Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

Акулов П.А. Проектирование электрической части станции. - Челябинск: ЮУрГУ, Э-401, 38 с, 11 рисунков.

В данном курсовом проекте была выбрана структурная схема ТЭЦ, разработана ее главная схема. Было спроектировано конструктивное исполнение станции, а также выполнена графическая часть: два чертежа формата А 1.

Содержание

Введение

1 Исходные данные

2 Разработка структурной схемы

2.1 Выбор генераторов

2.2 Выбор ЛЭП

2.3 Выбор структурной схемы

2.4 Выбор трансформатора связи

3 Разработка главной схемы

3.1 Расчёт токов короткого замыкания

3.2 Выбор мер по ограничению токов КЗ

3.2.1 Выбор секционного реактора

3.2.2 Выбор линейных реакторов

3.3 Выбор схем распределительных устройств

3.3.1 Распределительное устройство высшего напряжения (110 кВ)

3.3.2 Распределительное устройство генераторного напряжения (6,3 кВ)

3.4 Выбор вспомогательного оборудования (коммутационных аппаратов, изоляторов, токоведущих частей, средств контроля и измерения

3.5 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, изоляторов, средств контроля и измерения

3.5.1. Открытое распределительное устройство

3.5.2 Генераторное распределительное устройство

Введение

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Благодаря таким ее свойствам, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния.

Задачи, которые в настоящее время решают энергетики, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов, уменьшении капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т.д.

В настоящее время значительная часть выработки электроэнергии приходится на долю ТЭЦ. Именно проектирование ТЭЦ является целью данного курсового проекта. Под проектированием понимается выбор структурной схемы ТЭЦ, выбор оборудования, расчет токов КЗ , ограничение токов КЗ, выбор схем РУ и выполнение чертежа главной схемы ТЭЦ и конструкции РУВН.

1. Исходные данные

№ Варианта	1
Тип станции	ТЭЦ
UГРУ	6.3 кв.
PГРУ	2х63 Мвт
SН ГРУ	58 МВ. А
Число линий на ГРУ	6
UРУВН	110 кв.
SКЗ	3,5 ГВ.А

2. Разработка структурной схемы

2.1 Выбор генераторов

Согласно руководящим указаниям ПУЭ на вновь сооружаемых станциях не рекомендуется установка генераторов с водородным охлаждением. Поэтому, в соответствии с заданием на проект и справочными данными принимаем к установке генераторы типа ТФ-63-2 с форсированным воздушным охлаждением. Каталожные данные сводим в таблицу 1.

Таблица 1

Тип	Ном. част. вращ.	Ном. мощность	Uном	сos ном	Iном	Х``d
		Полная	Активн.
	об/мин	МВА	МВт	кВ	-	кА	%
ТФ-63-2	3000	78,75	63	6,3	0,8	5,7	13,9

2.2 Выбор ЛЭП

Мощность, вырабатываемая станцией составляет 2Sг=2 х 63 / сos ном = 126 / 0.8 =157,5 МВА.

Нагрузка на напряжении 6,3 кВ составляет 58 МВА.

Нагрузка с.н. всей станции составляет 6 % от 157,5 МВА, будет равна 9,45 МВА.

Тогда в систему будет выдаваться мощность :

S расч =2Sг -SНАГР-SСН

157,5-58-9,45=90,05 МВА.

Согласно ПУЭ для связи электростанции с системой используется не менее трёх ЛЭП, при этом должно учитываться, что при выходе из строя одной линии две оставшиеся будут длительно выдавать всю мощность.

Максимальный ток нормального режима определится:

Выбираем провод по экономической плотности тока для Тmax = 5000 ч. Согласно ПУЭ принимаем экономически целесообразную плотность j = 1. Тогда сечение провода определится:

мм2

Максимальный ток в линии определиться при выходе из строя одной из линий:

На напряжение 110 кВ минимальным сечением по короне является Fмин=70 мм2.

Выбираем провод 3АС-185/24.

