнее II варианта на 8,42%, принимаем его для дальнейшего расчета

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

					3 Расчёт токов короткого замыкания

	3.1 Схема замещения

	

	Рисунок 3 - Расчётная схема замещения

	

	3.2 Расчёт сопротивлений в относительных единицах

	Задаёмся базовой мощностью Sб=1000 МВ?А

	Определяем сопротивление системы С1 по формуле

	х=,                     (27) 

где Iном отк- номинальный ток отключения выключателя

	Uср- среднее напряжение в месте установки данного элемента

	Х1 ==0,16

	Определяем сопротивление системы С2 по формуле 

	                                 х=хс2(28)     

	хс2=0,41·=0,25

	Определяем сопротивление линий электропередач по формуле

	х=худ?l?,  (29)   

где l-длина линии

	х3=х4=х5=х6=0,32·280 ?=0,77

	х6-х10=0,4·140 ?=4,23

	Определяем сопротивление обмоткиВН автотрансформаторов по формулам 

	хкВ= (30)    

где хкВ- сопротивление обмотки высокого напряжения

UкВН - напряжение короткого замыкания для пары обмоток высокого и 

низкого напряжения

UкВС - напряжение короткого замыкания для пары обмоток высокого и 

среднего напряжения

UкСН - напряжение короткого замыкания для пары обмоток среднего и 

низкого напряжения

	х14-15=х16==0,59

	хкС=,                       (31)   

где хкС- сопротивление обмотки среднего напряжения

	х16-17 =?0

	хкН=,                       (32)   

где хкН - сопротивление обмотки низкого напряжения 

	х18-19==1,31

	Определяем сопротивление трансформаторов по формуле 

	х=,                                  (33)    

	где Uк%- напряжение короткого замыкания

Sном- номинальная мощность трансформатора

	х11= =0,44

	х20=х21==0,42

	Определяем сопротивление генераторов по формуле 

	х=х''d?  (34)   

	х22 –27 =0,197?=0,76

	Определяем сопротивление обмотки ВН трансформатора собственных нужд по формулам

	х= (35)

	х28==6,25

	3.3 Упростить схему замещения

	

	Рисунок 4 – Упрощенная схема

	х29=Х1+=0,16+=0,42

	х30=Х2+=0,25+=0,404

	х31===0,4

	х32===0,295

	х33===0,59

	х34=Х25=0,76+=1,42

	3.4 Расчёт токов короткого замыкания относительно точки К-1

	3.4.1 Преобразуем схему с помощью коэффициентов распределения

	Определим эквивалентное сопротивление хэкв по формуле

	хэкв= (36)    

	хэкв ===0,21

	Определим результирующее сопротивление хрез по формуле

	хрез=х32+хэкв                                                        (37)    

	хрез=0,295+0,2=0,495

	Определим коэффициенты распределения С1, С2, С3 по формуле

	с =  (38)   

	с1==0,52

	с2==0,34

	с3==0,14

	с1+с2+с3=0,52+0,34+0,14=1 - верно

	х35===0,95

	х36===1,46

	х37===3,54

	

	Рисунок 5 - Конечная схема т. К-1

	

	3.4.2 Определим токи короткого замыкания

	Определяем базовый ток Iб, в кА, по формуле 

	Iб=  (39)   

	Iб==1,7  кА

	Определяем начальные значения периодической составляющей тока короткого замыкания IП0, в кА, по формуле

	IП0=,   (40)   

где Iб - базовый ток 

E''*- ЭДС источника

для системы E ''*=1, для генератора E ''*=1,13

IП0 С1==4,05 кА

	IП0 С2==1,79 кА

	IП0 G1,2,3==4,81 кА

	IП0 G,4==0,54кА

	IП0 G,5·-6= =1,31 кА

	?IП0=4,05+1,79+4,81+0,54+1,31=12,5 кА

	Определяем апериодическую составляющую тока короткого замыкания iа? в кА, по формуле 

	iа=  (41)   

