Введение
Электроэнергетика России – это единая энергетическая система, котораяпредставляет собой постепенно развивающийся комплекс, объединенный общимрежимом работы и единым централизованным диспетчерским и автоматическимуправлением. По своим масштабам ЕЭС России является крупнейшей в мире, а помощности сопоставима с западноевропейским энергообъединением. Масштабы развитиятеплоэнергетики в значительной мере определяются такими факторами, каксокращение вводов атомных и гидравлических электростанций, а также ростомобъёмов оборудования, вырабатывающего свой парковый ресурс.
Релейная защита осуществляет автоматическую ликвидацию поврежденийи ненормальных режимов в электрической части энергосистем и является важнейшейавтоматикой, обеспечивающей их надёжную и устойчивую работу.
В современных энергетических системах задачи релейной защиты, еёроль и значение в обеспечении надёжной работы энергосистем и беспрерывногоэнергоснабжения потребителей особенно возрастают в связи с бурным ростоммощностей энергосистем, объединением их в единые электрически связанные системыв пределах нескольких областей, всей страны, и даже нескольких государств,сооружением дальних и сильно загруженных линий электропередач, строительствоммощных электростанций, ростом единичной мощности генераторов и трансформаторов.
Характерным для современных энергосистем является развитие сетейвысокого и сверхвысокого напряжения, с помощью которых производится объединениеэнергетических систем и передача больших потоков электрической энергии отмощных электростанций к крупным центрам потребления.
В России строятся крупнейшие тепловые, гидравлические и атомныеэлектростанции, увеличивается мощность энергетических блоков. Соответственнорастут мощности электрических подстанций, усложняется конфигурацияэлектрических сетей и повышается их нагрузка.
Рост нагрузок, увеличение протяжённости линий электропередачи, ужесточениетребований к устойчивости энергосистем осложняют условия работы релейной защитыи повышают требования к её быстродействию, чувствительности и надёжности. Всвязи с этим идёт непрерывный процесс развития и совершенствования техникирелейной защиты, направленный на создание всё более совершенных защит, отвечающихтребованиям современной энергетики.
Создаются и вводятся в эксплуатацию новые защиты для дальнихэлектропередач сверхвысокого напряжения, для крупных генераторов, трансформаторови энергетических блоков. Совершенствуются способы резервирования отказа защит ивыключателей. Всё более определённой становится тенденция отказа отэлектромеханических реле и переход на статические, бесконтактные системы.
Широкое распространение в связи с этим получает применение в устройствахрелейной защиты полупроводниковых приборов (диодов, транзисторов, тиристоров).Применение полупроводниковых приборов и элементов открывают большие возможностипо улучшению параметров устройств релейной защиты, а также созданию новых видовзащит, в частности быстродействующих и высокочувствительных.
Используется ЭВМ для расчёта уставок защиты, поскольку такие расчётыв современных энергосистемах очень трудоёмки и занимают много времени.
В связи с ростом токов короткого замыкания, вызванным увеличениемгенераторной мощности энергосистем, актуальное значение приобретают вопросыточности трансформации первичных токов, питающих измерительные органы релейнойзащиты. Для решения этой проблемы ведутся исследования поведениятрансформаторов тока, изучаются возможности повышения их точности, разрабатываютсяпригодные для практики методы расчёта погрешностей трансформаторов тока,ведутся поиски более точных способов трансформации первичных токов.
1.Выбор основногооборудования
1.1 Согласнозаданию, для выдачи мощности на РУ ВН 220 кВ на проектируемой ТЭЦустанавливается ГРУ на которое работают два генератора, мощностью 63 МВткаждый, и 3 генератора мощность 200 МВт.
Структурнаясхема ТЭЦ показана на рисунке 1.
/>/>/>
2´200 МВт 3´63 МВт
Рисунок 11.2 Выбор турбогенераторов
Для проектируемой электростанции выбирается 2 турбогенераторов типаТВВ-200–2 и 3 турбогенератора типа ТВФ-63–2
Технические данные турбогенераторов приведены в таблице 1.
Таблица 1
Тип гене-ра
Sн.г, МВ*А
cosφ
UК.СТАТ, kB
IСТАТ, kA
xdII
/>
ТВФ-63–2
78,75
0,8
6,3
4,33
0,139
98,3
ТВВ-200–2
235
0,85
15,75
8,625
0,191
98,6
1.3 Выбор трансформаторов
Технические данные трансформаторов приведены в таблице 2.
Таблица 2Тип трансформатора Ном. Напряжение, кВ Потери, кВ Напряжение короткого замыкания ВН-НН, % Ток холостого хода, % ВН НН Холостого хода Короткого замыкания ТРДЦН-63000/220 230 6,6–6,6 70 265 11,5 0,5 ТДЦ-250000/220 242 13,8 207 600 11 0,5 ТРДН-32000/220 230 6,3 45 150 11,5 0,65
2 Выбор главной схемы электрических соединений станции
2.1 Основные требования к главным схемам распределительных устройств
Главная схема (ГС) электрических соединений энергообъекта – этосовокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии),сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненнымимежду ними в натуре соединениями.
Выбор главной схемы является определяющим при проектированииэлектрической части электростанции (подстанции), так как он определяет полныйсостав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходнойпри составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственныхнужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т.д.
На чертеже главные схемы выполняются в однолинейном исполнении приотключенном положении всех элементов установки. В некоторых допускаетсяизображать отдельные элементы схем в рабочем положении.
При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляетсяструктурная схема выдачи электроэнергии (мощности), на которой показываютсяосновные функциональные части электроустановки (распределительные устройства,трансформаторы, генераторы) и связи между ними. Структурные схемы служат длядальнейшей разработки более подробных и полных принципиальных схем, а также дляобщего ознакомления с работой электроустановки.
2.2 Выбор схемы РУ
Схемы распределительных устройств выбираются в соответствии спредъявляемыми к ним требованиями:
- надежностьпитания потребителей;
- простота;
- экономичность;
- схемадолжна быть приспособлена к проведению ремонтных работ без погашенияприсоединений.
Согласно НТП схемы на 220 кВ и выше должны позволять выводить времонт любой выключатель без нарушения работы присоединений.
Схема должна позволять расширение без коренной реконструкции.2.3 Выбор схемы РУ ВН 220кВ
Из расчетной схемы видно, что электроэнергия (за исключениемэнергии, потребляемой собственными нуждами) передается частично по шестизаданным линиям к потребителям, а остальная – передается по тупиковым линиям кпотребителям. Пропускная способность воздушных линий 220 кВ по справочникуНеклипаева ([…] – с. 21, табл. 1.20) составляет 100–200 МВт.
Количество линий, />, длявыдачи электроэнергии с РУ ВН определяется по формуле
/>
(1)
где /> – установленнаямощность станции, МВт;
/> – суммарная мощность собственных нужд,МВт;
/> – пропускная способность линии 220 кВ.
Мощность/>, отдаваемая насобственные нужды, МВт, определяется по формуле
/> (2)
Тогда по формуле (2)
/> МВт
С учетом возможности расширения ТЭЦ принимается пропускная способностьлинии />=100 МВт, таким образом,количество линий, отходящих от РУ ВН находим в соответствии с формулой (1)равна
/>
Таким образом принимается 6 линии отходящих от шин ТЭЦ.
Для РУ ВН 220 кВ согласно НТП пункт 8.12 выберется схема с двумярабочими и одной обходной системами шин и одним выключателем на цепь.
В нормальном режиме обе системы шин находятся в работе, при соответствующемфиксированном распределении всех присоединений. Фиксированным является такоеприсоединение, при котором половина присоединений подключаются к первой системешин, а половина ко второй системе шин.
Шиносоединительный выключатель нормально включен и служит длявыравнивания потенциалов по шинам.
В нормальном режиме все обходные разъединители отключены, обходнойвыключатель отключен, обходная система шин без напряжения.
Обходная система шин вместе с обходным выключателем служит длявывода в ремонт любого выключателя, кроме секционного.
Данная схема:
– надежна;
– экономична;
– проста;
– позволяет расширять без коренной реконструкции;
– позволяет выводить в ремонт любой выключатель, а также систему, ненарушая работы присоединения.
Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичьсекционированием одной или обеих шин.
Согласно нормам технологического проектирования тепловых электрическихстанций на ТЭС и АЭС при числе присоединений 12–16 секционируется одна системашин, при большем числе присоединений – обе системы шин.
2.4 Выбор кабелей на ГРУ.
Посчитаем наибольший ток,/> поформуле:
/>, (3)
где /> – максимальная мощностьна ГРУ
Тогда по формуле (3)
/> кА
Найдем общее сечение всех кабелей
/>
/> – экономическая плотность тока (А/мм2)
Выбираю сечение одного кабеля 185 мм2
Найдем число кабелей />
/> кабелей (принимаем 14 линии)
/> – сечение одного кабеля
Проверим кабель по максимально допустимому току
/>
/> – максимально допустимый ток для одногокабеля
IДОП =235 > />=180,6
Кабель ААБ-10–3*185 прошел.
На ГРУ 10 кВ выбираю схему с двумя системами сборных шин, вкоторой каждый элемент присоединяется через развилку двух шинныхразъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другойсистеме шин. В данной схеме генераторы присоединены на рабочую систему сборныхшин, от которой получают питание групповые реакторы и трансформаторы связи.Рабочая система шин секционирована выключателем и реактором. Вторая система шинявляется резервной, напряжение на ней нормально отсутствует. Обе системы шинмогут быть соединены между собой шиносоединительными выключателями‚ которые внормальном режиме отключены.
Достоинства схемы:
– возможность производить ремонт одной системы шин, сохраняяв работе все присоединения
– блокировка между разъединителями и выключателями проста
Недостатки схемы:
– большое колиразъединителей, изоляторов, токоведущихматериалов и выключателей чество
– сложная конструкция распределительного устройства, чтоведет к увеличению капитальных затрат на сооружение ГРУ
– использование разъединителей в качестве оперативныхаппаратов.
– Большое количество операций разъединителями и сложнаяблокировка между выключателями и разъединителями приводят к возможностиошибочного отключения тока нагрузки разъединителями.
3. Выборсхемы СН
3.1 Для обеспечения нормальной работы станции необходимо запитыватьэлектродвигатели, которые являются приводами механизмов, обеспечивающихтехнологический процесс (насосы, задвижки, вентиляторы). Эти электродвигатели,а также освещение, вентиляция, электроотопление и т.д. составляют системусобственных нужд (СН). Питание этих двигателей выполняется на станции от РУ СН:
– РУ СН 6 кВ – для питания мощных двигателей 200 кВт и выше.
– РУ СН 0,4 кВ – для освещения и электродвигателей мощностьюменьше 160 кВт
3.2 На ТЭЦ можно выделить блочную и неблочную часть. В данном заданиипредставлена неблочная и блочная части. Питание рабочих секций собственных нуждв неблочной части выполняется с шин ГРУ, причем с одной секции ГРУ можнозапитывать не более двух рабочих секций собственных нужд. Количество рабочихсекций в неблочной части определяется количеством котлов, тогда как в блочнойчасти число секций
собственных нужд определяется мощностью генератора.
Трансформаторы в неблочной части ТЭЦ выбираются по условиям:
– UВН = UГРУ
– UНН ТСН = 6,3 кВ
– SТСН/> SСН
Определяем мощность, проходящую через трансформатор собственныхнужд
/> (4)
где n – количество рабочихсекций
/>/>
По уч. Рожковой ([…] – с. 446, табл. 5.3) выбираетсятрансформатор собственных нужд типа ТМНС-6300/10, так как он проходит по всемусловиям для установки на ТВФ-63–2.
– UВН = 10=10 кВ
– UНН ТСН = 6.3=6.3 кВ
– SТСН = 6,3 /> 4,15 МВА
Согласно НТП питание собственных нужд в блочной части осуществляетсяотпайкой с выводов генератора через понижающие трансформаторы.
Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям:
– UВН ТСН/> UНГ
– UНН ТСН = 6.3 кВ
– SН ТСН/> SСН
SСН = РСН MAX * КС
КС – коэффициент спроса установок собственных нужд
Для блока 200 МВт
SСН = 10*0.8=8 МВА
Принимаю трансформатор ТРДНС-25000/10 так как он проходит по всемусловиям для установки на ТВВ-200–2
UВН ТСН = 10.5=10.5 кВ
UНН ТСН = 6.3=6.3 кВ
SН ТСН =6.3 /> 6,3 МВА
Таблица 4 – Техническиехарактеристики трансформаторов с.н
Тип
трансформатора Номинальное напряжение, кВ Потери, кВт
Напряжение
КЗ, % Ток холостого хода, % ВН НН ХХ КЗ
1. Рабочие ТСН:
ТМНС-6300/10
ТРДНС-25000/10
2. Резервные ТСН:
ТМН-6300/10
10,5
10,5
10,5
6,3
6,3
6,3
8
25
7,6
46,5
115
46,5
8
10,5
7,5
0,8
0,65
0,8
3.3 Кроме рабочих источников собственных нужд предусматриваетсярезервный источник питания. Резервный трансформатор выбираю таким образом,чтобы его мощность в случае аварии одного из рабочих трансформаторовсобственных нужд могла бы заменить мощность самого крупного трансформаторасобственных нужд, т.е. По уч. Рожковой ([…] – с. 446, табл. 5.3) выбираюрезервные трансформаторы с.н. типа ТМН-6300/10. Так как на ГРУ применяетсясхема с двумя системами сборных шин, то резервный трансформатор подключается кГРУ через развилку разъединителей. В цепи резервного трансформатора со сторонышин предусмотрен выключатель. Резервная магистраль согласно НТП выполняетсяодиночной, общей для блочной и неблочной части системой шин.
4. Расчёт токов К.З. для выбора аппаратов заданной цепи
4.1 Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметровэлектрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты иавтоматики.
Выбранное оборудование проверяется по трехфазным коротким замыканиям.
Расчет токов при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке:
1. длярассматриваемой энергосистемы составляется расчетная схема;
2. порасчетной схеме составляется электрическая схема замещения;
3. путемпостепенного преобразования схема замещения приводится к наиболее простому видутак, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующиесяопределенным значением результирующей ЭДС />, были связаны с точкой КЗ результирующимсопротивление хрез.;
4. знаярезультирующую ЭДС источника и результирующее сопротивление, по закону Омаопределяется начальное значение периодической составляющей тока КЗ IП, О, затем ударный ток,периодическая и апериодическая составляющие тока КЗ для заданного моментавремени t.
4.2 Определение параметров всех элементов расчетной схемы
Для расчетов трехфазных токов КЗ определяются сопротивления прямойпоследовательности расчетной схемы.
Для расчета трехфазных коротких замыканий не учитываютсяподстанции энергосистемы, т. к. они не подпитывают точку КЗ.
Расчетная схема энергосистемы показана на рисунке 2.
/>
Рисунок 2
Параметры отдельных элементов схемы приведены в таблице 5.
