истів прилеглої мережі;
ушкодження, які не супроводжуються КЗ і не відбиваються на роботі енергоблоку, також повинні по можливості швидко відключатися, якщо їх розвиток може призвести до значних руйнувань обладнання;
Анормальні режими повинні автоматично ліквідуватися захистом, якщо вони неприпустимі для обладнання або енергосистеми;
дію пристроїв релейного захисту повинно бути пов'язане з технологічними захистами і автоматикою блоку.
Використання в пристроях автоматичного управління сучасної мікропроцесорної елементної бази забезпечує високу точність вимірювань і сталість характеристик, що дозволяє істотно підвищити чутливість і швидкодія захистів, а також зменшити ступені селективності. Алгоритми функцій захисту та автоматики, а також інтерфейси для зовнішніх з'єднань пристрої розроблені за технічними вимогами до вітчизняних системам РЗА, що забезпечує сумісність з діючими пристроями і полегшує експлуатаційному персоналу перехід на нову техніку.
Наявність функцій неперервного самоконтролю і діагностики забезпечує високу готовність захисту при наявності вимоги до спрацьовування, а використання високоінтегрованих і високонадійних мікросхем - підвищену надійність апаратної частини захисту.
1.Разработка принципової електричної схеми станції
. 1 Вибір основного обладнання
Вибір генераторів і силових трансформаторів.
Потужність застосовуваних генераторів і трансформаторів визначена вихідними даними і становить 200 МВт і 250 МВА відповідно.
З довідкових матеріалів [1] приймається генератор типу ТВВ - 200-2 і трансформатор типу ТДЦ - 250000/220.
Параметри турбогенератора:
- коефіцієнт потужності;
Мвар - реактивна потужність;
кВ - номінальна напруга;
- поздовжнє надперехідного реактивний опір.
Параметри трансформатора:
Номінальна напруга обмоток: ВН=242 кВ; НН=15,75 кВ.к=11% - напруга короткого замикання.
Вибір трансформатора власних потреб (ТСН).
Потужність ТСН вибирається відповідно з навантаженнями в різних режимах роботи підстанції. При відсутності даних для докладного підрахунку навантаження власних потреб (СН), потужність ТСН приймається рівною 10% від потужності турбогенератора.
Для електропостачання СН приймається ТСН типу ТРДНС - 25000/15.
Параметри трансформатора:
Номінальна напруга обмоток: ВН=242 кВ; НН=15,75 кВ.к=15% - напруга короткого замикання.
. 2 Вибір розподільчого пристрою (РУ) 220 кВ
На стороні ВН застосовуємо схему РУ з двома робітниками і однієї обхідний системами шин. При числі приєднань 11 і менше системи шин не секціонуючою [2, c.416].
Рис.1.1. Схема з двома робітниками і однієї обхідний системами шин.
. 3 Вибір проводів ліній електропередач (ЛЕП)
Перетин проводів вибираються по:
- тривалому допустимому току;
економічної щільності струму (для європейської частини - 1,1);
по допустимим втрат і відхиленням напруги.
Перетоки активної потужності по проводах ЛЕП визначені вихідними даними і складають 185 МВт.
Визначимо повну потужність:
;
.
ЛЕП двухцепна, тому перетоки повній потужності для одного ланцюга складуть:
.
Робочий максимальний струм в лінії:
,
де - коефіцієнт, що враховує зміну навантаження по рокам експлуатації лінії, для 110-220 кВ приймається рівним 1,05;- Коефіцієнт, що враховує число годин максимального навантаження лінії.
Вибір перетинів проводів проводиться по табл. 7.12 [1], а їх опору знаходимо за табл. 7.5 та 7.6 [1].
Вибираємо сталеалюміневимі дроти АС - 240/32:
- питомий активний опір;
- питомий реактивний опір.
Лише вибрані дроти задовольняють вимогам:
), за даними інституту «Енергомережпроект» припустимі тривалі струмові навантаження для АС - 240/32:;
);
);
(6,45%).
.4 Розрахунок струмів короткого замикання
Для обчислення струмів короткого КЗ необхідно скласти схеми заміщення прямої та нульової послідовностей. Схема нульової послідовності визначається з'єднанням обмоток беруть участь трансформаторів. Трансформатори Т1, Т2, Т3 мають з'єднання обмоток. Вся мережа, яка приєднана з боку трикутника в схему нульової послідовності не входить [3, ...