	Задаёмся выключателем ВВБК-330Б-40, tс,в=0,025 с; tотк,В=0,04 с

Расчётное время =0,01+tс,в=0,01+0,025=0,035 с

iаС1=1,41·4,05·0,4=2,2 кА

iаС2=1,41·1,79 ·0,2=0,5 кА

iа G1,2,3=1,41·4,81·0,85=5,76 кА

iа G,4=1,41·0,54·0,85=0,65 кА

iа G,5-6=1,41·1,31·0,85=1,57 кА

?iа=2,28+0,5+5,76+0,65+1,57=10,76 кА

	Определяем ударный ток короткого замыкания iу, в кА, по формуле 

	iу=,                                 (42)   

где kу-ударный коэффициент

	iу С1=1,41·4,05·1,78=10,16 кА   

	iу С2=1,41·1,79·1,608=4,05 кА

	iу G1,2,3=1,41·4,81·1,965=13,33 кА

	iу G4=1,41·4,054·1,965=1,49кА

	iу G5-6=1,41·1,31·1,965=3,64кА

	?iу=10,16+4,05+13,33+1,49+3,64 =32,67 кА

	Определяем значение периодической составляющей тока короткого замыкания IП, вкА,  от энергосистем

	IП С1=IП0 С1=4,05 кА

	IП С2=IП0 С2=1,79 кА

	Определяем значение периодической составляющей тока короткого замыкания от генераторов IП, вкА, по формуле

	IП?G= ??IП0,                                                    (43)   

	где ? определяется с помощью кривых по отношению IП0 /I 'ном  ивремени 

	Определяем номинальный ток генератора, приведенный к ступени, где находится точка К.З. I 'ном, в кА, по формуле

	I 'ном=(44)

	I 'номG1,2,3,= =1,32Кa

	I 'номG,4= =0,44кА

	I 'номG,4,5= =0,88кА

	Определяем отношение 

	=3,64??=0,93

	=1,23??=0,99

	=1,49??=0,98

	Определяем значение периодической составляющей тока короткого замыкания от генераторов IП?, вкА, по формуле 

		IП?G1-2,3= ??IП0 G1-2,3=0,93?4,81 =4,47 кА

	IП?G4 = ??IП0 G4=0,99?0,54=0,53 кА

	IП?G5-6 = ??IП0 G5-6=0,98?1,31=1,28кА

	?IП?= 4,05+1,79+4,47+0,53+1,28=12,1кА

	Определяем тепловой импульс тока короткого замыкания Вк, в кА2?с, по формуле 

	Вк=   (45)  

	tотк=0,04+0,1=0,14с

	Вк С1=4,05 2?(0,14+0,04)=2,95 кА2?с

	Вк С2=1,792?(0,14+0,02)=0,51 кА2?с

	Вк G1-2,3=4,812?(0,14+0,26)=9,2 кА2?с

	Вк G,4=0,542?(0,14+0,26)=0,12 кА2?с

	ВкG5-6=1,312?(0,14+0,26)=0,69кА2?с

	?Вк=2,95+0,51+0,54+9,26+0,69=13,95кА2?с

	Результаты расчетов заносим в таблицу 6

	

	Таблица 6 - Значения токов КЗ в точке К-1

	
Источники

	С1

	С2

	G1-2,3

	G,4

	G5-6

	Сумма

	Iб ,кА

	1,7

	1,7

	1,7

	1,7

	

	

	Хрез

	0,42

	1,95

	0,4

	3,54

	1,46

	

	Е''*

	1

	1

	1,13

	1,13

	1,13

	

	IП0 , кА

	4,05

	1,79

	4,81

	0,54

	1,31

	8,85

	I 'ном,, кА

	-

	-

	1,32

	0,44

	0,88

	

	?