2.3 Выбор структурной схемы

Структурная схема разрабатываемой станции будет содержать распределительные устройства (РУ) высшего и низшего напряжения, а так же понизительные трансформаторы или трансформаторы связи. Распределительное устройство высшего напряжения (РУВН) связано с системой тремя ЛЭП. От РУНН отходят 6 линий. Структурные схема представлены на рисунках1-3, как показано на них, мы выбираем два трансформатора исходя из экономических, отказоустойчивых, ремонтных параметров данных агрегатов. На схеме мы показываем условно, так как выбор числа и типа трансформаторов производится ниже.

Рисунок 1 Рисунок 2 Рисунок 3

Схема на рисунке 3 является ненадежной поскольку при выхода из строя трансформатора Т1 мощность от генератора Г1 не будет поступать в РУВН. Схема на рисунке 2 является не экономичной поскольку установка блочного трансформатора Т3 потребует дополнительных затрат. Окончательно принимаем схему на рисунке 3 в связи с ее надежностью (при выходе из строя одного из трансформаторов, нагрузка пойдет через другой, т. к. трансформаторы можно перегружать на 40%) и экономичностью (нет необходимости в дополнительных сооружениях как на схеме рисунка 2).

2.4 Выбор трансформатора связи

Число трансформаторов связи обычно не превышает двух и выбирается из следующих соображений.

Трансформаторы связи должны обеспечить выдачу в энергосистему всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок распределительного устройства генераторного напряжения в период минимума нагрузки, а также выдачу в сеть активной мощности, вырабатываемой по тепловому графику в нерабочие дни.

Мощность трансформаторов связи выбирается так, чтобы при выходе из строя одного другой выдерживал мощность, поступающую от шин ГРУ.

Sрасч = 2Sг-Sн-Sсн = 157,5-9,45-58 = 90,05 МВА.

При отключении одного генератора:

Sрасч = Sг-Sн-Sсн = 78,75-9,45-58 = 11,3 МВА.

Мощность будет меньше, для расчета используем SРАСЧ =90,05МВА.

Согласно ПУЭ, перегружать трансформаторы можно не более чем на 40%. Учитываем, что каждый трансформатор должен пропускать расчетную мощность. С учетом перегрузочного коэффициента мощность трансформатора:

,

МВА.

Выбираем трансформатор ТРДЦТН-63000/110. Данные по трансформатору в таблице 2.

Таблица 2

Тип	Sакт, Мвт.	Пр. рег.	Uвн, кв.	Uнн, кв.	Uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Хт, Ом	Qх, кВар
ТРДЦН	63	91,78%	115	6,3	10,5	260	59	0,6	0,87	22	410

3. Разработка главной схемы

3.1 Расчёт токов короткого замыкания

Для выбора электрических аппаратов, токоведущих частей, изоляторов необходимо провести расчет токов короткого замыкания. Расчётная схема замещения приведена на рисунке 4.Проводим расчет короткого замыкания в точках К1, К2, (на сторонах высшего и низшего напряжений).

Применим программу Energo по схеме:

Рисунок 4

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К 1 : 20,758кА.

В точке К 2 :112,885 кА

На обмотке НН трансформатора :23,576 кА.

На обмотке ВН трансформатора :2,583 кА.

Ток статора генератора :56,546кА.

Ток через реактор :9,187кА.

Ток системы:2,503кА.

Ток ЛЭП:17,572кА.

Ток ОРУ:20,758кА.

3.2 Выбор мер по ограничению токов КЗ

3.2.1 Выбор секционного реактора

При расчёте токов КЗ учитывался секционный реактор в ГРУ, который выбирался на ток равный половине тока самого мощного присоединения. Самое мое мощное присоединение это генератор, его ток

кА ,

В нормальном режиме перетоков мощности через реактор не будет.

Выбираем реактор РБА -10-4000-0,35.

Проверка реактора:

- по электродинамической стойкости iУ iДИН, ударный ток определим так:

,

здесь IПО - начальное значение периодической составляющей тока КЗ через секционный реактор (IПО - по расчету в программе «Energo», IПО=9,187кА);

kУ - ударный коэффициент. Согласно /3/, kУ=1,95 на СШ НН.

кА 49 кА.