Таблица 5Элементы схемы Параметры
Генераторы:
G1, G2 – ТВВ-200–2
G3, G4, G5. – ТВФ-63–2
Sном =235 МВА; Х />=0,191; Iном =8,625 А; Uном.стат. =15,75 кВ;
Sном =78,75 МВА; Х />=0,139; Iном =4330 А; Uном.стат. =6,3 кВ;
Трансформаторы:
Т1, Т2, – ТДЦ-250000/220
Т3, Т4 – ТРДЦН-63000/220
Sном =250 МВА; UК =11%;
UНН=13,8 кВ; UВН =242 кВ;
Sном =63 МВА; UК =11,5%;
UНН=6,3 кВ; UВН =230 кВ;
Линии:
W1 =90 км
W2=60 км
W3, W4, W5, W6 =80 км
ХУД =0,4 Ом/км;
ХУД =0,4 Ом/км;
ХУД =0,4 Ом/км;
4.3Рассчитываются сопротивления всех элементов схемы замещения
Расчет ведется в относительных единицах.
Принимается базовая мощность: Sб = 1000 МВА и призаданной базовой мощности определяются сопротивления схемы.
Сопротивления систем,/> находятсяпо формуле
/>, (5)
где /> – относительноеноминальное сопротивление энергосистемы;
/> – базовая мощность, МВ×А;
/> — номинальная мощность энергосистемы, МВ×А.
Из табл. 5 (ПЗ) для энергосистемы 1: />=0,8;/>=1600,
тогда по формуле (5)
/>
Из табл. 5 (ПЗ) для энергосистемы 2: />=0,6;/>=1200
тогда по формуле (5)
/>
Сопротивления линий электропередачи /> находятсяпо формуле
/>, (6)
где /> – индуктивноесопротивление линии на 1 км длины, Ом/км;
/> – длина линии, км;
/> – среднее напряжение в месте установкиданного элемента, кВ.
Из табл. 5 (ПЗ) для линий 1: />=0,4Ом/км; />=90 км; />=230 кВ, тогда по формуле(6)
/>
Из табл. 5 (ПЗ) для линий 2: />=0,4Ом/км; />=60 км; />=230 кВ, тогда по формуле(6)
/>
Из табл. 5 (ПЗ) для линий 3,4,5,6: />=0,4Ом/км; />=80 км; />=230 кВ, тогда по формуле(6)
/>
Сопротивления трансформаторов с расщеплённой обмоткой.
Xвт63%=0.125*Uквн%=0.125*11.5=1.437%
Xнт63%=1.75*Uквн%=1.75*11.5=20%
хт= /> (7)
где SНТ – номинальная мощность трансформатора, МВА
/> – базовая мощность, МВ×А
Тогда по формуле (7)
хвт63= />=/>=0.228
хнт63= />=/>=3,17
Сопротивления генераторов /> определяютсяпо формуле
/> (8)
где /> – сверхпереходноеиндуктивное сопротивление при номинальных базовых условиях;
/> – номинальная мощность генератора, МВ×А.
Из табл. 5 (ПЗ) для генератора ТВФ-63–2: />=0,139; />=63 МВ×А, тогда по формуле (8)сопротивление генератора G3, G4, G5 равно
/>
Из табл. 5 (ПЗ) для генератора ТВВ-200–2: />=0,191; />=235 МВ×А, тогда по формуле (8)сопротивление генератора G1, G2, равно
/>
Сопротивления двухобмоточных трансформаторов, находятся по формуле
/> (9)
Из табл. 5 (ПЗ) для двухобмоточных трансформаторов ТДЦ-250000/220 />=242; />=13,8;/>=11%
/>=242 МВ×А, тогда по формуле (9)сопротивления трансформаторов Т1, Т2, равны
Х= />=0,44
Определяются сопротивления трансформаторов собственных нужд(рабочего и резервного).
Из табл. 4 (ПЗ) для ТСН ТМНС-6300/10 />=8%;/>=6,3 МВ×А. Определяются сопротивлениярабочего ТСН по формуле (10)
/> (10)
Тогда по формуле (10)
/>
Из табл. 4 (ПЗ) для РТСН ТМН-6300/10 />=7,5%;/>=6,3 МВ×А.
Определяются сопротивления резервного ТСН по формуле (11)
/> (11)
Тогда по формуле (11)
/>
Сопротивления рабочего ТСН с расщеплённой обмоткой.
Xвт25%=0.125*Uквн%=0.125*10,5=1.3125%
Xнт25%=1.75*Uквн%=1.75*10,5=18,375%
хт= />
где SНТ – номинальная мощность трансформатора, МВА
/> – базовая мощность, МВ×А
Тогда по формуле (7)
хвт25= />=/>=0.2
хнт25= />=/>=2,9
и общее сопротивление рабочего ТСН ТРДНС 25000/10 будет равно 1,65Ом.
4.4 По расчетной схеме составляется эквивалентная электрическая схемазамещения и намечаются на ней точки К.З.
/>
Рисунок 3 – Схема замещения энергосистемы
4.5 Расчёт точки К1 (шины 220 кВ)
Заданная схема замещения прямой последовательности (рисунок 3 ПЗ)преобразуется относительно точки К1 (сопротивления трансформаторов с.н. неучитываются).
Преобразование производится путем постепенного сворачивания схемыотносительно точки К1.
Эквивалентное сопротивление энергосистемы 1 и линий 3,4,5,6
/>
Эквивалентное сопротивление энергосистемы 2 и линий 1,2
/>
Эквивалентное сопротивление объединенных сопротивлений двухгенераторов и двух трансформаторов
/>
Эквивалентное сопротивление энергосистемы 1, генераторов G1 и G2, и линий 3,4,5,6
/>
Эквивалентное сопротивление первого трансформаторов с расщеплённойобмоткой
/>
Эквивалентное сопротивление второго трансформатора с расщеплённойобмоткой равно сопротивлению первого трансформатора, т.е. />
Эквивалентное сопротивление всех генераторов
/>
Эквивалентное сопротивление объединенных сопротивлений трёхгенераторов и двух трансформаторов
/>
После всех упрощений получается следующая схема замещения:
/>
Рисунок 4 – Итоговая схема замещения для точки К1
Начальное значение периодической составляющей тока К.З. />, кА, определяется поформуле
/>, (12)
где /> – ЭДС источника;
/> – результирующее сопротивление ветвисхемы;
/> – базовый ток, кА.
Базовый ток />, кА,определяется по формуле
/>, (13)
где /> – среднеенапряжение в точке К.З., кВ.
Для точки К1 />=230 кВ,тогда по формуле (13):
/> кА
ЭДС для генераторов определяется из уч. Рожковой ([2] – с. 130,табл. 3.4): /> = 1,13.
Таким образом, к точке К1 ток поступает ток от трёх источников: отобъединённого генераторов ТЭЦ и двух эквивалентных систем.
Значения токов /> поветвям определяются по формуле (12):
для ветви генераторов
/>/> кА
для ветви энергосистемы С1+G1+G2
/>/> кА
для ветви энергосистемы С2
/>/> кА
Суммарный ток КЗ в т. К1
/>/>/>+/>/> кА.
Значение ударного тока КЗ />, кА, определяется по формуле
/> (14)
где /> – ударныйкоэффициент.
Ударный коэффициент, />,принимается из уч. Рожковой ([2] – с. 149, 150, табл. 3.8).
Для генераторов />=1,95,для систем />=1,756 – тогда по формуле(14) определяются значения ударных токов К.З. по ветвям: генераторов
/> кА,
энергосистем С1+G1+G2
/> кА
энергосистем С2
/> кА
Суммарный ударный ток в т. К1
/> кА.
Значение апериодической составляющей тока К.З. />, кА, определяется по формуле
/> (15)
где /> – расчётноевремя затухания апериодической составляющей тока К.З., с;
/> – постоянная времени затухания апериодическойсоставляющей тока К.З., с.
Расчётное время затухания апериодической составляющей тока К.З. />, с, определяетсяпо формуле
/>, (16)
где /> – собственное время выключателя,с.
Для РУ 220 кВ предварительно выбирается элегазовый выключательВГБУ-220, собственное время которого />=0,07 с,тогда по формуле (16)
/> с
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока К.З./>, определяется из уч.Рожковой ([2] – с. 150).
Для генераторов />=0,2 с,для систем />=0,035 с – тогда по формуле(15) определяются значения апериодической составляющей тока К.З. по ветвям:
генераторов
/>/> кА,
энергосистемы С1+G1+G2
/>/> кА
энергосистемы С2
/>/> кА
Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для моментавремени /> =0,08 с
/> кА
Периодическая составляющая тока от генераторов определяется потиповым кривым уч. Рожковой ([2] – с. 152, рисунок 3.26). Для этогопредварительно определяется номинальный ток генераторов />, кА, по формуле
/>, (17)
Тогда по формуле (17)
/> кА
Отношение начального значения периодической составляющей тока К.З.от генераторов к номинальному току
/>=/>,
По данному отношению и времени t = τ = 0,08 сопределяется с помощью кривых уч. Рожковой ([2] – с. 152, рисунок3.26) отношение
/>
отсюда
/> кА
Периодическая составляющая тока К.З. от энергосистемырассчитывается как поступающая в место К.З. от шин неизменного напряжения черезэквивалентное результирующее сопротивление. Поэтому она принимается неизменнойво времени
/>, (18)
Исходя из условия (18) периодическая составляющая тока К.З. отэнергосистемы />, кА, равна
/> кА
Исходя из условия (18) периодическая составляющая тока К.З. отэнергосистемы />, кА, равна
/> кА
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для моментавремени /> =0,08 с
/>/>/>/>/> кА.
4.6 Расчёт точки К2 (на ГРУ)
Заданная схема замещения прямой последовательности (рисунок 3 ПЗ)преобразуется относительно точки К2 (сопротивления трансформаторов с.н. неучитываются).
Преобразование происходит путем постепенного сворачивания схемыотносительно точки К2 (частично используются преобразования схемы относительноточки К1).
Эквивалентное сопротивление первого трансформатора равносопротивлению второго трансформатора из пункта 5.5.1 (ПЗ)
/>
Эквивалентное сопротивление энергосистемы 1, генераторов G1 и G2, и линий 3,4,5,6
/>
Эквивалентное результирующее сопротивление двух генераторов итрансформатора ТРДЦН-63000/220
/>
Эквивалентное сопротивление двух энергосистем
/>
Эквивалентное сопротивление энергосистем, четырёх генераторов G1, G2, G3, G4, трансформатора связи.
/>
Эквивалентное сопротивление трансформатора связи с объединённойэнергосистемой />
/>
После всех преобразований получается следующая схема замещения:
/>
Рисунок 5 – Итоговая схема замещения для точки К2
Для точки К2 />=10,5кВ, тогда по формуле (13) базовый ток равен
/>кА
Согласно рисунку 5, к точке К2 ток поступает ток от двухисточников: генератора и эквивалентной системы.
Значения начальной составляющей токов К.З., /> по ветвям определяется поформуле (13):
для ветви генератора
/>/> кА,
для ветви энергосистемы
/>/>кА
Суммарный ток КЗ в т. К2
/>/>/>/> кА
Ударный коэффициент />,принимается из уч. Рожковой ([2] – с. 149, 150, табл. 3.7, 3.8).
Для генератора ТВФ-63 />=1,95,для системы />=1,756 – тогда по формуле(14) определяются значения ударных токов К.З. по ветвям:
генератора
/> кА,
энергосистемы
/> кА
Суммарный ударный ток в т. К2
/> кА
Для ГРУ 10 кВ предварительно выбирается маломасляный выключатель МГУ-20–90,собственное время которого />=0,15 с,тогда по формуле (16)
/> с
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока К.З./>, определяется из уч.Рожковой ([2] – с. 150).
Для генераторов />=0,2 с,для системы />=0,035 с – тогда по формуле(15) определяются значения апериодической составляющей тока К.З. по ветвям:
генератора
/>/> кА,
энергосистемы
/>/> кА
Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для моментавремени /> =0,16 с
/> кА
Периодическая составляющая тока от генератора /> определяется по типовымкривым уч. Рожковой ([2] – с. 152, рисунок 3.26). Для этогопредварительно определяется номинальный ток генератора ТВФ-63 />, кА, по формуле (17)
/> кА
Отношение начального значения периодической составляющей тока К.З.от генератора к номинальному току
/>/>,
По данному отношению и времени t = τ = 0,16 с.определяется с помощью кривых уч. Рожковой ([2] – с. 152, рисунок3.26) отношение
/>,
отсюда
/> кА
Периодическая составляющая тока от объединённой энергосистемыопределяется по типовым кривым уч. Рожковой ([2] – с. 152, рисунок3.26). Для этого предварительно определяется номинальный ток генератора ТВФ-63 />, кА, по формуле (18)
/> кА
Отношение начального значения периодической составляющей тока К.З.от генератора к номинальному току
/>/>,
отсюда
/> кА
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для моментавремени /> =0,16 с
/>/>/>/> кА
4.7 Расчёт точки К3 (шины 6 кВ за ТСН ТМНС-6300/10)
Заданная схема замещения прямой последовательности (рисунок 3 ПЗ)преобразуется относительно точки К3.
Преобразование производится путем постепенного сворачивания схемыотносительно точки К3 (частично используются преобразования схемы относительноточки К2 и К1).
Эквивалентное сопротивление двух энергосистем
/>
Эквивалентное сопротивление объединенных сопротивлений двухгенераторов и двух трансформаторов
/>
Эквивалентное сопротивление двух энергосистем, двухтрансформаторов и генераторов G1 и G2.
/>
Эквивалентное сопротивление трёх генераторов
/>
Эквивалентное сопротивление двух трансформаторов
/>
Эквивалентное сопротивление двух трансформаторов и сопротивлениях36
/>
Эквивалентное сопротивление объединённой энергосистемы, генератораи ТСН
/>
После всех преобразований получается следующая схема замещения:
/>
Рисунок 6 – Итоговая схема замещения для точки К3
Для точки К3 />=6,3 кВ,тогда по формуле (13) базовый ток будет равен
/>кА
Согласно рисунку 6 (ПЗ), к точке К3 ток поступает ток от двухисточников: эквивалентного электродвигателя и объединённой системы.
К секцииям собственных нужд электростанций подключается большое количествоэлектродвигателей разных типов и мощностей. При оценке результирующего влияниявсех электродвигателей на ток КЗ в месте повреждения целесообразно всеэлектродвигатели заменить одним эквивалентным. Как показывает опыт, такая заменавозможна и не приводит к существенным погрешностям. Действующие нормативырекомендуют следующие значения параметров эквивалентного электродвигателя:
Коэффициент полезного действия />……….0,94
Коэффициент мощности />…………. 0,87
Постоянная времени периодической составляющей тока />…0,07
Постоянная времени апериодической составляющей тока />… 0,04
Ударный коэффициент />……………1,65
Кратность пускового тока…………… 5,6
Значение начальной составляющей тока К.З., />, для системы определяетсяпо формуле (12)
/>/>кА
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ отэквивалентного электродвигателя />, кАопределяется по формуле
/>, (19)
где /> – суммарнаяноминальная мощность всех электродвигателей собственных нужд, МВт.