	-

	-

	0,93

	0,99

	0,98

	

	IПt,кА

	4,05

	1,79

	1,47

	0,53

	1,28

	12,1

	iу , кА

	10,16

	4,05

	13,33

	1,49

	3,64

	32,67

	iа ,кА

	2,28

	0,5

	5,76

	0,65

	1,57

	10,76

	Тa ,с

	0,04

	0,02

	0,26

	0,26

	

	

	

	-

	-

	0,93

	1,23

	1,49

	




	Продолжение таблицы 6

	,с

	0,035

	0,035

	0,035

	0,035

	

	

	Кy

	1,78

	1,608

	1,965

	1,965

	

	

	Вк ,кА с

	2,95

	0,51

	9,26

	0,12

	0,69

	13,95

	Uср=340кВ

	

	

	3.5 Расчёт токов короткого замыкания относительно точки К-2

	

	Рисунок 6 - Исходная схема

	

			Преобразуем схему с помощью коэффициентов

	Определим эквивалентное сопротивление хэкв по формуле 

	                               хэкв=,

	хэкв===0,2

	Определим коэффициенты распределения С1, С2, по формуле 

	с1==0,48

	с2==0,5

	с1+с2 =0,98

	Определим результирующее сопротивление хрез по формуле 

	хрез=хэкв2+х32=0,295+0,2 =0,5

	х38==1,04

	х37==1

	

	

	Рисунок 7 - Конечная схема точки К-2

	

	Определяем базовый ток Iб, в кА, по формуле 

	Iб==5 кА

	3.5.2 Определим токи короткого замыкания

	Определяем начальные значения периодической составляющей тока короткого замыкания IП0, в кА, по формуле 40

IП0 С1==4,8кА

IП0 С2==12,4 кА

	IП0 G1-3,= =5,65 кА

	IП0 G4==3,98 кА

	IП0 G5,6==9,6 кА

	?iпо=4,8+12,4+58,65+3,98+9,6=36,43 кА

	Определяем апериодическую составляющую тока короткого замыкания iа? в кА, по формуле 41

	Задаёмся выключателем ВВБК-110Б-50, tс,в=0,045 с; tотк,В=0,06 с

Расчётное время =0,01+tс,в=0,01+0,045=0,055 с

iа С1=1,41·4,8·0,4=2,71 кА

iа С2=1,41·12,4·0,2=3,5 кА

iа G1,2,3=1,41·5,65·0,85=6,77 кА

iа G4=1,41·3,98·0,85=4,77 кА

iа G5,6=1,41·9,6·0,85=11,5 кА

?iаг=2,71+3,5+6,77+4,77+11,5=29,25 кА

	Определяем ударный ток короткого замыкания iу, в кА, по формуле 42 

	iу С1=1,41·4,8 ·1,78=12,5 кА

	iу С2=1,41·12,4·1,608=28,11 кА 

	iу G1,2,3=1,41·5,65·1,965=15,66 кА

	iу G4=1,41·3,98·1,965=11,02 кА

	iу G5,6=1,41·9,6·1,965=26,61 кА

	?iy=12,05+28,11+15,66+11,02+26,61=94,45 кА

	Определяем номинальный ток генератора, приведенный к ступени, где находится точка К.З. I 'ном, в кА, по формуле 45

	I 'ном G4= =1,18 кА

	I 'номG1,2,3= =3,55 кА

	I 'номG5,6= =2,36кА

	Определяем отношение 

	=3,37  0,93

	=1,69  0,97

	=4,07  0,89

	Определяем значение периодической составляющей тока короткого замыкания от генераторов IП?, вкА, по формуле 

		IП?G4= Y?IП0 G4=0,93·3,98=3,7 кА

		IП?G1,2,3= Y?IП0 G1,2,3=0,97·5,65=5,48кА

	IП?G5,6 = Y?IП0 G5,6=0,89·9,6=8,54 кА

	?iп?=4,8+12,4+3,7+5,48+8,54=34,92 кА

	Определяем  тепловой импульс тока короткого замыкания Вк, в кА2?с, по формуле 45

	tотк=0,06+0,1=0,16   

	Вк С1=4,82·0,2=4,61 кА2?с

	Вк С2=12,4 2·0,18=27,68 кА2?с

	Вк G4=3,982?0,42=6,65 кА2?с

	Вк G1,2,3=5,652?0,42=13,4 кА2?с

	Вк G5,6=9,6 2?0,42=38,7 кА2?с

	?Вк=4,61+27,68+13,4+6,65+38,7=91,04 кА2?с

	Результаты расчета токов КЗ в точке К-2 заносим в таблицу 7

	