- по термической стойкости , где Вк= Iп, 02(tотк + Та) - тепловой импульс, здесь tотк = 0,3 с принимается в цепях генераторов 60 МВт и выше;

Та - постоянная времени, определяется по /3, табл.3,8/ (Та=0,185 с).

9,1872 (0,3+0,185) 19,328;

40,9 МА2с 2979,9 МА2с.

3.2.2 Выбор линейных реакторов

В качестве линейного реактора можно использовать простой.

Индуктивное сопротивление линейного реактора определяют исходя из условий ограничения тока КЗ до заданного уровня. В большинстве случаев уровень ограничения тока КЗ определяется по коммутационной способности выключателей, намечаемых к установке в данной точке сети.

Периодическая составляющая тока КЗ в цепях ГРУ 6,3 кВ составляет 113 кА, а в КРУ устанавливаются выключатели с Iном.откл 31,5 кА.

Мощность нагрузки одной линии составляет:

Sнагр.НН/n = 58/6 = 9.7 МВА,

где n - число линий.

Тогда ток ветви в нормальном режиме определится:

кА.

В послеаварийном или ремонтном режиме при отключении одной из потребительских линий, нагрузка остальных может соответственно возрасти:

кА.

Если подключить по две ветви на реактор, то ток в максимальном режиме определится :

кА.

Результирующее сопротивление цепи короткого замыкания до установки реактора:

Хрез = Uср/(3Iп,0(3)) = 6,3/(3113) = 0.032 Ом;

Требуемое сопротивление цепи короткого замыкания для обеспечения Iп,0 треб:

Хрезтреб = Uср/(3Iп,0 треб) = 6,3/(331,5) = 0.182 Ом;

Требуемое сопротивление реактора:

Хртреб = Хрезтреб - Хрез = 0.182- 0.032 = 0.15Ом.

По справочным материалам выбираем реактор РБГ 10-2500-0,14У3 с Uном = 10 кВ,

Iдл.доп = 2500 А, Хном =0.14 Ом,

Iдин = 79 кА, Iтер = 31.1 кА.

Значение результирующего сопротивления цепи короткого замыкания с учётом реактора:

Х /рез = Хрез + Хр = 0.032 + 0.2 = 0.0,232 Ом.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

Iп,0(3) = Uср/(3 Х /рез) = 6,3/(30.232) = 15,6 кА;

iу = 15,61.9652=43,3 кА; iу iдин ;

Bк=15,62(1,2+0,23) = 350,9 кА2с Iтер2tтер=31.128 = 7737 кА2с.

> 70%;

< 2%

Реактор удовлетворяет предъявляемым требованиям.

Таблица 3

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Длительно допустимый ток при естественном охлаждении, А	Номинальное индуктивное сопротивление XP , Ом	Ток электродинамической стойкости (амплитуда), кА	Ток термической стойкости, кА	Допустимое время действия тока термической стойкости, с
РБД 10-2500-0,20УЗ	10	2500	0,2	52	20,5	8

3.3 Выбор схем распределительных устройств

Ведущими проектными организациями разработаны типовые конструкции РУ применительно к основным электрическим схемам , которые в настоящее время применяют на электростанциях и подстанциях.

Распределительные устройства должны удовлетворять ряду требований, зафиксированных в ПУЭ; основные из них - надёжность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

3.3.1 Распределительное устройство высшего напряжения (110 кВ)

На электростанциях возможно применение схемы с одной секционированной системой шин с обходной с отдельными обходными выключателями на каждую секцию.

Данная схема обладает существенным недостатком - ремонт любой из секций связан с отключением всех линий, присоединённых к данной секции и трансформаторов, поэтому такую схему можно применять только при парных линиях. Учитывая, что имеем для связи с системой 3 линии и важность этой связи, отказываемся от применения данной схемы в разрабатываемом проекте. Выбираем схему с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь (рис.16).

Рисунок 5 - Схема РУ ВН

Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение увеличивает надёжность схемы, так как при КЗ на шинах отключаются только присоединения одной из шин. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения определяется длительностью переключений.

Одним из важных требований к схемам является создание условий для ревизий и опробования выключателей без перерыва работы. Этим требованиям данная схема отвечает в полной мере. В нормальном режиме обходная система шин находится без напряжения, разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин отключены. В схеме предусматривается обходной выключатель ОВ, который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей.