Суммарная номинальная мощность всех электродвигателей собственныхнужд, /> определяется по формулам:
для рабочего ТСН
/>, (20)
для резервного ТСН
/>, (21)
Тогда суммарная номинальная мощность всех электродвигателей собственныхнужд для рабочего ТСН по формуле (20) равна
/> МВт
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ отэквивалентного электродвигателя />, кА поформуле (19)
/> кА
Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ
/>/>/>/> кА
По уч. Рожковой ([…] – с. 179) для двигателя />=1,65, для системы />=1,717 – тогда по формуле(14) определяются значения ударных токов К.З. по ветвям:
двигателя
/> кА,
энергосистемы
/> кА
Суммарный ударный ток в т. К3
/> кА
Для с.н. предварительно выбирается вакуумный выключатель ВБЭ-10–20/630,собственное время которого />=0,04 с,тогда по формуле (16)
/> с
По уч. Рожковой ([…] – с. 179) для двигателя />=0,04 с, для системы />=0,03 с – тогда по формуле(15) определяются значения апериодической составляющей тока К.З. по ветвям:
двигателя
/>/> кА,
энергосистемы
/>/> кА
Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для моментавремени /> =0,05 с
/> кА
Исходя из условия (17) периодическая составляющая тока К.З. отэнергосистемы />, кА, равна
/> кА
Периодическая составляющая тока К.З. от электродвигателя равна
/>/> кА
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для моментавремени /> =0,05 с
/>/>/>/> кА
4.8 Расчёт точки К4 (шины 6 кВ за РТСН)
Заданная схема замещения прямой последовательности (рисунок 3 ПЗ)преобразуется относительно точки К4.
Преобразование производится путем постепенного сворачивания схемыотносительно точки К4 (частично используются преобразования схемы относительноточки К3).
Эквивалентное сопротивление двух энергосистем
/>
Эквивалентное сопротивление объединенных сопротивлений двухгенераторов и двух трансформаторов
/>
Эквивалентное сопротивление двух энергосистем, двухтрансформаторов и генераторов G1 и G2.
/>
Эквивалентное сопротивление трёх генераторов
/>
Эквивалентное сопротивление двух трансформаторов
/>
Эквивалентное сопротивление двух трансформаторов и сопротивлениях36
/>
Эквивалентное сопротивление объединённой энергосистемы, генератораи РТСН
/>
После всех преобразований получается следующая схема замещения:
/>
Рисунок 7 – Итоговая схема замещения для точки К4
Для точки К4 />=6,3 кВ,тогда по формуле (13) базовый ток будет равен
/>кА
Согласно рисунку 6, к точке К3 ток поступает ток от двухисточников: от эквивалентного электродвигателя и объединённой системы.
Значение начальной составляющей тока К.З. />, для системы определяетсяпо формуле (12)
/>/>кА
Суммарная номинальная мощность всех электродвигателей собственныхнужд по формуле (21) равна
/> МВт
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ отэквивалентного электродвигателя />, поформуле (19)
/> кА
Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ
/>/>/>/> кА
По уч. Рожковой ([…] – с. 179) для двигателя />=1,65, для системы />=1,717 – тогда по формуле(15) определяются значения ударных токов К.З. по ветвям:
двигателя
/> кА,
энергосистемы
/> кА
Суммарный ударный ток в т. К4
/> кА
Для с.н. предварительно выбирается ваккумный выключатель ВБЭ-10–20/630,собственное время которого />=0,04 с,тогда по формуле (16)
/> с
По уч. Рожковой ([…] – с. 179) для двигателя />=0,04 с, для системы />=0,03 с – тогда по формуле(15) определяются значения апериодической составляющей тока К.З. по ветвям:
двигателя
/>/> кА,
энергосистемы
/>/> кА
Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для моментавремени /> =0,05 с
/> кА
Исходя из условия (18) периодическая составляющая тока К.З. отэнергосистемы />, равна
/> кА
Периодическая составляющая тока К.З. от электродвигателя равна
/>/> кА
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для моментавремени /> =0,05 с
/>/>/>/> кА
Таблица 6 – Сводная таблица трехфазных токов КЗ для выбора оборудованиястанцииТочка КЗ Источники
/>, кА
/>, кА
/>, кА
/>, кА К1
Система С1+G1+G2
Система С2
Генератор G3+G4+G5
7,85
2.73
1.57
19,5
6,8
4.35
1,12
0,39
1,47
7,85
2.73
1,46 ∑ значение 12,15 30,65 2,98 12,04 К2
система
генератор
23.7
25
58.8
69
0,35
15,7
23.7
17,8 ∑ значение 48.7 127.8 16,05 41.5 К3
система
электродвигатели
7,18
2,52
17,43
5,88
1,9
1
7,18
1,23 ∑ значение 9,7 23,3 2,3 8,41 К4
система
электродвигатели
7,18
3,15
17,43
7,3
1,9
1,26
7,18
1,54 ∑ значение 10,33 24,73 3,16 8,72
5. Выбор выключателей и разъединителей станции
5.1 В пределах одного РУ 220 кВ выключатели выбираются однотипными поцепи самого мощного присоединения, поэтому в начале определится самая мощнаяцепь, которой в данном проекте является линия, протяжённость 100 км.
5.2 Выбор выключателей производится по следующим параметрам:
· понапряжению установки />
· подлительному току />
· поотключающей способности,
Проверка выбранного выключателя осуществляется в следующем порядке:
1. насимметричный ток отключения по условию:
/>
2. навозможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
/>
где iа, ном – номинальное допускаемое значение апериодической состав, определяющейв отключаемом токе для времени τ;
βН – нормированное значение содержанияапериодической составляющей в отключаемом токе, % (по каталогам или по уч. Рожковой[…] – c. 296, рис. 4.54);
iа,τ – апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхожденияконтактов τ.
Если первое условие /> соблюдается,а второе условие /> не соблюдается,то допускается проверку по отключающей способности производить по полному токуКЗ:
/>
3. наэлектродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквознымтокам КЗ:
/> />
где iдин – наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;
Iдин – действующее значение периодической составляющей предельногосквозного тока КЗ.
4. натермическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу КЗ:
/>
где βК – тепловой импульс тока КЗ по расчету;
Iтер – среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термическойстойкости) по каталогу;
tтер – длительность протекания тока термической стойкости по каталогу,с.
5.3 Выбор разъединителя производим по следующим параметрам:
· понапряжению установки />
· подлительному току />
· поконструкции, роду установки,
Проверка разъединителя:
1. наэлектродинамическую стойкость разъединитель проверяется по предельным сквознымтокам КЗ:
/> или />
где iпр, с, Iпр, с – предельный сквозной ток КЗ (амплитуда и действующее значение).
2. натермическую стойкость разъединитель проверяется по тепловому импульсу КЗ:
/>
где βК – тепловой импульс тока КЗ по расчету;
Iтер – предельный ток термической стойкости по каталогу;
tтер – длительность протекания предельного тока термической стойкости.
5.4 Выбор выключателя, установленного в распределительном устройстве220 кВ
Выбор выключателя производится по следующим параметрам:
· понапряжению установки />
· подлительному току />
· поотключающей способности.
Расчетный ток продолжительного режима />,А, определяется по наиболее мощному присоединению, в данном случае линияпротяжённостью 90 км и пропускной способностью />,рассчитывается по формуле:
/> (22)
Тогда по формуле (22)
/> А
Расчетные токи КЗ принимаются из сводной таблицы токов КЗ (таблицы6 ПЗ):
Выключатели, установленные на РУ, при КЗ попадают не под суммарныйток короткого замыкания от генератора и от объединенной энергосистемы, а толькопод один из них. Таким образом, проверка выключателя производится по наиболеетяжелому режиму (по наибольшему из двух токов):
/>кА, />кА,
/>кА, /> кА.
Таким образом выбирается вакуумный выключатель ВГБУ-220 (ном. напряжение220 кВ, ном. ток 2000 А).
Проверка выключателя:
1. насимметричный ток отключения по условию:
/>
/>кА кА,– условие выполняется
2. навозможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
/>
Нормированное содержание апериодической составляющей βНпо паспорту составляет 47%.
Номинальное значение апериодической составляющей тока />, кА, на которую рассчитанвыключатель находится из следующего выражения
/>, (23)
Тогда по формуле (23)
/> кА
/>кА,
2,89 кА
3. наэлектродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквознымтокам КЗ:
/> />
/>кА, />кА,
/>кА;/>кА,
12,15 кА
4. натермическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу КЗ:
/> (/>),
tтер = 3 c,
/>кА,
Допустимый тепловой импульс />,кА2▪с, определяется по формуле
/>, (24)
Тогда по формуле (24)
/> кА2▪с
Расчетный тепловой импульс />,кА2▪с, находится по формуле
/>, (25)
где tотк = tр.з +tотк, в =0,06+0,01 =0,07 с;
Та – постоянная времени. По уч. Рожковой ([…] – с. 190)Та = 0,2 с.
Тогда по формуле (25)
/> кА2▪с
40 кА2▪с
Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.
Таблица 7 – технические данные выключателя
Тип
выкл-ля
U ном
кВ
I ном
А
I отк
ном
I дин
кА
i дин
кА
I тер
кА
t тер
кА
t отк
выкл.
Собств.
время B% ВГУ 220 220 2000 50 56 143 56 3 0,06 0,07 47
5.5 Выбор разъединителя, установленного в распределительном устройстве220 кВ
Выбор разъединителя производим по следующим параметрам:
· понапряжению установки />
· подлительному току />
· поконструкции, роду установки.
Из п. 6.4.1 (ПЗ) расчетный продолжительный ток равен /> А.
В соответствии с этим выбирается разъединитель для наружной установкитипа РНД-220/1000: Iном =1000 А; Uном = 220 кВ; iпр, с = 100 кА, Iтер = 40 кА, tтер =3 с.
Данный разъединитель удовлетворяет условиям выбора.
Проверка разъединителя:
Расчетные токи КЗ берутся из сводной таблицы токов КЗ (табл. 6ПЗ).
Разъединители также как и выключатели не попадают под суммарныйток, следовательно проверка разъединитель производится по наиболее тяжеломурежиму (по наибольшему из двух токов):
/>кА, />кА,
/>кА, /> кА.
1. на электродинамическую стойкость разъединитель проверяется попредельным сквозным токам КЗ:
/> или />
/> кА; /> кА.
/>кА; />кА,
12,15 кА
2. на термическую стойкость разъединитель проверяется по тепловомуимпульсу КЗ:
/>(/>),
По формуле (24)
/> кА2▪с
По формуле (25)
/> кА2▪с
/> кА2▪с кА2▪с –условие выполняется
Выбранный разъединитель типа РНД-220/1000 удовлетворяет всемусловиям проверки.
Таблица 8 – технические данные разъединителяТип Разъединителя
U ном
кВ
I ном
А
I пр с
кА
i пр с
кА
I тер
кА
t тер
кА РНД – 220 /1000 220 1000 100 100 40 3
5.6 Выбор выключателя, установленного в распределительном устройствесобственных нужд
Выбор выключателя производится по следующим параметрам:
· понапряжению установки />
· подлительному току />
· поотключающей способности.
Расчетным является резервный трансформатор собственных нужд,следовательно ток продолжительного режима/>,А, определяется для цепи ПРТСН из следующего выражения
/> (26)
Тогда по формуле (26)
/> А
Максимальный ток продолжительного режима />, А, определяется по формуле
/> (27)
Тогда по формуле (27)
/> А
В РУ с.н. выбирается воздушный выключатель ВБЭ-10–20/630. Данныйвыключатель удовлетворяет условиям выбора.
Расчетные токи КЗ принимаются из сводной таблицы токов КЗ (табл. 6ПЗ).
Выключатели, установленные на РУ с.н., при КЗ попадают не подсуммарный ток короткого замыкания от генератора и от электродвигателей, атолько под один из них. Таким образом, проверка выключателя производится понаиболее тяжелому режиму (по наибольшему из двух токов):
/> кА, /> кА,
/> кА, />кА,
Проверка выключателя
1. насимметричный ток отключения по условию:
/>
/> кА, /> кА
/> кА кА,– условие выполняется
2. навозможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
/>
По уч Рожковой ([…] – с. 296, рис. 4.54) определяетсянормированное относительное содержание апериодической составляющей βНвыключателя
ВБЭ-10–20/630:
для τ=tс.в +0,01= 0,05+ 0,01= 0,06 с βН ≈50%,
Тогда по формуле (23)
/> кА
/>кА,
/> кА кА– условие выполняется.
3. наэлектродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквознымтокам КЗ:
/> или />
/> кА, />кА,
9,7 кА
/>кА, />кА,
23,3 кА
4. натермическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу КЗ:
/> (/>),
tтер = 3 c, /> кА,
Тогда по формуле (24)
/> кА2▪с
По формуле (25)
/> кА2▪с
8,47 кА2▪с
Выбранные выключатели на собственные нужды станции удовлетворяютвсем условиям проверки.
Таблица 9 – технические данные выключателя
Тип
выкл-ля
U ном
кВ
I ном
А
I отк
ном
%
I дин
кА
i дин
кА
I тер
кА
t тер
кА
t отк
выкл.
Собств.
время ВБЭ-10–20/630 10 630 20 50 51 40 20 3 0,05 0,04
5.7 Выбор выключателя, установленного в генераторном распределительномустройстве 10 кВ
Выбор выключателя производится по следующим параметрам:
· понапряжению установки />
· подлительному току />
· поотключающей способности.
Расчетный ток продолжительного режима />,А, определяется по наиболее мощному присоединению, в данном случае генераторТВФ-63 мощностью 63 МВТ, рассчитывается по формуле (22)
Тогда по формуле (22)
/> А
Расчетные токи КЗ принимаются из сводной таблицы токов КЗ (таблицы6 ПЗ):
Выключатели, установленные на РУ, при КЗ попадают не под суммарныйток короткого замыкания от генератора и от объединенной энергосистемы, а толькопод один из них. Таким образом, проверка выключателя производится по наиболеетяжелому режиму (по наибольшему из двух току):
/>кА, />кА,
/>кА, /> кА.
Таким образом выбирается маломасляный выключатель МГУ-20–90 (ном.напряжение 20 кВ, ном. ток 6300 А).
Проверка выключателя
1. насимметричный ток отключения по условию:
/>
/>кА кА,– условие выполняется
2. навозможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
/>
Нормированное содержание апериодической составляющей βНпо паспорту составляет 20%.
Номинальное значение апериодической составляющей тока />, кА, на которую рассчитанвыключатель находится из выражения (23)
Тогда по формуле (23)
/> кА
/>кА,
16,05 кА
3. наэлектродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквознымтокам КЗ:
/> />
/>кА, />кА,
/>кА;/>кА,
48,7 кА
4. натермическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу КЗ:
/> (/>),
tтер = 4 c,
/>кА,
Допустимый тепловой импульс />,кА2▪с, определяется по формуле (24)
Тогда по формуле (24)
/> кА2▪с
Расчетный тепловой импульс />,кА2▪с, находится по формуле (25)
где tотк = tр.з +tотк, в =0,2+0,01 =0,21 с;
Та – постоянная времени. По уч. Рожковой ([…] – с. 190)Та = 0,035 с.
Тогда по формуле (25)
/> кА2▪с
581 кА2▪с
Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.