	

	

	

	

	Таблица 7 - Таблица токов КЗ в точке К-2

	
Источники

	С1

	С2

	G1,2,3

	G4

	G5

	Сумма

	Iб ,кА

	5

	5

	5

	5

	5

	

	Хрез

	1,04

	0,404

	1

	1,42

	0,59

	

	Е''*

	1

	1

	1,13

	1,13

	1,13

	

	IП0 , кА

	4,8

	12,4

	5,65

	3,98

	9,6

	36,43

	I 'ном,, кА

	-

	-

	

	

	

	

	y

	-

	-

	0,97

	0,93

	0,89

	

	IПt,кА

	4,8

	12,4

	5,48

	1,75

	8,54

	34,92

	iу , кА

	12,05

	28,11

	15,65

	11,02

	26,61

	94,45

	Iа , кА

	2,71

	3,5

	6,77

	4,77

	11,5

	29,25

	Та ,с

	0,04

	0,02

	0,26

	0,26

	0,26

	

	Вк , кА2·с

	4,61

	27,68

	13,4

	6,65

	38,7

	91,04

	

	-

	-

	1,69

	0,52

	4,07

	

	,с

	0,055

	0,055

	0,055

	0,055

	0,055

	

	Кy

	1,78

	1,608

	1,965

	1,965

	1,965

	

	Uср=115кВ

	

	3.6Расчет токов короткого замыкания относительно точки К-3.

	3.6.1 Преобразуем схему с помощью коэффициентов распределения.

	

	

	Рисунок 8-Исходная схема

	

	Распределим х40 между х39 и х33

	Х40==0,655

	Определим эквивалентное сопротивление хэкв по формуле 36

	хэкв===0,16

	Определим результирующее сопротивление хрез по формуле 37

	хрез=хэкв+х40=0,656+0,16=0,815

	Определим коэффициенты распределения С1, С2, С3С4  формуле 38

	с1==0,15

	с2==0,4

	с3==0,16

	с4==0,27

	с1+с2+с3+с4 =0,15+0,4+0,16+0,27=0,98 =1 – верно

	

	

	

	Рисунок 9 – промежуточная схема

	

	х41===5,43

	х42===2,04

	х43===5,09

	х44===3,02

	х45=

	х47=

	

	

	

	

	Рисунок 10 - Конечная схема т. К-3

	

	3.6.2 Определяем токи КЗ

	Определяем базовый ток Iб, в кА, по формуле 39

	Iб==36,7  кА

	Определяем начальные значения периодической составляющей тока короткого замыкания IП0, в кА, по формуле 40

IП0 С1,2==24,63 кА

IП0 С4==54,57 кА

	IП0 G1,2,3,5,6==21,94 кА

	?iпо=24,63+54,57+21,94=101,14кА

	Определяем апериодическую составляющую тока короткого замыкания iа? в кА, по формуле 41

	Задаёмся выключателем ВВГ-20-160, tс,в=0,12 с; tотк,В=0,13 с

Расчётное время =0,01+tс,в=0,01+0,12=0,13 с

iаС1,2=1,41·24,63·0,05=1,74 кА

iаС1,2,3,5,6=1,41·21,94·0,6=18,56 кА

iаG 4=1,41·54,57·0,62=47,7 кА

?iаг=1,76+18,56+47,7=68,02

	Определяем ударный ток короткого замыкания iу, в кА, по формуле 42

	iу С1,2=1,4·24,63 ·1,78=61,37 кА

	iу С1,2,3,5,6=1,4·21,94·1,965=60,36 кА

	iу G4== 150,51 кА

	?iу=61,37+60,36+150,51 =272,24кА

	Определяем значение периодической составляющей тока короткого замыкания IП, вкА,  от энергосистем