Схема обладает и рядом существенных недостатков:

- отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединённых к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения;

- повреждение ШСВ равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

- большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

- необходимость установки ШСВ, обходного выключателя и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

3.3.2 Распределительное устройство генераторного напряжения (6,3 кВ)

Для генераторного распределительного устройства применяем схему с одной рабочей, секционированной выключателем системой шин (рис.6).

Схема проста и наглядна. Источники питания и линии присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и включения этой цепи в нормальных и аварийных режимах. Операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного проведения работ. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала.

Авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей. При напряжении 6,3кВ отключение линий или источников питания будет непродолжительным, так как длительность ремонта выключателей невелика.

Схема обладает и рядом недостатков:

При повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на всё время ремонта

В рассмотренной схеме секционный выключатель в нормальном режиме включен, чтобы обеспечить параллельную работу источников.

Возможно применение и других схем, например шестиугольника.

Эта схема обладает рядом недостатков:

выключатели являются наиболее слабыми элементами схемы, так как их повреждение приводит к отключению нескольких линий;

более сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, установленных в кольце, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам меняется.

Расширение РУ с ростом местных нагрузок осуществляется заполнением резервных ячеек или вводом новой секции.

Применение двойной системы шин требует специального технико-экономического обоснования с учётом ущерба от перерыва электроснабжения потребителей с непрерывным процессом производства.



Рисунок

3.4 Выбор вспомогательного оборудования (коммутационных аппаратов, изоляторов, токоведущих частей, средств контроля и измерения)

Все электрические аппараты, токоведущие части и изоляторы на станциях и подстанциях должны быть выбраны по условиям длительной работы и проверены по условиям короткого замыкания в соответствии с указаниями “Правил устройств электроустановок” (ПУЭ) и “Руководящих указаний по расчёту коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания”.

Расчётными токами продолжительного режима являются: Iнорм - наибольший ток нормального режима; Imax - наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима. Расчётные условия нормального и максимального режимов вполне индивидуальны для каждого присоединения.

3.5 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, изоляторов, средств контроля и измерения

Все электрические аппараты, токоведущие части и изоляторы на станциях и подстанциях должны быть выбраны по условиям длительной работы и проверены по условиям короткого замыкания в соответствии с указаниями “Правил устройств электроустановок”.

3.5.1 Открытое распределительное устройство

Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели в зависимости от применяемых в них дугогасительной и изолирующей сред подразделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и выключатели с магнитным гашением дуги. При выборе выключателей следует стремиться к однотипности, что упрощает эксплуатацию.

Выключатели выбирают:

по напряжению установки Uуст Uном;

по длительному току Iнорм Iном; Imax Iном;

по отключающей способности.

Номинальный ток отключения Iотк.ном и допустимое относительное содержание апериодической составляющей н определяются в момент расхождения контактов выключателя . Время от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов определится по выражению:

= tз,min + tc,в ,

где tз,min = 0.01 с - минимальное время действия релейной защиты;

tc,в - собственное время отключения выключателя;

Iотк. ном - задан в каталоге на выключатели;

н - определяется по кривой ;

Проверка на симметричный ток отключения:

Iп, Iотк.ном ,

где Iп, - действующее значение периодической составляющей тока КЗ для времени .

Проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ ( iа, ) в момент расхождения контактов:

Если условие Iп, Iотк.ном соблюдается, а iа, iа,ном, то допускается проверка по отключающей способности производить по полному току КЗ:

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

Iп,0 Iдин; iу iдин ,

где iдин - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;

Iдин - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

Вк (Iтер) 2tтер,

где Вк - тепловой импульс по расчёту;

Iтер - ток термической стойкости по каталогу;

tтер - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Вк = Iп, 02(tотк + Та), где tотк = tр.з + tо,в ;

tр.з - время действия основной релейной защиты, с;

tо,в - полное время отключения выключателя по каталогу;

Та - постоянная времени.

Разъединители выбираются:

по напряжению установки Uуст Uном;

по току Iнорм Iном; Imax Iном;

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости iу iдин.