Таблица 10 – технические данные выключателя
Тип
выкл-ля
U ном
кВ
I ном
А
I отк
ном
%
I дин
кА
i дин
кА
I тер
кА
t тер
кА
t отк
выкл.
Собств.
время МГУ-20–90 20 6300 90 20 105 300 87 4 0,2 0,15
5.8 Выбор разъединителя, установленного в генераторном распределительномустройстве 10 кВ
Выбор разъединителя производим по следующим параметрам:
· понапряжению установки />
· подлительному току />
· поконструкции, роду установки.
Из п. 6.7.1 (ПЗ) расчетный продолжительный ток равен /> А.
В соответствии с этим выбирается разъединитель для внутренней установкитипа РВР-20/6300: Iном =6300 А; Uном = 20 кВ; iпр, с = 100 кА, Iтер = 40 кА, tтер =3 с.
Данный разъединитель удовлетворяет условиям выбора.
Проверка разъединителя
Расчетные токи КЗ берутся из сводной таблицы токов КЗ (табл. 6ПЗ).
Разъединители также как и выключатели не попадают под суммарныйток, следовательно проверка разъединитель производится по наиболее тяжеломурежиму (по наибольшему из двух токов):
/>кА, />кА,
/>кА, /> кА.
1. на электродинамическую стойкость разъединитель проверяется попредельным сквозным токам КЗ:
/> или />
/> кА; /> кА.
/>кА; />кА,
48,7 кА
2. на термическую стойкость разъединитель проверяется по тепловомуимпульсу КЗ:
/>(/>),
По формуле (24)
/> кА2▪с
По формуле (25)
/> кА2▪с
/> кА2▪с кА2▪с –условие выполняется.
Выбранный разъединитель типа РВР-20/6300 удовлетворяет всемусловиям проверки.
Таблица 11 – технические данные разъединителяТип Разъединителя
U ном
кВ
I ном
А
I пр с
кА
i пр с
кА
I тер
кА
t тер
кА РВР – 20 / 6300 20 6300 260 260 100 4
6. Выбор измерительныхтрансформаторов тока и напряжения
6.1 Трансформаторы тока выбираются на РУ ВН 220 кВ в тех же случаях,что и выключатели. Они устанавливаются во всех цепях кроме обходного ишиносоединительного выключателей. Трансформаторы тока встраиваются в стену здания.
Трансформаторы тока выбираются исходя из следующих условий:
· понапряжению установки />
· потоку />
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки,так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
· поконструкции и классу точности;
Проверка трансформаторов тока производится:
·наэлектродинамическую стойкость
/> или />
где iу – ударный ток КЗ по расчету;
КЭД – кратность электродинамической стойкости покаталогу;
I1ном – номинальный первичный ток трансформатора тока;
iдин – ток электродинамической стойкости.
Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяетсяустойчивостью самих шин РУ, вследствие этого такие трансформаторы тока по этомуусловию не проверяются;
·натермическую стойкость
/>; />
где Вк– тепловой импульс по расчету;
КТ – кратность термической стойкости по каталогу;
tтер – время термической стойкости по каталогу;
Iтер – ток термической стойкости.
·назагрузку вторичной обмотки ТА
Z2≤Z2ном,
где Z2 – вторичная нагрузка ТА;
Z2ному – номинальная допустимая нагрузка ТА в выбранном классе точности.
Вторичная нагрузка />, Ом,состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходногосопротивления контактов и определяется по формуле
/> (28)
Сопротивление приборов />, Ом,определяется по выражению
/>, (29)
где SПРИБ – мощность, потребляемая приборами;
I2 – вторичный номинальный ток прибора.
Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборахи 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводовзависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранномклассе точности, необходимо выдержать условие
/>
откуда сопротивление соединительных проводов />, Ом, определяется повыражению
/> (30)
Зная rпр, определяется сечение соединительных проводов /> мм2, по формуле
/> (31)
где ρ – удельное сопротивление материала провода;
Lрасч – расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторовтока.
6.2 Трансформаторы напряжения выбираются
· понапряжению установки />
· поконструкции и схеме соединения обмоток;
· поклассу точности;
· повторичной нагрузке S2∑≤Sном,
где Sном – номинальная мощность в выбранном классе точности, при этомследует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду,следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схемеоткрытого треугольника – удвоенную мощность одного трансформатора;
S2∑ – нагрузка всех измерительных приборов и реле,присоединенных к трансформатору напряжения, В▪А. Для упрощениярасчетов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда суммарнаянагрузка приборов />, ВА, будетопределяться из выражения
/> (32)
Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранномклассе точности, то устанавливается второй трансформатор напряжения, и частьприборов присоединяются к нему.
Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяетсяпо допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения оттрансформаторов напряжения до расчетных счетчиков должна быть не более 0,5%, адо щитовых измерительных приборов – не более 1,5% при нормальной нагрузке.
Сопротивление соединительных проводов />,Ом, определяется по формуле
/>, (33)
Сечение соединительных проводов />,мм2, определяется по формуле
/>, (34)
6.3 Выбор трансформатора тока и трансформатора напряжения для присоединенияизмерительных приборов в цепи РУ -220 кВ
Выбор трансформатор тока на РУ ВН
· понапряжению установки
/>
· потоку
/>
Расчетные токи в цепи распределительного устройства определяютсяпо формуле (22)
/> А
Трансформатор тока выбираем типа ТВ-220, так как он встроен в выключательВГБУ-220
Технические характеристики трансформатора тока ТВ-220:
Uном =220 кВ; I1ном =1500 А; S2ном =30; Iтер = 56 кА; iдин =143 кА;
tтер = 3 с;
Таблица 12 – технические данные трансформатора токаТип Uном I 1 ном I 2 ном i дин I тер i тер Z 2 ном трансфор-ра тока кВ А А кА кА кА ом ТВ-220 220 1500 5 143 56 3 1,2
Данный трансформатор тока удовлетворяет условиям выбора.
Проверка выбранного трансформатора тока
Расчетные токи КЗ для т. К1 берутся из сводной таблицы токов КЗ(табл. 6 ПЗ):
· наэлектродинамическую стойкость:
/>;
/>iу = 30,65 кА; iдин = 143 кА;
30,65 кА
· натермическую стойкость
/> или />
/> кА;
Тогда по формуле (24)
/> кА2▪с
По формуле (25)
/> кА2▪с
/>– условие выполняется
· назагрузку вторичной обмотки ТА:
Z2≤Z2ном,
Перечень необходимых измерительных приборов выбирается по уч. Рожковой([.] – с. 362, табл. 4.11),
Трансформаторы тока должны быть рассчитаны на присоединениеприборов СШ и отходящей линии.
Таблица 13 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТВ 220
Наименование
ИП Тип Нагрузка, В∙А Фаза А Фаза В Фаза С
1. суммирующий
ваттметр
2. амперметр х3
3. ваттметр
4. варметр
5. счетчик акт. энергии
6. счетчик акт. энергии
7. счетчик реак. энергии
Н-395
Э-335
Д-335
Д-335
САЗ-И674
САЗ-И674
САЗ-И674
10
0,5
0,5
–
2,5
2,5
–
0,5
0,5
0,5
2,5
2,5
2,5
10
0,5
–
0,5
–
2,5 ИТОГО: 13,5 9 16
Из таблицы 13 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазыС.
Сопротивление приборов определяется по выражению (29)
/> Ом
Номинальная нагрузка />, Ом,трансформаторов тока определяется по формуле
/> (35)
Тогда по формуле (35)
/> Ом
Сопротивление контактов принимается 0,1 Ом, так как число приборовболее трёх. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности,необходимо выдержать условие
/>
откуда допустимое сопротивление проводов находится по формуле (30)
/> Ом
Зная rпр, по формуле (31) определяется сечение соединительных проводов(принимается кабель с медными жилами, ориентировочной длины 100 м)
/> мм2.
Принимается медный кабель типа КВВГ-4 мм2.
Сопротивление принятого провода />,Ом, определяется по формуле
/> (36)
Тогда по формуле (36)
/> Ом
Откуда
/> – условие выполняется.
Таким образом выбранный трансформатор тока удовлетворяет условиюпроверки на загрузку вторичной обмотки.
Выбор трансформатора напряжения на РУ ВН
Условия выбора:
· понапряжению установки: />
· поконструкции и схеме соединения обмоток;
· поклассу точности;
· повторичной нагрузке: S2∑≤Sном.
Перечень необходимых измерительных приборов выбирается по уч. Рожковой([…] – с. 362, табл. 4.11).
Таблица 14 – нагрузка трансформаторов напряжения на РУ ВН Тип S одной обмотки, В∙А. Число обмоток
Cos
φ
Sin
φ Число приборов
Общая по-
требл-ая
мощность P, Вт Q, Вар
Сборные шины 220 кВ:
1. вольтметр
2. частотомер регистр.
3. вольтметр
регистр.
4. ваттметр
суммирующий
5 частотомер
6.синхроноскоп
7.вольтметр
синхронизации
Линии 220 кВ:
8. ваттметр
9. варметр
10.ЭПЗ-1636
11.ДФЗ
Э-379
Н-397
Н-393
Н-395
Э-362
Э-327
Э-335
Д-335
Д-335
2
7
10
10
1
10
2
1,5
1,5
45
10
1
1
1
2
1
1
1
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
2
5
5
4х3
4
2
7
10
20
2
10
4
15
15
540
40
–
–
–
–
–
–
–
–
–
-
- ИТОГО: 665 -
По формуле (33) находится
/>ВА
Выбирается три однофазных трансформатора напряжения типа НКФ-
-220–58У1. Выбранный трансформатор напряжения имеет номинальнуюмощность 400 В∙А в классе точности 0,5, таким образом три трансформатора напряжения,соединенные в звезду, имеют мощность 3∙400 = =1200 В∙А, что больше S2∑ =665 В∙А.
Выбранные трансформаторы напряжения будут работать в выбранномклассе точности 0,5.
Для соединения трансформаторов напряжения с ИП выбираются медныепровода по условию механической прочности типа КВВГ – 1,5 мм2.
Таблица 15 – технические данные трансформатора напряженияТип U 1 ном В U 2 ном В Класс точности
S ном, ф
В•А 400 НКФ – 220 -58 150 000/1,73 100/1,73 0,5
6.4 Выбор трансформатора тока и трансформатора напряжения для присоединенияизмерительных приборов в цепи ТСН
Выбор трансформатора тока в цепи ТСН
Условия выбора:
· понапряжению установки
/>
· потоку
/>
· поконструкции и классу точности;
Нормальный ток в цепи ПРТСН с расщепленной обмоткой определяетсяпо формуле (26)
/>А
Максимальный ток в цепи ПРТСН определяется по формуле (27)
/>А
В цепи ТСН устанавливается трансформатор тока типа ТЛШ-10.
Технические характеристики трансформатора тока типа ТЛШ-10:
Uном =10 кВ; I1ном =2000 А; Z2ном=0,8 Ом в классе точности0,5; Iтер. = 31,5; tтер = 3 с;
Таблица 16 – технические данный трансформатора токаТип Uном I 1 ном I 2 ном i дин I тер i тер Z 2 ном трансфор-ра тока кВ А А кА кА кА ом ТЛШ-10-У3 10 2000 5 - 31,5 3 0,8
Данный трансформатор тока удовлетворяет условиям выбора.
Проверка трансформатора тока:
· наэлектродинамическую стойкость шинные трансформаторы тока (ТЛШ-10) непроверяются, т. к. их электродинамическая стойкость определяетсяустойчивостью самих шин.
· натермическую стойкость
/>; />
КЗ на шинах с.н. ликвидируется отключением выключателей с.н. ПриКЗ на шинах с.н. трансформаторы тока попадают либо под ток КЗ со стороны ТСН,либо под суммарный ток КЗ от электродвигателей. Для расчета трансформатора токана термическую стойкость принимается больший ток:
/> кА
Тогда по формуле (25)
/> кА2▪с
По формуле (24)
/> кА2▪с
/>– условие выполняется
· назагрузку вторичной обмотки ТА:
Z2≤Z2ном,
Перечень необходимых измерительных приборов выбирается по уч.Рожковой ([…] – с. 362, табл. 4.11).
Таблица 17 – вторичная нагрузка трансформаторов тока в цепи ТСН
Наименование
ИП Тип Нагрузка, В∙А Фаза А Фаза В Фаза С
1. амперметр
2. ваттметр
3. счетчик активн. эн.
4. датчик акт. эн.
Э-335
Д-335
САЗ-
И680
Е-829
0,5
0,5
–
1,0
0,5
0,5
2,5
–
0,5
–
2,5
1,0 ИТОГО: 2,0 3,5 4
Из таблицы 17 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазыС.
Сопротивление приборов определяется по формуле (29)
/> Ом
Сопротивление контактов принимается 0,1 Ом, т. к. числоприборов более трёх. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классеточности, необходимо выдержать условие
/>
откуда допустимое сопротивление проводов определяется по формуле(30)
/> Ом
Зная rпр, определяется сечение соединительных проводов (принимается кабельс медными жилами, ориентировочной длины 6 м) по формуле (31)
/> мм2
По условиям механической прочности принимается медный провод типаКВВГ – 2,5 мм2.
Определяется сопротивление принятого провода по формуле (32)
/> Ом
Откуда
/> – условие выполняется.
Выбор трансформатора напряжения в цепи ТСН
Условия выбора:
· понапряжению установки: />
· поконструкции и схеме соединения обмоток;
· поклассу точности;
· повторичной нагрузке: S2∑≤Sном,
Перечень необходимых измерительных приборов выбирается по уч. Рожковой([…] – с. 362, табл. 4.11).
Таблица 18 – нагрузка трансформаторов напряжения в цепи ТСН
Наимено-
вание ИП
/>Тип S од – ной обмот-ки, В∙А. Число обмо-ток cosφ sinφ Число приборов
Общая по-
требл-ая
мощность P, Вт Q, Вар
1. ваттметр
2. счетчик
акт. эн.
3. датчик
акт. мощ.
4. вольтметр
Д-335
САЗ-
И680
Е-829
Э-350
1,5
3
10
2
2
2
–
1
1
0,38
1
0,925
1
1
1
2
3
6
10
4
–
14,5
–
– Итого: 23 14,5
По формуле (34) находится
/> ВА
Выбирается один трехфазный трансформатора напряжения типа ЗНОЛ-
0,6–10 У3 (Uном = 10000/Ö3). Выбранныйтрансформатор напряжения имеет номинальную мощность 75 В∙А в классе точности0,5, что больше
S2∑ =27,2 В∙А. Таким образом выбранные трансформаторынапряжения будут работать в классе точности 0,5.
Таблица 19 – технические данные трансформатора напряженияТип U 1 ном, В U 2 ном, В Класс точности S ном, ф В*А ЗНОЛ. 0,6 – 10У1 10 000/1,73 100/1,73 0,5 75
Для соединения трансформаторов напряжения с ИП выбираются медныепровода по условию механической прочности типа КВВГ – 1,5 мм2.