	IП С1,2=IП0 С1,2=24,63 кА

	Определяем номинальный ток генератора, приведенный к ступени, где находится точка К.З. I 'ном, в кА, по формуле 44

	I 'ном G1,2,3,5,6=  =47,5кА

	I 'номG4 =I'номG2==9,5 кА

	Определяем отношение 

	=0,46??=1(точка удалена)

	=5,74??=0,77

	Определяем значение периодической составляющей тока короткого замыкания от генераторов IП?, вкА, по формуле 43

		IП?G1,2,3,5,6= ??IП0 G1,2,3,5,6=1·21,94=21,94 кА

		IП?G4= ??IП0 G,4=0,77·54,57=42,02 кА

	?Iп?=21,94+42,02=88,59 кА

	Определяем тепловой импульс тока короткого замыкания Вк, в кА2?с, по формуле 45

	tотк=0,14с

	Вк С1,2=24,632·4,04=2450,83 кА2?с

	Вк G1,2,3,5,6=21,942?4,26=12050,59 кА2?с

	Вк G4=54,572?4,26=12685,77 кА2?с

	?Вк=2450,83+2050,59+12685,77=17187,19кА2?с

	Результаты расчетов заносим в таблицу 8

	

	Таблица 8 - Значения токов КЗ в точке К-3

	
Источники

	С1,2

	G1,2,3,5,6

	G4

	Сумма

	Iб ,кА

	36.7

	36,7

	36,7

	

	Хрез

	1,49

	1,89

	0,76

	

	Е''*

	1

	1,13

	1,13

	

	IП0 , кА

	24,63

	21,94

	54,57

	101,14

	I 'ном,, кА

	-

	47,5

	9,5

	

	?

	-

	1

	0,75

	

	IПt,кА

	24,63

	21,94

	42,02

	88,59

	iу , кА

	61,37

	60,36

	54,57

	150,51

	iа ,кА

	1,74

	18,56

	47,7

	68,02

	Вк , кА2·с

	3122,27

	1231,14

	12685,77

	170,39,18

	

	-

	0,46

	0,77

	

	,с

	0,13

	0,13

	0,13

	

	Кy

	1,78

	1,965

	1,975

	

	Та ,с

	0,04

	0,13

	0,13

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	3.7 Расчёт токов короткого замыкания относительно точки К-4

	

	

	

	Рисунок 11  - Исходная схема

	

	Преобразуем схему относительно точки К-4

	Определим эквивалентное сопротивление всех генераторов х48,

	по формуле 36

	х48==0,54

	Схема примет вид:

	

	

	Рисунок 12 – Промежуточная схема

	Объединим генераторы и системы: 

	Х49=

	Результирующее сопротивление

	

	

	

	Рисунок 13- Конечная схема точки К-4

	

	3.7.2 Определим токи короткого замыкания

	Определяем базовый ток Iб,в кА,по формуле 39

	кА

	Начальное значение периодической составляющей тока к.з.

	Iпо с=

	Где Е'-эквивалентная ЭДС, определяется поформуле

	Е"‚=	(46)

	Е"‚=

	Определим начальное значение периодической составляющей тока к.з. отобъединенной ветви

	IПО С=

	От двигателей

	кА

	Суммарное начальное значение переодической составляющей тока короткого замыкантя Iпо с в кА, определяем по формуле 37

	Iпо  =Iпо С1,2+Iпод=14,67+10,16=24,83 кА

	Задаемся выключателем ВЭМ-6-40, tсв=0,06 с, tов=0,06 с

	Расчетное время ?=0,01+0,06=0,07 с , tотк=0,1+0,08=0,18с

	Определяем апериодическую составляющую тока к.з.

	От двигателей

	Iа?д=1,41·10,16·е=2,49 кА

	От объединенной ветви

	Iа? с=1,41·14,67·е=7,04 кА

	?iа?=2,49+7,04=9,53 кА

	Апериодическая составляющая тока к.з.