Ток в ЛЭП:

ImaxЛЭП = Iнорм = 158,33=237,5А

где n - число параллельных линий.

Расчётным током к.з. является ток к.з. в ЛЭП ( кА)

Токи в цепях трансформаторов связи со стороны ВН:

А;

Расчётным током к.з. является ток к.з. на выводах трансформатора со стороны НН ( кА) .

Токи в ОРУ:

= ImaxЛЭП= 475 А.

Расчётным током к.з. является ток к.з. на ОРУ ( кА)

К установки принимаем элегазовые выключатели ВГУ-110-40/3150у1

Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения.

Момент расхождения контактов

с , 40%

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов:

- в цепи трансформатора:

кА

- в ЛЭП:

кА

- в ОРУ:

кА

В свою очередь завод изготовитель гарантирует:

кА

Условие выполняется.

Тепловой импульс, выдаваемый током к.з.

- в цепи трансформатора:

- в ЛЭП:

- на ОРУ:

Термическая стойкость выключателя по каталогу:

Все расчётные и каталожные данные по выключателям ВН сводим таблицу 4.

Таблица 4

Каталожные данные	Расчетные данные
ВГУ-110-40/3150У1	Цепь трансформатора	ЛЭП	ОРУ
UНОМ =110 кВ	UУСТ=110 кВ	UУСТ=110 кВ	UУСТ=110 кВ
IНОМ =3150 А	IМАХ =330,6 А	IМАХ =237,5 А	IМАХ =475А
IОТКЛ,НОМ =45 кА	IП t =2,583 кА	IП t =17.572 кА	IП t =20.758кА
iaном =27 кА	i a t =2,57 кА	i a t =4,318 кА	i a t =5,1 кА
IДИН =45 кА	IПО= 9,693 кА	IПО =8,786 кА	IПО =10,6 кА
iДИН =150 кА	iу = 6,2 кА	iу = 42,2 кА	iу = 49,9 кА
Bк =3200 кА2/с	Bк =1,2 кА2/с	Bк =55,6 кА2/с	Bк =77,56 кА2/с

Все расчётные и каталожные данные по разъединителям ВН сводим таблицу 5.

Таблица 5

Каталожные данные	Расчетные данные
РГ-110/1000УХЛ1	Цепь трансформатора	ЛЭП	ОРУ
UНОМ =110 кВ	UУСТ=110 кВ	UУСТ=110 кВ	UУСТ=220 кВ
IНОМ =1000 А	IМАХ =330,6 А	IМАХ =237,5 А	IМАХ =475 А
iДИН =80 кА	iу = 6,2 кА	iу = 42,2 кА	iу = 49,9 кА
Bк =2976,75 кА2/с	Bк =1,2 кА2/с	Bк =55,6 кА2/с	Bк =77,56 кА2/с

Выбор трансформаторов тока и напряжения.

Трансформаторы тока выбираем:

По напряжению установки:

по току:

(номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей);

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости

- номинальный первичный ток ТТ.

Электродинамическая стойкость шинных ТТ определяется устойчивостью самих шин РУ, поэтому такие ТТ по этому условию не проверяются;

По термической стойкости:

по вторичной нагрузке:

,

где - вторичная нагрузка ТТ;

- номинальная нагрузка ТТ в выбранном классе точности.

Для обеспечения выбранного класса точности необходимо, чтобы выполнялось:

.

Выбор ТТ по вторичной нагрузке заключается в следующем. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому

Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов соединительных проводов

и переходного сопротивления контактов :

.

Сопротивление приборов:

,

где мощность, потребляемая приборами;

- вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух - трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения.

Чтобы ТТ работал в заданном классе точности, необходимо выдержать условие

Приняв можно определить сечение проводов;

где - удельное сопротивление материала провода ();

расчетная длина соединительных проводов.