6.5 Выбор трансформатора тока и трансформатора напряжения дляприсоединения измерительных приборов в цепи РУ -220 кВ
Выбор трансформатор тока на ГРУ
· понапряжению установки
/>
· потоку
/>
Расчетные токи в цепи распределительного устройства определяютсяпо формуле (22)
/> А
Трансформатор тока выбираем типа ТШВ-15.
Технические характеристики трансформатора тока ТШВ-15:
Uном =15 кВ; I1ном =6000 А; S2ном =30; Iтер = 20 кА; tтер = 3 с;
Таблица 20 –технические данные трансформатора токаТип Uном I 1 ном I 2 ном i дин I тер i тер Z 2 ном трансфор-ра тока кВ А А кА кА кА ом ТШВ-15 15 6000 5 - 20 3 1,2
Данный трансформатор тока удовлетворяет условиям выбора.
Проверка выбранного трансформатора тока
Расчетные токи КЗ для т. К2 берутся из сводной таблицы токов КЗ(табл. 6 ПЗ):
· наэлектродинамическую стойкость не проверяется
· натермическую стойкость
/> или />
/> кА;
Тогда по формуле (24)
/> кА2▪с
По формуле (25)
/> кА2▪с
/>– условие выполняется
· назагрузку вторичной обмотки ТА:
Z2≤Z2ном,
Перечень необходимых измерительных приборов выбирается по уч. Рожковой([.] – с. 362, табл. 4.11),
Трансформаторы тока должны быть рассчитаны на присоединениеприборов СШ и отходящей линии.
Таблица 21 –Вторичная нагрузка трансформаторов тока ТШВ 15Прибор Тип Нагрузка В*А А В С 1. Амперметр Э-335 0,5 - - 2. Амперметр Э-335 - 0,5 - 3. Счётчик активной энергии САЗ-И680 2,5 - 2,5 4. Счётчик реактивной энергии СР4-И676 - 2,5 2,5 Итого 3 3 5
Из таблицы 21 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазыС.
Сопротивление приборов определяется по выражению (29)
/> Ом
Номинальная нагрузка />, Ом,трансформаторов тока определяется по формуле
/> (35)
Тогда по формуле (35)
/> Ом
Сопротивление контактов принимается 0,1 Ом, так как число приборовболее трёх. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности,необходимо выдержать условие
/>
откуда допустимое сопротивление проводов находится по формуле (30)
/> Ом
Зная rпр, по формуле (31) определяется сечение соединительных проводов(принимается кабель с медными жилами, ориентировочной длины 30 м)
/> мм2.
Принимается медный кабель типа КВВГ – 2,5 мм2.
Сопротивление принятого провода />,Ом, определяется по формуле (36)
Тогда по формуле (36)
/> Ом
Откуда
/> – условие выполняется.
Таким образом выбранный трансформатор тока удовлетворяет условиюпроверки на загрузку вторичной обмотки.
Выбор трансформатора напряжения на ГРУ
Условия выбора:
· понапряжению установки: />
· поконструкции и схеме соединения обмоток;
· поклассу точности;
· повторичной нагрузке: S2∑≤Sном.
Перечень необходимых измерительных приборов выбирается по уч. Рожковой([…] – с. 362, табл. 4.11).
Таблица 22 – технические данные трансформатора напряжения
/>
Таблица 23 –нагрузка трансформатора напряжения
/>
По формуле (32) находится
/>ВА
Выбирается три однофазных трансформатора напряжения типа ЗНОЛ –0,6–10, установленный на каждой секции. Выбранный трансформатор напряженияимеет номинальную мощность 75 В∙А в классе точности 0,5, таким образомтри трансформатора напряжения, соединенные в звезду, имеют мощность 3∙75= =225 В∙А, что больше S2∑ =28 В∙А.
Выбранные трансформаторы напряжения будут работать в выбранномклассе точности 0,5.
Для соединения трансформаторов напряжения с ИП выбираются медныепровода по условию механической прочности типа КВВГ – 1,5 мм2.
7. Выбор токоведущих частей ТЭЦ
7.1 Основное электрическое оборудование электростанций (генераторы,трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели,разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которыеобразуют токоведущие части электрической установки.
Токоведущие части на КЭС от выводов генератора до силовоготрансформатора и отпайка к трансформатору собственных нужд выполняютсякомплектным пофазно-экранированным токопроводом. Соединение силовыхтрансформаторов с РУ осуществляется гибкими токопроводами. Ошиновка ВН такжевыполняется гибкими токопроводами.
7.2 Выбор сборных шин 220 кВ.
Согласно ПУЭ сборные шины по экономической плотности тока не выбираются,поэтому сечение принимается по допустимому току при максимальной нагрузке нашинах, равному току наиболее мощного присоединения, в данном случае линия спропускной способностью />.Нормальныйток в цепи генератора находится по формуле (22)
/> А
По справочнику под ред. Неклипаева ([…] – с. 428, табл. 7.35)принимается провод типа АС-300/39, d=24 мм, допустимый ток IДОП =710 А.
Проверка шин на схлестывание не производится, так как />кА.
Из сводной таблицы токов КЗ (табл. 6 ПЗ): />кА.
Проверка шин на термическое действие тока КЗ не производится, таккак шины выполняются голыми проводами на открытом воздухе (согласно руководящимуказаниям по расчеты токов коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов ипроводников по условиям короткого замыкания).
Проверка по условиям коронирования
Начальная критическая напряженность />,кВ/см, определяется по формуле
/>, (37)
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (длямногопроволочных проводов m = 0,82);
r0–радиус провода, см.
По формуле (37) определяется начальная критическая напряженность
/> кВ/см
Напряженность вокруг провода />,кВ/см, определяется по формуле
/>, (38)
где U – линейное напряжение, кВ;
DСР –среднее геометрическое расстояние между фаз, см.
При горизонтальном расположении фаз DСР = 1,26×D,
где D – расстояние между соседними фазами, см.
Тогда напряженность вокруг провода по формуле (38) равна
/> кВ/см
Здесь напряжение U принимается равным 242 кВ, т. к. на шинахэлектростанции поддерживается напряжение равное 1,1Uном.
Условие проверки:
1,07∙Е ≤ 0,9∙Е0;
1,07∙28,2 = 30,2 кВ/см
7.3 Выбор сборных шин ГРУ 10 кВ
Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются,поэтому выбор производится по допустимому току.
Наибольший ток в цепи генераторов и сборных шин определяется по формуле:
/> (39)
где /> — номинальнаямощность при загрузке генератора
U – номинальное напряжение на шинах
Тогда наибольший ток в цепи генераторов и сборных шин по формуле(39) равен:
/>А
Принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые 2 (125 х 55 х 6,5)мм² по уч. Рожковой ([.] – с. 625, табл. П3.5),/>. С учётом поправочного коэффициентана температуру 0,94 по уч. Рожковой ([.] – с. 627, табл. П3.8),
/>А, что меньше наибольшего тока, поэтомувыбираем шины 2 (150 х 65 х 7) по уч. Рожковой ([.] – с. 625, табл. П3.5)мм² сечением />мм²,/>А.
/>Проверка сборных шин на термическуюстойкость
По таблицы 6 ПЗ />кА,тогда расчетный тепловой импульс
/>, кА2▪с, находится поформуле (25)
где tотк = tр.з +tотк, в =0,2+0,01 =0,21 с;
Та – постоянная времени. По уч. Рожковой ([…] – с. 190)Та = 0,035 с.
Тогда по формуле (25)
/> кА2▪с
Минимальное сечение по условию термической стойкости по уч. Рожковой([.] –, табл. 3.90),
/> (40)
где /> – расчетныйтепловой импульс
C – значение функции, которое принимают по уч. Рожковой ([.] – с. 192,табл. 3.14).
Тогда по формуле (40)
/>мм², что меньше выбранного сечения />, следовательно, шинытермически стойки.
/> Проверка на механическую прочность
Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции,поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механическойконструкции.
Принимаем что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварнымшвом, тогда момент сопротивления />см3.При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчётную формулупринимаем по уч. Рожковой ([.] – с. 227, табл. 4.3).
/> (41)
где /> — ударный ток насборных шинах 10,5 кВ
/> – длина пролёта, которая принимается 2 м
/> — напряжение в материале шин отвзаимодействия фаз с учётом расположения шин
Тогда по формуле (41)
/>МПа
Проверим шины по условию
/>=/>МПа
поэтому шины механически прочны.
8. Выбор конструкции РУ
8.1 Типовой проект ОРУ-220 кВ разработан по схеме «с двумя рабочими иодной обходной системой шин» с использованием унифицированных железобетонных конструкций.Две рабочие сборные шины примыкают друг к другу, а обходная отнесена залинейные порталы. Выводы к трансформаторам пересекают две рабочие системы шин.Все выключатели размещаются в один ряд около второй сборной шины, что облегчаетих обслуживание. Перед выключателями имеется дорога для проезда ремонтныхмеханизмов, провоза оборудования. Соединения между выключателями и опорнымиизоляторами над дорогой выполнено жесткой ошиновкой. На всех ячейках установленыоднополюсные двухколонковые разъединители. Каждый полюс шинных разъединителейвторой системы шин расположен над проводами соответствующей фазы сборных шин.Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинныхразъединителей (развеску) непосредственно под сборными шинами и на этом жеуровне присоединить выключатели. Ошиновка ОРУ выполняется гибкимсталеалюминевым токопроводом. Большое количество портальных конструкцийвызывает необходимость производства работ на высоте, что затрудняет и удорожаетмонтаж. Грозозащита ОРУ осуществляется молниеотводами, установленными непосредственнона портальных конструкциях. Прокладка кабеля в пределах ОРУ принята в наземныхкабельных лотках.
9. Расчет схемызамещения
9.1 Расчет схемы замещения прямой последовательности
Расчет сопротивлений прямой последовательности производился впункте 5 (ПЗ), поэтому используются раннее полученные данные для дальнейшего расчета.
Составляется схема замещения прямой последовательности
/>
Рисунок 8 – Схема замещения прямой последовательности
9.2 Расчет схемы замещения нулевой последовательности
Расчет сопротивлений нулевой последовательности
Сопротивление энергосистемы /> определяетсяпо формуле
/>, (42)
где /> — сопротивлениеэнергосистемы прямой последовательности.
Тогда по формуле (42)
/>,
/>
Сопротивление параллельных линий /> определяетсяпо формуле:
/>, (43)
где/> — сопротивлениелинии прямой последовательности.
Тогда по формуле (43)
/>,
Сопротивление одиночных линий /> определяетсяпо формуле
/>, (44)
где /> — сопротивлениелинии прямой последовательности.
Тогда по формуле (44)
/>,
/>
Сопротивление трансформаторов на подстанциях /> определяется по формуле
/>, (45)
где />-сопротивлениятрансформатора прямой последовательности.
Определяется сопротивление обмоток трансформаторов подстанции 1 поформуле (45)
/>,
/>
Сопротивление обмоток трансформаторов подстанции 2 определяется поформуле (45)
/>,
/>
Сопротивление трансформаторов связи ТЭЦ определяется по формуле(45)
/>,
/>
Сопротивление блочных трансформаторов ТЭЦ определяется по формуле(45)
/>,
В схеме замещения нулевой последовательности генераторы не учитываются,т. к. они не имеют связей с землей, учитываются лишь те элементы, которыеимеют связь с землей, а именно: энергосистемы, линии и трансформаторы сзаземленной нейтралью.
Для уменьшения токов однофазного короткого замыкания на землючасть блочных трансформаторов и трансформаторов ПС разземляется. Разземлятьможно не более половины нейтралей трансформаторов.
Составляется схема замещения нулевой последовательности
/>
Рисунок 9 – Схема замещения нулевой последовательности
10. Расчет токовой отсечки
10.1 Для расчёта токовой отсечки необходимо схему замещения прямойпоследовательности преобразовать относительно расчётной линии (W1).
При преобразовании схемы не учитываются сопротивления тупиковыхподстанций, так как они не подпитывают точку короткого замыкания (трёхфазного).
10.2 После всех упрощений схему замещения принимает удобный для расчетоввид, показанный на рисунке 10:
/>
Рисунок 10
10.3 Получается следующая схема для расчёта токовой отсечки, показаннаяна рисунке 11:
/>
Рисунок 11
10.4 На линиях с двух сторонним питанием отсечка устанавливается с обеихсторон. Для её расчёта необходимо знать, как изменяется ток КЗ по линии от системы1 и от системы 2.
Селективность отсечки достигается отстройкой от 3 Х режимов:
отмаксимального тока КЗ в конце линии:
для первого комплекта – это ток IC1К2;
для второго комплекта – это ток IС2К1;
2 отстройка от тока КЗ за спиной защиты:
для первого комплекта – это ток IС2К1;
для второго комплекта – это ток IC1К2;
отстройкаот качаний.
Качание – это ненормальный режим, возникающий на линиях с 2Хсторонним питанием после отключения КЗ на смежном участке. При этом токпериодически увеличивается и уменьшается.
Расчётным для определения тока срабатывания отсечки является наибольшийиз трёх токов.
10.5 Определяются расчётные токи КЗ. Для этого в начале определяетсябазовый ток />, при />по формуле (14)
/> А
Определяются расчетные токи КЗ:
/> А,
/> А,
/> А
10.6 Определяется ток срабатывания отсечки того комплекта защит,который устанавливается со стороны шин ТЭЦ, это первый комплект защит.
Ток срабатывания отсечки />,А, определяется отстраивается от максимального тока /> Апо формуле
/>, (46)
где /> — коэффициентотстройки, равный 1,3,
/> — максимальный ток качания.
Ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального тока /> А и по формуле (46) равен
/> А
10.7 Определяется ток КЗ в начале линии IС1К1
/> А
10.8 Проверка чувствительности защиты при КЗ в начале линии
Чувствительность защиты /> определяетсяпо формуле
/>, (47)
где /> — трехфазный токКЗ, А,
/> — ток срабатывания защиты.
Тогда по формуле (47) проверяется чувствительность защиты при КЗ вначале линии
/>, что больше 1,2
Токовая отсечка первого комплекта защиты по чувствительности проходит.
10.9 Выбор реле токовой отсечки
Для выбора реле необходимо рассчитать ток срабатывания реле.
Ток срабатывания реле />, А,определяется по формуле
/>, (48)
где /> — токсрабатывания защиты, А,
/> – коэффициент трансформации трансформаторатока, принятый 1000/5.
Тогда по формуле (48)
/> А
В соответствии с этим выбирается реле РТ-40/20 с параллельным соединениемкатушек.
11. Расчет земляной защиты
11.1 Для защиты линий от КЗ на землю (однофазных и двойных замыканийна землю) применяется защита, реагирующая на ток и мощность нулевойпоследовательности. Необходимость специальной защиты от КЗ на землю объясняетсятем, что этот вид повреждений является преобладающим, и защита, включаемая наток и напряжение нулевой последовательности, осуществляется более просто иимеет ряд преимуществ по сравнению с токовой защитой, реагирующей на фазныетоки.
Защита нулевой последовательности выполняется в виде токовых максимальныхзащит и отсечек как простых, так и направленных. Защиты от однофазных КЗвыполняются многоступенчатыми 2х, 3х или 4хступенчатыми, каждая ступень различная по чувствительности. Первая ступеньвсегда отсечка, выполняется без выдержки времени и должна быть отстроена оттока КЗ в конце линии. Последняя ступень – токовая защита с большейчувствительностью и большей выдержкой времени.