	От двигателей

	IП? Д=10,16·е=3,74 кА

	От объединенной ветви

	IП? С=14,67 кА

	?IП?=3,74+14,67=18,14 кА

	Ударный ток к.з. от двигателей

	Iуд=1,41·10,16·1,65=23,64,кА

	От объединенной ветви

	iус=1,41·14,67·1,85=38,27

	?iу=38,27+23,64=61,91кА

	Определяем тепловой импульс ТКЗ tоткл=0,12 с по формулам

	Вк Д= кА2·с

	Вк С1,2=кА2·с

	?Вк=22,71+52,73=75,44кА?·с

	Результаты расчета токов КЗ в точке К-4 заносим в таблицу 9

	Таблица 9–Результаты расчетов токов КЗ в точке К-4

	Источники

	С,G

	Д

	Сумма

	Iб ,кА

	91,7

	

	

	IП0 ,кА

	14,67

	10,16

	24,83

	IПt ,кА

	14,67

	3,74

	18,14

	iу ,кА

	38,27

	23,64

	61,91

	iа,кА

	7,04

	2,49

	9,53

	Вк , кА2 ·с

	52,73

	22,71

	75,44

Е''*

	1,06

	

	

Кy

	1,85

	1,65

	

Та ,с

	0,065

	0,04

	

,с

	0,07

	0,07

	

Т,с

	

	0,07

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Таблица 10 - Сводная таблица токов КЗ

	Точки КЗ

	Источники

	IП0 кА

	IПt кА

	iакА

	iу кА

	Вк кА2?с

	К-1

	330 кВ

	С1

	4,05

	4,05

	2,28

	10,16

	2,95

	

	С2

	1,79

	1,79

	0,5

	4,05

	0,51

	

	G1,2,3

	4,81

	4,47

	5,76

	13,33

	9,26

	

	G,4

	0,54

	0,53

	0,65

	1,49

	0,12

	

	G5-6,

	1,31

	1,28

	1,57

	3,64

	0,69

	

	Сумма

	8,85

	12,1

	10,76

	32,67

	13,95

	К-2

	110 кВ

	С1

	4,8

	4,8

	2,71

	12,05

	4,61

	

	С2

	12,4

	12,4

	3,5

	27,11

	27,68

	

	G1,2,3

	5,65

	5,48

	6,77

	15,66

	13,4

	

	G,4

	3,98

	1,75

	4,77

	11,02

	6,65

	

	G5

	9,6

	8,54

	11,5

	26,61

	38,7

	

	Сумма

	36,43

	34,92

	29,25

	94,45

	91,04

	К-3

	15,75 кВ

	С1,2

	24,63

	24,63

	1,74

	61,37

	3122,27

	

	С1,2,3,5,6

	21,94

	21,94

	18,56

	60,36

	1231,14

	

	G4

	54,57

	42,02

	74,7

	54,57

	12685,77



	Сумма 

	101,14

	88,59

	68,02

	150,51

	17039,18

К-4

6,3 кВ

С1,2  G1

14,67

14,67

7,04

38,28

52,73



Д

10,16

3,74

2,49

23,64

22,71



Сумма

24,83

18,14

9,53

61,91

75,44







	

	


4Выбор и обоснование схем электрических соединений РУ





Рисунок 14 - Главная схема ГРЭС 1320 МВт



		Для РУ 110-220 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин с одним выключателем на цепь. Как правило, обе системы шин находятся в работе при            соответствующем фиксированном присоединении всех присоединений, шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надёжность схемы, так как при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв в электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110-220 кВ настороне ВН и СН подстанций при числе присоединений 7-15, а так же на электростанциях при числе присоединений до 12. Данная схема позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения. Она является гибкой и достаточно надёжной.

		В РУ 330-750 кВ применяется схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи. 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 производится. Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Другим достоинством полуторной схемы является её высокая надёжность, так как 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 производится без нарушения работы цепей (отключается соответствующий ряд.......................