Трансформаторы тока на отходящих линиях:

Намечаем к установке в цепях линий ТФЗМ 110Б-I [4]

Все расчётные и каталожные данные по трансформаторам тока сводим таблицу 6

Таблица 6

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТФЗМ 110Б-I
UУСТ=110 кВ	Uном = 110 кВ
IМАХ=237,5 А	Iном = 300 А
Iу=42,2 кА	= 63 кА
Bк=55,7 кА2/с	= 132· 3 = 507 кА2 · с

Произведём проверку по вторичной нагрузке. Перечень необходимых приборов принимаем согласно таблицы №4.11 [2]

Определяем нагрузку по фазам (таблица 7)

Таблица 7

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, В·А
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр (с двухсторонней шкалой)	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр (с двухсторонней шкалой)	Д-335	0,5	-	0,5
ФИП	ФИП	3	-	3
Счётчик активной мощности	СА3-И674	5	-	5
Итого		9,5	0,5	9,5

Из таблицы 7 видно, что наиболее загружены ТТ фаз А и С.

Схема подключения приборов к трансформаторам тока (ТТ) подключенных к ЛЭП межсистемной связи показана на рисунке 7.

Рисунок 7 - Схема подключения приборов к ТТ подключенных к ЛЭП межсистемной связи

Ом

Ом

Принимаем м

мм2

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель с жилами сечением 2,5 мм2.

ТТ в цепях трансформаторов связи со стороны ВН:

А

Намечаем к установке ТФЗМ 110Б-I [4]

Все расчётные и каталожные данные по трансформаторам тока сводим таблицу 8

Таблица 8

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТФЗМ 110Б-I
UУСТ=110 кВ	Uном = 110 кВ
IМАХ=330,6 А	Iном = 400 А
Iу=6,2 кА	= 42 кА
Bк= 1,2кА2/с	= 82· 3 = 192кА2 · с

Произведём проверку по вторичной нагрузке. Перечень необходимых приборов принимаем согласно таблицы №4.11 [2]

Определяем нагрузку по фазам (таблица 9)

Таблица 9

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э - 335	-	0,5	-
Итого		-	0,5	-

Схема подключения приборов к трансформаторам тока (ТТ) подключенных к обмотке ВН трансформатора связи показана на рисунке 8.

Рисунок 8 - Схема подключения приборов к трансформаторам тока.

 Ом

Ом

м

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель с жилами сечением 2,5 мм2.

ТТ в цепи обходного выключателя:

ТТ в цепи обходного выключателя такие же как ТТ в цепях трансформаторов связи со стороны ВН. (ТФЗМ 110Б-I )

Произведём проверку по вторичной нагрузке. Перечень необходимых приборов принимаем согласно таблицы №4.11 [2]

Таблица 10

	Тип	Нагрузка фазы ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счётчик активной энергии	СА3-И674	2,5	-	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4-И676	2,5	-	2,5
Фиксирующий прибор	ФИП	3	-	3
Итого		9,5	0,5	9,5

Наиболее загружены фазы А и С.

Схема подключения приборов к трансформаторам тока в цепи обходного выключателя показана на рисунке 9.



Рисунок 9 - Схема подключения приборов к трансформаторам тока.

Ом

Ом

Принимаем м

мм2

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель с сечением жил 2.5 (мм2) по условию механической прочности.

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются:

по напряжению установки

Uуст Uном;

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке

S2 Sном,

где Sном - номинальная мощность вторичной обмотки в выбранном классе точности, при этом надо иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединённых в звезду, следует взять суммарную мощность всех трёх фаз, а для соединённых по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора;

S2 - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к ТН, ВА.

Для упрощения расчётов нагрузку можно не разделять по фазам, тогда

S2 =

Для упрощения расчётов сечение проводов принимают обычно по условию механической прочности (1.5 мм2) для медных жил.

Примем к установке трансформаторы типа НКФ - 110-58 Трансформаторы имеют две вторичные обмотки: основную на В и дополнительную на 100:3 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 400 ВА, Для класса точности 3р трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 1200 ВА

Проверка по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 11.