11.2 Используются упрощения из пункта 10 (ПЗ): конечная схема замещенияпрямой последовательности, показанной на рисунке 8 (ПЗ).
11.3 Схема замещения нулевой последовательности показана на рисунке 9(ПЗ). Данная схема замещения нулевой последовательности преобразуется кнаиболее простому виду относительно линии 1 (W1)
Схема замещения нулевой последовательности принимает вид, показанныйна рисунке 12 (ПЗ).
/>
Рисунок 12
11.4 Расчет первой ступени комплекта 1 защиты нулевой последовательности.Первая ступень земляной защиты отстраивается от тока КЗ на землю на шинах противоположнойподстанции.
/>
Рисунок 13 – Конечная схема замещения для расчета первой ступениземляной защиты
Расчет суммарного тока КЗ на землю в точке К1
Суммарный ток КЗ на землю />,А, определяется по формуле
/>, (49)
где Iб – базовый ток, А,
/> — результирующее сопротивление прямойпоследовательности,
/> — результирующее сопротивление нулевойпоследовательности.
/>,
/>
Тогда суммарный ток КЗ на землю в точке К1 при Iб =2513 А (из пункта 11.5ПЗ) по формуле (49) равен
/>кА
Расчетсуммарного тока КЗ на землю в точке К2 />
/>,
/>
Тогда суммарный ток КЗ на землю в точке К2 при Iб =2513 А (из пункта 11.5ПЗ) по формуле (49) равен
/>кА
Определяется 3I0, протекающий по линии:
при КЗ в точке К1
/> А
при КЗ в точке К2
/> А
/>
Рисунок 14 – Схема замещения при расчете первой ступени землянойзащиты
Определяется ток срабатывания первой ступени зашиты комплекта (1)и комплекта (2) по формуле (47)
/> А,
/> А
Проверка коэффициента чувствительности первой ступени землянойзащиты по формуле (48)
/>
Первая ступень земляной защиты проходит по коэффициенту чувствительности.
11.5 Расчет второй ступени комплекта 1 земляной защиты
Расчет первой ступени третьего комплекта.
/>А
/>
Рисунок 15
Согласование второй ступени комплекта 1 с первой ступеньюкомплекта 3.
/>
/>А
Проверка коэффициента чувствительности второй ступени землянойзащиты по формуле (48)
/>
Вторая ступень земляной защиты проходит по коэффициенту чувствительности.
11.7 Расчет четвертой ступени комплекта (1) земляной защиты
Четвертая ступень земляной защиты отстраивается:
оттока небаланса в нулевом проводе ТА при трехфазном КЗ за трансформатором ПС.
Отстройка от тока небаланса в нулевом проводе при 3-х фазном КЗ затрансформатором.
Расчетная схема показана на рисунке 16 (ПЗ).
/>
Рисунок 16
Ток трехфазного короткого замыкания на низкой стороне трансформаторасвязи равен
/> А
Ток небаланса />, А,определяется по формуле
/>, (50)
где /> — коэффициентнебаланса, равный 0,05,
/> — ток трехфазного КЗ за трансформатором.
Тогда по формуле (50)
/> А
Ток срабатывания защиты (4) комплекта/>,А, определяется по формуле
/>, (51)
где /> — коэффициентотстройки, равный 1,25,
/> — ток небаланса, А.
Тогда по формуле (51)
/> А
Отстройка от тока небаланса в нулевом проводе при 3-х фазном КЗ затрансформатором.
/>
Рисунок 17
Ток трехфазного короткого замыкания на низкой стороне трансформатораравен
/> А
Тогда по формуле (50)
/> А
По формуле (51)
/> А
Коэффициент чувствительности определяется по формуле
/> (52)
Тогда по формуле (52)
/>, что больше 1,5
Выбирается наибольший ток срабатывания защиты IV ступени комплекта (1)
/> А
11.8 Определяются токи срабатывания реле
/> />
12. Расчет дистанционной защиты
12.1 В распределительных сетях высокого напряжения дистанционныезащиты линий от междуфазных коротких замыканий используются в тех случаях,когда конфигурация сети и требования быстродействия и чувствительности непозволяют применять более простые максимальные токовые или направленные токовыезащиты.
Дистанционные защиты выполняются многоступенчатыми, причём прикоротком замыкании в первой зоне, охватывающей 80–85% длины защищаемой линии,обеспечивается отключение без дополнительной выдержки времени, а при короткомзамыкании в последующих зонах выдержка времени защиты увеличивается по мереудаления места КЗ от места установки защиты.
12.2 Для расчёта дистанционной защиты в начале выбирается марка проводалиний. Для выбора марки провода определяется переток мощности по одной линии.По справочнику Неклепаева ([…] – с. 21, табл. 1.20) пропускная способностьлинии 220 кВ составляет 100–200 МВт. С учетом возможности расширения ТЭЦпринимается пропускная способность линии 220 кВ 160 МВт.
Полная мощность перетока по линии />,МВА, определяется по выражению
/>, (53)
где /> — пропускнаяспособность линии, МВт,
/> — коэффициент мощности.
Тогда по формуле (53)
/> МВА
Ток, передаваемый по одной линии />,А, определяется по формуле
/>, (54)
где /> — полная мощностьперетока по линии, МВА,
/> — среднее напряжение, кВ.
Тогда при /> кВ, поформуле (54)
/> А
По справочнику Неклепаева ([…] – с. 428, табл. 7.35)выбирается провод марки АС 300/39. Технические данные провода: Iдоп=710 А, r0=0,096 Ом/км; x0 =0,424 Ом/км.
Полное удельное сопротивление линий />,Ом/км, определяется по формуле
/> (55)
Тогда по формуле (55)
/> Ом/км
Сопротивлений линии />, Ом, вименованных единицах определяется по формуле
/>, (56)
где /> — длина линии,км,
/> — удельное сопротивление линии, Ом/км.
Тогда по формуле (56) определяются сопротивления необходимых длярасчета линий в именованных единицах
/>Ом,
/>Ом
12.3 Расчет первой ступени дистанционной защиты
Сопротивление срабатывания первой ступени дистанционной защитывыбирается из условия отстройки от КЗ на шинах ПС, примыкающей кпротивоположному концу линии. Время срабатывания первой ступени
t1 =0,1 с.
Сопротивление срабатывания первой ступени дистанционной защиты />, Ом, определяется поформуле
/>, (57)
где 0,85 – коэффициент, учитывающий погрешность замера, используетсядля обеспечения селективности работы первой ступени защиты;
/> – полное сопротивление первой линии.
Тогда по формуле (57)
/> Ом
12.4 Расчёт второй ступени дистанционной защиты
Для расчёта второй ступени дистанционной защиты первого комплектанеобходимо её отстроить от первых ступеней защит (3), и от сопротивленияотносительно точки КЗ за трансформатором ПС.
Отстройка от первой ступени комплекта (3)
Расчетная схема показана на рисунке 18 (ПЗ).
/>
Рисунок 18
Сопротивление срабатывания защиты />,Ом, в данном случае определяется по формуле
/>, (58)
где /> – коэффициенттокораспределения, равный
/>
/> — сопротивления расчетных линий, берутсяиз расчетов пункта 13.2.1 (ПЗ),
0,66 – электрический коэффициент, получившийся в результатепрактических расчётов.
Тогда по формуле (59)
/> Ом
Отстройка от трёхфазного КЗ за трансформатором ПС
Расчетная схема показана на рисунке 19 (ПЗ).
/>
Рисунок 19
Сопротивление срабатывания защиты />,Ом, в данном случае определяется по формуле
/>, (59)
/> — сопротивление расчетной линии, беретсяиз расчетов пункта 13.2.1 (ПЗ),
/> – полное сопротивлениеавтотрансформатора.
Тогда по формуле (59)
/>
Выбирается наименьшее сопротивление уставки
/> Ом
Проверка чувствительности второй ступени
Чувствительность защиты определяется по формуле
/>, (60)
где /> — сопротивлениесрабатывания защиты,
/> — сопротивление расчетной линии вименованных единицах.
Тогда по формуле (60)
/>, что больше 1,25,
следовательно, вторая ступень первого комплекта ДиЗ почувствительности проходит.
12.5 Расчёт третьей ступени дистанционной защиты
Сопротивление срабатывания третьей ступени дистанционной защитывыбирается из условия отстройки от максимального тока нагрузки ЛЭП с учётомсамозапуска двигателей потребителей.
Сопротивление срабатывания третьей ступени />Ом, рассчитывается поформуле
/> (61)
где КН – коэффициент надёжности, принимается равным1,2,
КВ – коэффициент возврата, принимается равным 1,05 –1,1,
ФЛ = 80 – угол максимальной чувствительности,
ФРАБ = 26 – угол нагрузки,
/> — сопротивление самозапуска двигателейпотребителей.
Сопротивление самозапуска />,Ом, определяется по формуле
/>, (62)
где UМИН = (0,8 – 0,9) UНОМ,
КСЗП = 1,5 – 2,0 – коэффициент самозапуска,
IРАБ.max=Iдоп.Л =502,35 А.
По формуле (62)
/> Ом
Тогда по формуле (63)
/> Ом
Проверка чувствительности третьей ступени дистанционной защитыпроводится при КЗ на шинах в конце резервной зоны
При КЗ в конце линии W1
Чувствительность защиты определяется по формуле
/> (64)
где /> — сопротивлениена зажимах реле III ступени в указанном режиме,
/> — сопротивление срабатывания защиты.
Сопротивление на зажимах реле III ступени в указанномрежиме />, Ом, определяется поформуле
/>, (65)
где /> — сопротивлениярасчетных линий, берутся из расчетов пункта 13.2.1 (ПЗ),
КТ = 0,35 (из расчетов пункта 13.4.3 ПЗ).
По формуле (65)
/> Ом
Тогда по формуле (64)
/>, что больше 1,2
12.6 Определяются уставки на реле
/> />
/> Ом,
/> Ом,
/> Ом,
В качестве дистанционной защиты используется типовая панель ЭПЗ –1636.
13. Расчет высокочастотной дифференциальной фазной защиты линии
13.1 Любая высокочастотная защита состоит из двух полукомплектов,установленных по концам линии. Каждый полукомплект включает релейную часть ивысокочастотную часть.
Релейная часть фиксирует факт КЗ. ВЧ часть определяет, гденаходится КЗ: на линии или за ней.
ВЧ защиты являются абсолютно селективными и применяются в техслучаях, когда по условиям устойчивости требуется отключить КЗ без выдержкивремени в пределах всей линии.
При КЗ происходит обмен ВЧ сигналами: разрешающими или блокирующими.Как правило используются блокирующие сигналы, т. к. при нарушении ВЧ каналаэто не приводит к отказу защиты.
Принцип ВЧ ДФЗ основан на сравнении фаз токов по концам защищаемойлинии. При этом фаза тока считается положительной, если ток направлен из шин влинию, и отрицательной – если от линии к шинам.
При внешнем КЗ токи I1 и I2, замеряемые по концам линии всегда будутнаходиться в противофазе, т.е. разница углов /> и/> примерно равна 1800.
При КЗ в зоне оба тока имеют положительное направление. Фазы токовпримерно одинаковые.
По величине разности фаз можно судить о том, находится ли данноеКЗ в зоне защищаемой линии или за её пределами. Сравнение фаз осуществляется спомощью обмена ВЧ сигналами. Для этого используется принцип манипуляции,который является главной отличительной особенностью ВЧ ДФЗ.
Манипуляция заключается в том, что генерация ВЧ импульсовразрешается в положительный полупериод промышленного тока.
Орган манипуляции управляет работой ВЧ генератора.
Защита состоит из двух полукомплектов, при КЗ запускаются оба ВЧГ.Действие защиты основано на анализе суммарного сигнала этих ВЧГ. При внешнем КЗгенераторы по концам линии работают в разные полупериоды промышленного тока.Поэтому результирующий ВЧ сигнал будет сплошным и заблокирует защиту. При КЗ взоне оба генератора работают в одни и те же полупериоды. Результирующий ВЧсигнал будет содержать паузы. Паузы приводят к срабатыванию защиты.
13.2 Исходная расчетная схема показана на рисунке 20 (ПЗ)
/>
Рисунок 20
13.3 Схемы замещения прямой и нулевой последовательности показаны нарисунках 21 и 22 (ПЗ) соответственно.
/>
Рисунок 21
/>
Рисунок 22
13.4 Проверка необходимости установки защиты ВЧ ДФЗ
Условие проверки
/> (66)
Находятся токи трехфазного короткого замыкания в точках К1 и К2
/> А,
/> А
Остаточное напряжение />, кВ,определяется по формуле
/>, (67)
где /> — ток трехфазногокороткого замыкания,
/> — сопротивление расчетной линии вименованных единицах, берется из расчетов пункта 13.2.1 (ПЗ).
Тогда по формуле (67)
/> кВ,
/> кВ
Проверка необходимости установки защиты ВЧ ДФЗ производится поусловию (66)
/>,
/>,
/>,
/>
Так как условие (66) выполняется, то защита ВЧ ДФЗ устанавливаетсякак основная.
13.5 Расчет токов короткого замыкания, необходимых для дальнейших,расчетов произведен в таблице 24 (ПЗ)
Таблица 24Наименование Расчетная формула Значение при КЗ в т. К1 Значение при КЗ в т.К2
Результирующее сопротивление прямой последовательности
/>
/>
/>
Результирующее сопротивление нулевой последовательности
/>
/>
/>
Ток трехфазного короткого замыкания
/>;
/>
/>
Ток двухфазного короткого замыкания
/>;
/>
/>
Суммарный ток двойного замыкания на землю
/>
/>
/>
Часть тока IKΣ, протекающего по расчетной линии
/>;
/>
/> Ток обратной последовательности
/>;
/>
/> Суммарный ток однофазного КЗ
/>
/>
/>
Часть тока 3I0, протекающего по расчетной линии
/>;
/>
/> /> /> /> /> /> /> /> />
13.6 Расчет уставок пусковых реле
Расчет тока срабатывания реле пуска ВЧГ по условию отстройки отмаксимального тока линии
Ток срабатывания реле пуска ВЧГ />,А, определяется из выражения
13.7 Расчет уставок пусковых реле
Расчет тока срабатывания реле пуска ВЧГ по условию отстройки отмаксимального тока линии
Ток срабатывания реле пуска ВЧГ />,А, определяется из выражения
/>, (68)
где kH = 1,1 – коэффициент надежности,
kB = 0,85 – коэффициент возврата,
Iраб.max = Iдоп.Л — допустимый ток по линии.
Тогда по формуле (68)
/> А
Расчет тока срабатывания реле, пускающего цепь ВЧГ
Этот ток согласовывается по чувствительности с реле тока,действующим на пуск ВЧГ полукомплекта, установленным на противоположном концезащиты линии.
Ток срабатывания реле, пускающего цепь ВЧГ />, А, определяется извыражения
/>, (69)
где kC = 1,4 – коэффициент согласования,
/> — ток срабатывания реле пуска ВЧГ, А.
