1.1.2. Выбор силовых трансформаторов.

Выбор мощности автотрансформаторов связи (АТС) производится в соответствии со значениями перетоков мощности между РУ 220 и 500 кВ и рассчитывается по формуле:

(1.1)

Примем к установке два трехфазных автотрансформатора типа АТДЦН-500000/500/220. Параметры выбранных автотрансформаторов приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.1.3– Параметры автотрансформаторов связи.

Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение обмотки ВН,	500
Напряжение обмотки СН,	-
Напряжение обмотки НН,	230
Номинальная полная мощность,	500
Потери холостого хода,	220
Потери короткого замыкания,	1050
Напряжения короткого замыкания, %	- 12 -

Выбор мощности блочных трансформаторов производится в соответствии с мощностью генераторов и рассчитывается по формуле:

(1.2)

Выбор трансформаторов блоков подключенных к ОРУ 220кВ.

Примем к установке для блоков подключенных к ОРУ 220кВ трехфазные трансформаторы типа ТНЦ-630000/220. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.1.4 – Параметры трансформаторов блоков , подключенных к ОРУ 220 кВ

Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение обмотки ВН,	242
Напряжение обмотки НН,	15,75
Номинальная полная мощность,	630
Потери холостого хода,	400
Потери короткого замыкания,	1200
Напряжения короткого замыкания, ,%	12,5

Выбор трансформаторов блоков подключенных к ОРУ 500кВ.

Примем к установке для блоков подключенных к ОРУ 500кВ трехфазные трансформаторы типа ТЦ-630000/500. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.1.5 – Параметры трансформаторов блоков , подключенных к ОРУ 500 кВ

Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение обмотки ВН,	525
Напряжение обмотки НН,	15,75
Номинальная полная мощность,	630
Потери холостого хода,	420
Потери короткого замыкания,	1210
Напряжения короткого замыкания, %	14

Мощность трансформаторов рабочих собственных нужд определяется по формуле:

(1.3)

Примем к установке в качестве трансформаторов собственных нужд блоков трехфазные трансформаторы типа ТМН-16000/35. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.1.6 – Параметры трансформаторов собственных нужд блоков .

Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение обмотки ВН,	15,75
Напряжение обмотки НН,	11
Номинальная полная мощность,	1,6
Потери холостого хода,	2,9
Потери короткого замыкания,	18
Напряжения короткого замыкания,	6,5

В качестве резервных трансформаторов собственных нужд, подключенных к РУ СН, примем трехфазные трансформаторы типа ТДТН-25000/220. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.1.7 – Параметры резервных трансформаторов собственных нужд

Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение обмотки ВН,	230
Напряжение обмотки НН,	11
Номинальная полная мощность,	25
Потери холостого хода,	45
Потери короткого замыкания,	130
Напряжение короткого замыкания,	15

1.1.3. Выбор схем электрических соединений РУ повышенных напряжений.

Для распределительного устройства 220кВ принимаем схему с двумя рабочими системами шин.

Для распределительного устройства 500 кВ принимаем полуторную схему.

Схема коммутации представлена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 Схема коммутации ГЭС 1560 МВт

1.2. Расчет токов КЗ в схеме ГЭС.

Зададимся следующими параметрами:

;

Вычислим базисные токи:

1.2.1 Расчет параметров элементов схемы замещения.

Схема замещения ГЭС включает следующие элементы:

— система:

— линии связи с системами:

— трансформаторы блоков:

— генераторы:

— автотрансформаторы связи:

Схема замещения прямой последовательности приведена на рисунке 4.

Рисунок 1.2.1 Схема замещения прямой последовательности

1.2.2. Расчет трехфазного КЗ в точке К1.

Свернем схему замещения представленную на рисунке 2.1 относительно точки К1 (рисунок 2.2), для которой определим значения сопротивлений.

Преобразовав многолучевую звезду (рис.2.2) в многоугольник, получим схему, представленную на рис. 2.3.

Рисунок 2.3 – Радиальная схема

Поскольку определен состав ветвей и для каждой из них найдены индуктивное и активное сопротивления, можно приступить к заполнению левой части табл. 2.1, используя формулы:

где – номер ветви,

– сверхпереходной ток КЗ ветви,

где – расчетное сопротивление ветви,

– сумма номинальных мощностей всех генераторов ветви,

где – постоянная времени ветви,

где – ударный коэффициент,

где – ударный ток КЗ ветви,

где – коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ,

где – апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ,

где – периодическая составляющая тока КЗ.

– собственное время отключения выключателя,

– полное время отключения выключателя.

и приняты в соответствии с параметрами принятого к установке выключателя (HCSP-305A).

где – минимальное время действия релейной защиты, принятое равным 0,01с.

где – максимальное время действия релейной защиты, принятое равным 0,1с.

Таблица 1.2.1 – Трехфазное КЗ в точке К1.

Uб = 230 кВ, Iб =2,51 кА, τ = 0,045 с, tоткл = 0,17 с
Ветвь	Sн,	х*б	,кА	храсч	r*б	Та, с	ку	iу,кА	lt	iа,кА		gt	In ,кА	откл	In.откл,
	МВА														кА
Г1-2	612	0,827	3,035	0,292	0,00876	0,3	1,967	8,443	0,861	3,696	3,425	0,92	2,792	0,823	2,498
Г3-4	612	0,827	3,035	0,292	0,00876	0,3	1,967	8,443	0,861	3,696	3,425	0,92	2,792	0,823	2,498
С1	4600	0,362	5,801	1,738	0,0366	0,0315	1,728	14,176	0,24	1,969	0,575	1	5,801	1	5,801
Г5-6	612	1,728	1,215	1,016	0,0166	0,332	1,97	3,385	0,873	1,5	0,984	1	1,215	1	1,215
С2	7900	0,995	2,111	8,955	0,057	0,0556	1,835	5,478	0,445	1,329	0,112	1	2,111	1	2,111
			19.112					50.807		16.0			18.371		17.470