Таблица 11

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток			Число приборов	Потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, ВА
Синхроноскоп	Э -327	10	1	1	0	1	10	-
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	3	6	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	3	9	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	3	9	-
Счётчик активной мощности	САЗ-И674	3,0 Вт	2	0.38	0.925	5	30	73
Счётчик реактивной мощности	СР4-И689	3,0 Вт	2	0.38	0.925	1	6	14.6
Фиксатор импульсного действия	ФИП	3,0	1	1	0	3	9	-
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	3	9	-
Итого							88	87.6

S2 = ВА

Три ТН, соединённые в звезду имеют мощность 3х400 = 1200 ВА, что больше S2. таким образом, ТН будут работать в выбранном классе точности 0.5.

Для соединения ТН с приборами принимаем контрольный кабель с сечением жил 2.5 (мм2) по условию механической прочности.

Выбор сборных шин, ошиновки и изоляторов.

Токоведущие части в открытых распределительных устройствах 35 кВ и выше электростанций и подстанций обычно выполняются сталеалюминевыми проводами АС. В некоторых конструкциях открытых распределительных устройств (ОРУ) часть или вся ошиновка и сборные шины могут выполняться жёсткими из алюминиевых труб.

Выбор сборных шин

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах:

Imax = 475 А.

АС-185/24, q = 187 мм2, d = 18,9 мм, Iдоп = 520 А, r0=d/2=9,45 мм.

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.

Проверка шин на схлёстывание не производится, так как Iп,0(3) 20 кА.

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям. Учитывая, что на ОРУ 110 кВ расстояние между проводами меньше, чем на ВЛ, проведём поверочный расчёт.

Начальная критическая напряжённость электрического поля, кВ/см, согласно /3/:

Ео = ,

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m = 0.82;

r0 - радиус провода, см.

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода, кВ/см

Е =

где U = 121 кВ, так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 1,1 U ном;

Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз

Dср = 1.26 D,

D - расстояние между соседними фазами, см.

Ео = кВ/см;

Е = кВ/см.

Провода не будут коронировать, если выполняется условие:

1.07 Е 0.9 Ео.

1.07 17,4 = 18,6 кВ/см 0.932,5 = 29,25 кВ/см.

Таким образом, провод АС-185/24 по условиям коронирования проходит.

Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора связи до сборных шин выполняем гибкими проводами.

Сечение выбираем по экономической плотности тока jэк = 1 А/мм2:

qэк = Imax /(1,4jэк )= 331 мм2.

Принимаем один провод АС-330/30 в фазе, наружный диаметр 24,8 мм, допустимый ток 730 А.

Проверяем провода по допустимому току

Imax = 475 A < Iдоп = 730 А.

Проверку на термическое действие тока КЗ не производим.

Проверку на коронирование также не производим, так как выше было показано, что провод АС-185/24 не коронирует, значит провод АС-330/30 не коронирует тем более.

Ошиновка линий.

Ошиновку линий выполним проводами АС-185/24.

3.5.2 Генераторное распределительное устройство

Выключатели и разъединители .

Токи в цепях трансформаторов связи со стороны НН:

кА;

Расчётным током к.з. является ток на шинах ГРУ ( кА).

Ток в цепи секционного реактора кА

Расчётным током к.з. является ток на шинах ГРУ ( кА).

Ток в цепи генератора :

кА

Расчётным током к.з. является ток в цепи генератора (кА) при к.з. на выводах генератора.

Токи в цепи нагрузки:

кА

Расчётным током к.з. является ток протекающий через линейный реактор (кА) при к.з. в лини нагрузки.

Принимаем к установке в цепи нагрузки и цепи секционного реактора элегазовые выключатели VF 07.20.50.в цепях трансформаторов связи со стороны НН и в цепи генератора генераторные воздушные выключатели типа ВВГ-20-160/11200 с собственным временем отключения tс,в = 0.12с.

Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения. Момент расхождения контактов VF 07.20.50.:

с , 20

Момент расхождения контактов ВВГ-20-160/11200 :

= 0.01 + 0.12 = 0.13 с, = 0 (т.к. > 0,09 с);

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов:

- в цепи трансформатора:

кА;

- в цепи генератора:

кА

- в цепи секционного реактора:

кА

- в цепи нагрузки:

кА

В свою очередь завод изготовитель гарантирует:

- выключатель ВВГ-20-160/11200:

iа,ном = 0 кА

- выключатель VF 07.20.50.:

кА

Из-за отсутствия в каталогах информации о полном времени отключения данных моделей выключателей и разъединителей, проверку по термической стойкости не проводим.