Тогда по формуле (69)
/> А
Расчет уставки фильтр-реле, действующего на пуск ВЧГ
Рассматривается возможность использования тока нулевойпоследовательности в пусковом органе.
Отстройка пускового реле от тока небаланса в максимально нагрузочномрежиме />, А, производится поформуле
/>, (70)
где kЗ = 2 – отношение тока срабатывания защиты отключенного реле к
току срабатывания пускового реле,
kH = 1,2 – коэффициент надежности,
kB = 0,4–0,5 – коэффициент возврата,
kI = 1000/5 – коэффициент трансформации,
/> — ток небаланса.
Ток небаланса />, А,определяется по формуле
/>, (71)
где k2.НБ = 0,02–0,03 – коэффициент небаланса,
Iраб.max = Iдоп.Л — допустимый ток по линии.
По формуле (71)
/> А
Тогда по формуле (72)
/> А
Принимается уставка по току нулевой последовательности /> А
Проверка возможности применения реле для действия при трехфазныхКЗ
Отстройка производится от минимального напряжения в максимальномнагрузочном режиме />, кВ, иопределяется по формуле
/>, (73)
где kН = 1,2 – коэффициент надежности,
kВ = 1,1 – коэффициент возврата.
Тогда по формуле (73)
/> кВ
Применяемость реле оценивается по выражению
/>, (74)
где IСРП — первичный ток срабатывания реле 1КА2,
ZЛ – сопротивление защищаемой линии,
kЧ.I = kЧ.U = 2 – наименьшиекоэффициенты чувствительности реле тока и напряжения при трёхфазном КЗ в конце линии.
Тогда по выражению (74)
/>,
/>
Так как условие не выполняется, то в качестве пускового органаприменяется реле сопротивления.
Расчет сопротивления срабатывания />,Ом, пускового реле сопротивления производится по формуле
/>, (75)
где kH = 1,2 – коэффициент надежности,
kB = 1,05 – коэффициент возврата,
/>=80 0 -угол максимальнойчувствительности.
/>. = 300 -уголнагрузки,
/> — минимальное рабочее сопротивление, Ом,определяется по выражению
/> (76)
Тогда по формуле (76)
/> Ом
По формуле (75)
/> Ом
Проверка чувствительности пускового реле сопротивления производитсяпо формуле (64)
/>, что больше 1,5,
следовательно, пусковой орган по чувствительности проходит.
13.8 Расчет органа манипуляции
Проверяется допустимость принятия значения kФ = 0, по условию обеспеченияпреимущественного сравнения фаз токов нулевой последовательности приповреждении защищаемой линии.
KФ = 6 – коэффициент фильтра манипуляции.
Расчетный коэффициент фильтра манипуляции /> определяется по формуле
/> (77)
где I1.расч и I2.расч – расчетные первичные токи прямой и нулевой последовательностипри несимметричном КЗ на не защищаемой линии,
/> — коэффициент чувствительности, равный1,5.
Двойное замыкание фаз на защищаемой линии у противоположной подстанции
Расчетные первичные токи прямой и нулевой последовательности принесимметричном КЗ на не защищаемой линии равны
/> А,
/> А
Тогда по формуле (77)
/>=3,6
Проверяется наличие на выходе фильтра манипуляции напряжения,достаточного для надежной манипуляции при несимметричных КЗ, по выражению
/>,
где I1min = 1,6 А – минимальный вторичный ток прямойпоследовательности на входе фильтра манипуляции, при котором обеспечиваетсянадежная манипуляция.
Проверка наличия на выходе фильтра манипуляции напряжения достаточногодля удачной манипуляции при симметричных КЗ, проверка производится для случаясимметричного КЗ у шин ПС на которой установлен рассматриваемый полукомплектзащит.
Расчетный коэффициент фильтра манипуляции /> определяется по формуле
/>, (78)
где /> — максимальныйток трехфазного замыкания, А,
fi=0.2 – погрешность ТА,
/> — коэффициент трансформации ТА, принятый1000/5.
/>
Тогда по формуле (78)
/>
14. Расчёт защиты генератора
14.1 Продольная дифференциальная токовая защита генератора блока отвнутренних коротких замыканий
Защита осуществляется с помощью реле типа РНТ-565 с насыщающимисятрансформаторами тока. Защита предусмотрена в трехфазном трехлинейномисполнении для возможности быстрого отключения двойных замыканий на землю, одноиз которых происходит в генераторе. Контроль исправности вторичных цепейтрансформаторов тока защиты не предусматривается.
Первичный ток срабатывания защиты Iсз выбирается по условиюотстройки от расчетного максимального тока небаланса при переходном режимевнешнего короткого замыкания или при асинхронном ходе, а также должноудовлетворять следующее условие, которое практически всегда является расчетным:
/> (79)
где: /> – номинальныйток генератора, который равен 7229 А.
/> – ток срабатывания защиты
Тогда по формуле (79)
/>
Определяем коэффициент чувствительности защиты:
/> (80)
где: I²к.з.мин. – ток металлического двухфазного короткогозамыкания на выводах генератора
Тогда по формуле (80)
/>что больше 2, следовательно защитадостаточно чувствительна.
14.2 Односистемная поперечная дифференциальная токовая защита генератора
Защита от коротких замыканий между витками одной фазы в обмоткестатора выполняется с помощью реле тока, приключенного к трансформатору тока,установленному в соедини между нейтралями параллельных ветвей обмотки статора.В цепях повышения надежности действия реле тока защиты присоединяется ктрансформатору тока через фильтр, предотвращающий попадание в реле высшихгармоник (реле типа РТ-40/Ф). Защита выполняется без выдержки времени Защитадействует на АГП и на останов турбины.
Ток срабатывания защиты должен быть больше максимального токанебаланса.
/>
Ввиду трудности определения величины тока небаланса на основаниинекоторых данных опыта эксплуатации ток срабатывания защиты может быть принятравным:
/>
При наладке должен быть произведен уточненный выбор уставкизащиты.
14.3 Максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения для />защиты от внешних короткихзамыканий
Защита устанавливается со стороны генераторного напряжения ивыполняется при помощи реле тока РТ-40 и реле напряжения РТ-54, подключаемого ктрансформатору напряжения в цепи генератора.
Рассчитываем ток срабатывания защиты:
/>, (81)
где:
/> — коэффициент надежности;
/> — коэффициент возврата реле РТ-40;
/> — номинальный ток генератора.
Тогда по формуле (81)
/>
устанавливается реле тока РТ-40/10.
Напряжение срабатывания минимального реле напряжения, включенногона междуфазные напряжения, определяется, исходя из условия обеспечения возвратареле после отключения внешнего короткого замыкания. Ориентировочно можнопринять:
/>/>
Чувствительность защиты определяется по току короткого замыкания вконце зоны резервирования.
/> />
Тогда по формуле (80)
/>что больше 1,2
/>
где: Uкз – междуфазное напряжение в месте установки защиты приметаллическом трехфазном коротком замыкании на стороне 230 кВ трансформатора.
/>
Защита достаточно чувствительна.
Ступенчатая токовая защита обратной последовательности от внешнихнесимметричных коротких замыканий и несимметричных перегрузок
На генераторах с непосредственным охлаждением обмотокустанавливаются ступенчатая токовая защита обратной последовательности. Защитавыполняется с использованием двух устройств фильтр-реле тока обратнойпоследовательности типа РТФ-7/1 и с дополнительной токовым реле рТ-40 и имеетчетыре отключающих ступени и одну ступень, действующую на сигнал.
Первая ступень защиты, предназначенная для ликвидации короткихзамыканий на выводах генератора блока, выполняется на дополнительном токовомреле РТ-40/0,6.
Вторая ступень защиты, предназначенная для действия при короткихзамыканиях за трансформатором, к которому подключено дополнительное реле.
Уставки по току I и II ступеней выбираются так, чтобы при двухфазномкоротком замыкании соответственно на выводах генератора и за трансформаторомблока в условиях сверхпереходного режима обеспечивалось действие защиты скоэффициентом надежности не ниже 1,2.
Для генератора ТВФ рекомендуются следующие уставки I и II ступеней (расчетыуточняются исходя из конкретных значений параметров генератора ТВФ-63–2).
I ступень />
II ступень />
Выдержки времени I и II ступеней должны устанавливаться равнымидопустимой для генератора длительности двухфазного короткого замыкания,определяемой с учетом переходного режима соответственно при повреждениях навыводах генератора и за трансформатором в случае работы на короткое замыкание генератора,отключенного от сети, когда токи обратной последовательности в его статореимеют наибольшее значение.
/>; />
Третья ступень защиты, предназначенная для отключения удаленныхнесимметричных коротких замыканий, а также для отключения несимметричныхрежимов, выполняется на грубом элементе устройства РТФ-7/I, используемого бездополнительного токового реле.
Уставки III ступени по току и времени для генератора ТВФпринимается равным 0,6Iном.ген. и />.
/>
Четвертая ступень, предназначенная для защиты генератора отнесимметричных режимов, выполняется на чувствительном элементе устройства РТФ-7/1,к которому подключено дополнительное реле. Сигнализация возникновениянесимметричного режима выполняется на чувствительном элементе устройства РТФ-7/1,используемого без дополнительного токового реле.
Уставка IV ступени по току выбрана равной /> генератора из расчетаобеспечения времени, необходимого персоналу для устранения несимметрии илиразгрузки генератора при действии сигнализации о несимметричной перегрузки неменее трех минут.
/>
Уставка IV ступени по времени для генераторов серии ТВФвыбрана равной 40 сек.
Уставка по времени на проскальзывающих контактах реле времени II, III и IV ступеней должны быть неменее 0,3–0,5 сек меньше уставок этих ступеней, выполняемых на упорныхконтактах этих реле времени.
Уставка по току сигнального элемента, принимается равной />номинального токагенератора.
/>
Защита напряжения нулевой последовательности от замыканий на землюна стороне генераторного напряжения
Защита от замыканий на землю на стороне генераторного напряжениявыполняется в виде защиты напряжения нулевой последовательности ипредусматривается с действием на сигнал с выдержкой времени.
Защита выполняется с помощью реле типа РН-53/60Д, присоединенногок трансформатору напряжения, соединенного в разомкнутый треугольник.
/>
В схеме предусмотрен вольтметр, предназначенный дляориентировочного выявления места замыкания на землю и для периодического замеранапряжения небаланса в нормальном рабочем режиме.
Защита от внешних коротких замыканий на землю в сети с большимтоком замыкания на землю.
Защита предназначена для резервирования отключения короткихзамыканий на землю на стороне трансформатора, примыкающей к сети с большимтоком замыкания на землю.
Защита подключается к трансформаторам тока, встроенным со сторонынейтрали силового трансформатора, и действует на отключение выключателя блока.
Защита имеет специальное исполнение, обеспечивающее надежностьработы трансформаторов на станции как с заземленной так и с незаземленнойнейтралью. Принята схема суммарной токовой защиты нулевой последовательности,как обладающая относительно большей чувствительностью, и по аналогии сзащитами, установленными на существующих трансформаторах связи. Пуск защиты,действующей на отключение блока при работе его трансформатора с незаземленнойнейтралью, обеспечивается путем подачи оперативного тока на общую для всехзащит станции шинку при действии токовых защит нулевой последовательноститрансформаторов, работающих с незаземленной нейтралью.
Ток срабатывания защиты выбирается из условия согласования почувствительности с защитами линий, отходящих от шин 220кВ.
Ввиду отсутствия проекта защиты линии 220кВ выбор уставок токовойзащиты нулевой последовательности от замыканий на землю в записке неприводится.
Максимальная токовая защита от симметричных перегрузок
Максимальная токовая защита от симметричных перегрузок выполнена сиспользованием тока одной фазы и действует на сигнал с выдержки времени. Защитавыполняется при помощи реле РТ-40 и устанавливается со стороны генератора.
Рассчитаем ток срабатывания защиты по формуле:
/> (82)
где:
/> – коэффициент надежности
/> – коэффициент возврата
/> — номинальный ток генератора
Тогда по формуле (82)
/>
Рассчитаем вторичный Ток срабатывания защиты по формуле
/> (83)
Тогда по формуле (83)
/>
Выбираем реле РТ-40/10
Защита от перегрузки ротора генератора
Для ограничения форсировки возбуждения во всех случаях, когдавозможные перегрузки ротора превышают допустимые, предусмотрена защита с реле,включенным через делитель напряжения и контролирующим напряжение ротора.
В качестве пускового органа используется реле РН-53/400. Защитадолжна быть постоянно включена при работе как на основном, так и на резервномвозбуждении. С первой (дополнительной) выдержкой времени защита действует на снятиефорсировки. Со второй (основной) выдержкой времени защита действует наотключение выключателя блока, на отключение АГП и на останов турбины.
Для генератора типа ТВФ, работающего с машинным возбуждением,обеспечивающим на защите напряжения без пульсации, уставка срабатывания реленапряжения с учетом коэффициента возврата и надежности и с учетом допустимой вусловиях эксплуатации перегрузки ротора, принимается порядка:
/>,
где />берется притемпературе 120ºС
/>
Конечная выдержка времени действия защиты, с которой происходитотключение выключателя генератора и гашения его поля, для генератора типа ТВФпринимается равной 30 сек. Выдержка времени на проскальзывающем контактереле времени, с которой защита действует на ограничение форсировки, />.
Защита от замыканий на землю в двух точках цепи возбуждения
Устройство защиты предназначено для действия на отключениетурбогенератора при замыканиях на землю (корпус) в двух точках цепивозбуждения. Защита предусматривается в одном комплекте на всю станцию,выполняемом переносным: устройство включается в работу только при появленииустойчивого короткого замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения. Используетсяустройство типа КЗР-2, предоставляющее собой четырехплечий мост споляризованными реле в его диагонали. Возникновение замыкания на землю вовторой точке обмотки возбуждения генератора приводит к нарушению равновесиямоста. Комплект КЗР-2 может быть использован для защиты цепей возбуждениясуществующих генераторов.
Устройство автоматического гашения поля (АГП).
Гашение поля генератора осуществляется разрывом одного полюса цепивозбуждения с переключением его на гасительное сопротивление без разрыва цепитока и с одновременным вводом сопротивления в цепь обмотки возбуждениявозбудителя.
15. Капиталовложения в строительство ТЭЦ
15.1 Абсолютные капвложения в строительство блочных ТЭЦ
К=(К/> + ∑К/>)*К/>
где: К/> – капиталовложенияв головной блок, тыс. руб.
∑К/> – суммакапиталовложений в каждый последующий блок, тыс. руб.
К/> – поправочныйкоэффициент на территориальный район строительства ТЭЦ.
В данном случае на ТЭЦ устанавливаются 2 турбина типа Т –110/120–130и 2 турбины типа ПТ – 135/165 –130, ПТ-100–130. Топливо – газ.
К=(40600*20+2*18800*20+26800*20+17270*20)*1,06=1733555,8 тыс. руб.
15.2 Удельные капвложения
Удельные капвложения позволяют определить стоимость одного киловатт– часа установленной мощности.
К/>=/> руб./кВт,
где К – абсолютная величина капитальных вложений, тыс. руб.;
N/> – установленнаямаксимальная мощность станции, тыс. кВт (МВт).
К/>=/>=2938,2 руб./кВт
16. Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции
16.1 Годовой отпуск пара из производственных отборов турбин
Д/>=∑Д/>*h/> т/год,
где ∑Д/> – часоваямаксимальная нагрузка из производственных отборов всех паровых турбин, т/ч
h/> – число часов использованиямаксимальной нагрузки, потребляемой из производственных отборов турбин, ч.
Д/>=(2*320+650)*4500=5805тыс. т/год
16.2 Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ для производственныхцелей составляет:
Q/>= Д/>*∆ι=2,6 Д/> ГДж/год,
где ∆ι=2,6 – разность энтальпии пара в производственномотборе и энтальпии возвращаемого конденсата, ГДж/т;
Д/> – годовой расходпара в производственные отборы всех паровых турбин, т/год.
Q/>=2,6*5805=15093 тыс.ГДж/год
16.3 Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин
Q/>=∑Q/>*h/> ГДж/год,
где h/> – число часовиспользования максимума отопительного отбора в зависимости от климатическогорайона
∑Q/> – суммарный часовойотпуск теплоты в отопительные отборы всех турбин, ГДж/ч
Q/>=(461*2+747*2)*6000=14496тыс. ГДж/год
16.4 Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ
Q/>= Q/> + Q/> ГДж/год,
где Q/> – годовой отпуск теплоты дляпроизводственных целей, ГДж/год;
Q/> – годовой отпуск теплотыдля отопительных целей, ГДж/год.
Q/>=15093+14496=29589 тыс.ГДж/год
17. Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции
17.1 Годовая выработка электрической энергии
W/>=/>W/>=∑N/>i*h/>i МВт*ч,
где N/>i- установленная расчётнаямощность турбин одного типа, принимается по номинальному значению для турбин сдвойным обозначением мощности, МВт;
h/>i – число часовиспользования установленной расчётной мощности, ч.
W/>=1364+1674+600=3638 тыс.МВт*ч
17.2 Расход электрической энергии на собственные нужды
W/>=/> W/> МВт*ч,
где К/>i- удельный расходэлектроэнергии на собственные нужды для каждого типа турбины, % (табл. 1приложение 6);
W/> – годовая выработкаэлектроэнергии каждым типом турбины, МВт*ч.
W/>=/>+/>+/>=410,5 тыс. МВт*ч.
Среднегодовой удельный расход электроэнергии на собственные нуждыв целом по ТЭЦ
К/>=/>100%.
К/>=/>100%=11,3%
17.3 Годовой расход электрической энергии собственных нужд,отнесённый на отпуск теплоты
W/>=/>Q/> МВт*ч
где /> – удельныйрасход электроэнергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты, кВт*ч/ГДж.
W/>=/>*29588*10=234,7 тыс.МВт*ч
17.4 Годовой расход электрической энергии собственных нужд,отнесённый на отпуск электрической энергии
W/>= W/> – W/> МВт*ч.
W/>=410,5–234,7=175,8 тыс.МВт*ч
18. Удельный расход электрической энергии
18.1 Удельный расход электроэнергии на собственные нужды,отнесённый на производство электрической энергии
схема теплоэлектроцентраль оборудование энергия
К/>=/>100%,
где W/> – расход электрическойэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии, МВт*ч;
W/> – годовая выработкаэлектроэнергии, МВт*ч.
К/>=/>100%=4,8%
18.2 Годовой отпуск электрической энергии с шин станции
W/>= W/> – W/> МВт*ч,
где W/> – годовая выработкаэлектроэнергии, МВт*ч;
W/> – расход электроэнергиина собственные нужды, МВт*ч.
W/>=3638–410,5=3227,5 тыс.МВт*ч
Р100/130: W/>=100*6000*(1-/>)=510тыс. МВт*ч
Т 100/130: W/>=220*6200*(1-/>)=1227,6тыс. МВт*ч
ПТ 135/1130: W/>=270*6200*(1-/>)=1489,9тыс. МВт*ч
18.3 Удельный расход Условного топлива на отпуск электроэнергии покаждому виду турбин
Р100/130: В/>=161г.у.т/кВт*ч
Т110/130: В/>=192г.у.т/кВт*ч
ПТ135/130: В/>= 222 г.у.т/кВт*ч
18.4 Удельный расход условного топлива в целом по ТЭЦ
В/>=/>/>=/>=201 г. у.т/кВт*ч
19. Годовой расход условного топлива
19.1 Годовой расход условного топлива на отпуск электрическойэнергии
В/>= В/>* W/> ту. т/год,
где В/> – удельныйрасход условного топлива по отпуску электроэнергии в целом по ТЭЦ, гу. т/кВт*ч;
W/> – годовой отпускэлектрической энергии с шин станции, МВт*ч.
В/>=0,201*3227,5=468,7тыс. ту. т/год
19.2 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты
В/>=/>Q/> ту. т/год,
где В/> – удельныйрасход условного топлива по отпуску теплоты, кгу. т/ГДж;
Q/> – годовой отпуск теплотыс коллекторов ТЭЦ, Гдж/год.
В/>=/>*29588=1242,7 тыс. ту. т/год
19.3 Годовой расход условного топлива в целом по ТЭЦ
В/>= В/> + В/> ту. т/год,
где В/>, В/> – годовой расход условноготоплива на отпуск электрической энергии и теплоты соответственно, ту. т/год.
В/>=648,7+1242,7=1891,4тыс. ту. т/год
19.4 Коэффициент полезного действия использования топлива
η/>=/>*100%.
где 3,6 – переводный эквивалент электрической энергии в теплоту,ГДж/МВт*ч;
W/> – годовой отпуск электрическойэнергии с шин станции, МВт*ч;
Q/> – годовой отпуск теплотыс коллекторов ТЭЦ, Гдж;
29,3 – удельная теплота сгорания условного топлива, ГДж/т;
В/> – годовой расходусловного топлива в целом по ТЭЦ, ту. т/год.
η/>=/>*100%=74,4%
19.5 Коэффициент полезного действия станции по отпускуэлектрической энергии
η/>=/>100 =/>100.
η/>=/>*100%=61,2%
19.6 Годовой расход натурального топлива на энергетические котлы тн.т./год
Вн =/>(1 + />) тн. т/год,
где Ву – годовой расход условного топлива в целом поТЭЦ, ту. т./год;
29330 – удельная теплота сгорания условного топлива, кДж/кг (29,3ГДж/т);
Q/> — удельная теплотасгорания натурального топлива, кДж/кг.
αпот – потери топлива в пути до станции назначенияв пределах норм естественной убыли, мазут – αпот=0%.
Вн =/>(1 + />) =1616 тн. т/год
20. Эксплуатационные расходы ТЭЦ
20.1 Топливо на технологические цели
И/>=Ц/> Вн тыс. руб./год
Ц/> – прейскурантнаяцена топлива,
Вн – годовой расход натурального топлива на энергетические котлы тн.т./год.
И/>=1000*1616=1616000тыс. руб./год
Цена одной тонны условного топлива
Ц/>=/> руб./ту. т.
где И/> – издержки насжигание топлива в энергетических котлах, тыс. руб./год;
В/> – годовой расходусловного топлива в целом по ТЭЦ, тыс. ту. т./год.
Ц/>=/>=854,4 руб./ту. т.
20.2 Вода на технологические цели
И/>=[α/>/>+α/>∑Д/>10/>+α/>N/>]+Пл./>N/> тыс. руб./год.
где α1 =0 – для мазута,
α2=50 – 60 руб. на 1 т суммарной часовойпроизводительности всех котлов;
α3=1 – 1.5 руб. на 1 кВт установленной мощностидля станций с поперечными связями.
В/> – расходнатурального топлива на энергетические котлы, тыс. т/год;
Д/> – номинальнаяпаропроизводительность всех установленных энергетических котлов, т/ч;
N/> – установленная(номинальная) мощность станции, МВт;
Пл./> – годоваяплата в бюджет за воду в зависимости от типа турбин и системы техническоговодоснабжения в расчёте на одну турбину, тыс. руб./год – количествоустановленных однотипных турбин.
И/>=(0*16,16+50*3400*10/>+40*590)+518*2+724*2 =26254тыс. руб./год.
20.3 Основная заработная плата производственных рабочих
U/>=α/>r/> N/>ЗП/>К/> тыс. руб./год
где α/>=0.65 – 0.75 –доля производственных рабочих в общей численности эксплуатационного персонала;
r/> – удельная численностьэксплуатационного персонала, чел./МВт;
r/>=r/>*N/> – численностьэксплуатационного персонала, чел.
N/> – установленная мощностьстанции, МВт;
ЗП/> — 1.4– 1.7 – средняя заработная плата одного производственного рабочего в год, тыс.руб./чел. год;
К/> – районныйкоэффициент оплаты труда.
U/>=0,7*0,56*590*100*1,15=26597,2тыс. руб./год
20.4 Дополнительная заработная плата производственных рабочих
И/>=(0.07–0.1) И/> тыс. руб./год
И/>=0,08*26597,2=2127,8тыс. руб./год
20.5 Отчисления на социальное страхование с заработной платыпроизводственных рабочих
И/>=0.26 (И/>+ И/>) тыс. руб./год.
И/>=0.26 (26597,2+2127,8)=7468,5тыс. руб./год.
20.6 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования
И/>=β*И/> тыс. руб./год.
где β=1.15 – 1.35 – коэффициент, учитывающий затраты натекущий ремонт и обслуживание оборудования.
И/> – амортизационныеотчисления по производственному оборудованию;
И/>=/>С/> тыс. руб./год.
где Н/>=7 – 8% – нормаамортизационных отчислений по производственному оборудованию;
С/> – стоимостьоборудования составляет 60–70% от капиталовложений в строительство ТЭЦ, т.е.
С/>=(0.6–0.7) К,тыс. руб./год.
С/>=0,6*1733555,8=1040133,4тыс. руб./год
И/>=/>*1040133,4=7801 тыс.руб./год
И/>=1,2*7801=9361,2тыс. руб./год
Цеховые расходы.
И/>=βИ/>тыс. руб./год.
И/>=0,09*9361,2=842,5тыс. руб./год
20.6 Общестанционные расходы
И/>=ЗП/>r/> К/> + γ(И/> + И/>) тыс. руб./год.
r/> – численностьадминистративно-управленческого персонала, чел.
r/>=6–7% r/> чел.
Численность промышленно-производственного персонала определяется
r/>=r/>N/> чел.
r/>=732 чел.
r/>=44 чел.
И/>=160*44*1,0+0,06 (9361,2+842,5)=7652,2тыс. руб./год.
20.7 Общие издержки производства на ТЭЦ
И=И/>+И/>+И/>+И/>+И/>+И/>+И/>+И/> тыс. руб./год.
И=1616000+26254+26597,2+2127,8+7468,5+9361,2+842,5+7652,2=1696303,4тыс. руб./год.
21. Калькуляция себестоимости электрической энергии и теплоты
21.1 Коэффициент распределения затрат на теплоту составляет
К/>=/>,
где В/> – годовой расходусловного топлива на отпуск теплоты с учётом расхода электроэнергии насобственные нужды, тыс. т/год;
Ву – годовой расход условного топлива станцией, тыс. т/год.
К/>=/>=0,66
21.2 Коэффициент распределения затрат на электрическую энергию
К/>=1-К/>
К/>=1–0,66=0,34
Годовые издержки, отнесённые на отпуск теплоты
И/>=К/>И тыс. руб./год.
в том числе издержки на топливо, приходящееся на отпуск теплоты
И/> =К/>И/> тыс. руб./год.
где И/> – годовыеиздержки на топливо на технологические цели, тыс. руб./год.
И/>=0,66*1696303,4=1119560,2тыс. руб./год
И/>=0,66*1616000=7486160тыс. руб./год
21.3 Годовые издержки, отнесённые на отпуск электрической энергии
И/>=И – И/> тыс. руб./год.
где И – общие издержки производства на ТЭЦ, тыс. руб./год;
И/> – годовыеиздержки, отнесённые на отпуск теплоты, тыс. руб./год, в том числе издержки натопливо, приходящиеся на отпуск электрической энергии,
И/>=И/>-И/> тыс. руб./год.
где И/>, И/> – годовые издержки натопливо общие и на отпуск теплоты, тыс. руб./год.
И/>=1696303,4–1119560,2=576743,2тыс. руб./год
И/>=1616000–1066560=549440тыс. руб./год
21.4 Себестоимость единицы теплоты
S/>=/> руб./ГДж.
где И/> – годовыеиздержки, отнесённые на отпуск теплоты, тыс. руб./год;
Q/> – годовой отпуск теплотыс коллекторов ТЭЦ, тыс. ГДж/год.
Топливная составляющая по отпуску теплоты
S/>=/> руб./ГДж.
где И/> – издержки натопливо, приходящиеся на отпуск теплоты, тыс. руб.; Q/> – годовой отпуск теплоты сколлекторов ТЭЦ, тыс. ГДж/год
S/>=/>=77,2 руб./ГДж.
S/>=/>=73,6 руб./ГДж.
21.5 Себестоимость отпущенной электрической энергии
S/>=/> коп./кВтч.
где И/> – годовыеиздержки, отнесённые на отпуск электрической энергии, руб./год;
W/> – годовой отпускэлектрической энергии с шин электростанции, тыс. МВт.ч./год;
100 – перевод из рублей в копейки;
1000 – перевод из МВт. ч в кВт. ч.
Топливная составляющая себестоимости по отпуску электрическойэнергии
S/>=/> коп./кВт. ч.
где И/> – издержки натопливо, приходящиеся на отпуск электрической энергии, тыс. руб./год:
S/>=/>=17,87 коп./кВтч.
S/>=/>=17,02 коп./кВт. ч.
Список использованных источников
1 Беседина Т.Н. Стандарт УЭК: Методическое пособие пооформлению пояснительной записки и графических работ курсового и дипломного проектирования.– Уфа, 2004. – 40 с.
2 Боровиков В.А., Косарев В.К., Электрические сети энергетическихсистем. – Л.: – Энергия 1977. – 392 с.
3 Методические указания к выполнению курсового и дипломногопроектирования: Расчет среднегодовых технико-экономических показателей ГРЭС.
4 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П., Электрическая часть электростанцийи подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 648 с.
5 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П., Электрическая часть электростанцийи подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. –М.: Энергоатомиздат, 1989. – 648 с.
6 Нормы технического проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1991.– 112 с.
7 Орлова Л.М. Расчет защит блока турбогенератор –трансформатор: Методическое пособие к выполнению курсового и дипломногопроектов. – Иваново 1994. – 53 с.
8 Рожкова Л.Д., Козулин В.С., Электрооборудования станций иподстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.
9 Чернобровов Н.В., Семенов В.А., Релейная защита энергетическихсистем: уч. Пособие для техникумов. – М.: Энергоатомиздат, 1998. – 799 с.
10 Экономическая география СССР: уч. пособие под ред. ХрущеваА.Т., Калашниковой Т.М., Никольского И.В. – М.: изд-во МГУ, 1988. – 238 с.