Все расчётные и каталожные данные по выключателям ВН сводим таблицу.

Таблица 10

Каталожные данные	Расчетные данные
Параметры	ВВГ-20-160/11200 ВВГ-20-160/11200	VF 07.20.50.:	Параметры	Цепь трансформатора	Цепь нагрузки	Цепь секционного реактора	Цепь генератора
UНОМ, кВ	20	6	UУСТ, кВ	6,3	6,3	6,3	6,3
IНОМ, кА	11,2	2	IМАХ, кА	5,7	1,84	5,7	7,596
IОТКЛ,НОМ, кА	160	50	IП t , кА	113	9,187	113	56,5
IОТКЛ,ПОЛН, кА	160	58,9	IПОЛН, кА	137,9	18,857	121,12	68,97
IДИН, кА	160	31,5	IПО, кА	113	9,187	113	56,5
iДИН, кА	410	40	iУ, кА	311	25,3	311	155,8

Все расчётные и каталожные данные по разъединителям НН сводим таблицу 11.

Таблица 11

Параметры	РВПЗ-1б-20/12500Н У3	РВК-10	Параметры	Цепь трансформатора	Цепь нагрузки	Цепь секционного реактора	Цепь генератора
UНОМ, кВ	20	10	UУСТ, кВ	6,3	6,3	6,3	6,3
IНОМ, кА	12,5	2	IМАХ, кА	5,7	1,84	5,7	7,596
iДИН, кА	410	80	iу, кА	311	25,3	311	155,8

Выбор трансформаторов тока и напряжения.

ТТ в цепи генератора. Так как участок от выводов генератора до смены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ-10 / 8550-250, то принимаем в токопровод, ТШВ-15-6000-0,2 /10Р. Все расчётные и каталожные данные по трансформатору тока сводим таблицу 12

Таблица 12

Расчётные данные	Каталожные данные
	ТШВ-15-6000-0,2 /10Р
Uуст = 6,3кВ	Uном = 15 кВ
Imax = 5700 А	Iном = 6000 А
= 7744 кА2·с	(kтер·Iном)2·tср = (20·6)2·3 = 43200 кА2·с

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора ТА1 (таблица 13).

Таблица 13

Прибор	Тип	Нагрузки фазы, ВА
		А	В	С
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счётчик активной энергии	СА 3-U 680	2,5	-	2,5
Амперметр регистрирующий	Н-344	-	10	-
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	-	10
Ваттметр (щит турбины)	Д-335	0,5	-	0,5
Итого		14	10	14

Схема включения измерительных приборов генератора представлена на рисунке 10.



Рисунок 10 - Схема включения измерительных приборов

Наиболее загружены ТТ фаз А и С.

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель с жилами сечением 4 мм2.

ТТ в цепях трансформаторов связи со стороны НН:

Намечаем к установке ТТ типа ТШВ-15-6000-0,2 / 10P [4]

Таблица 14

Расчётные данные	Каталожные данные
	ТШВ-15-6000-0,2 / 10P
Uуст = 10 кВ	Uном = 15 кВ
Imax = 5,5 кA	Iном = 6000 А
Iу = 113кА	Iдин = 250 кА
Вк = 7058 кА2·с	(kтер·Iном)2·tср = (20·6)2·3 = 43200 кА2·с

Проверка по вторичной нагрузке. Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (Таблица 15)

Рисунок 11 - Схема подключения измерительных приборов

Таблица 15

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	-	-
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Итого		1,5	0	1

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель с жилами сечением 4 мм2.

ТТ в цепи секционного выключателя:

Намечаем к установке ТТ типа ТШВ-15-6000-0,2 / 10P [4]

Проверка по вторичной нагрузке.

Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (таблица 16). Схема подключения приборов такая же, как на рисунке 8.

Таблица 16 - Нагрузка по фазам

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	-	0,5	-
Итого		-	0,5	-

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Трансформаторы тока в КРУ-6,3 кВ.

Imax отходящих линий = 1841 А;

Завод укомплектовывает шкафы КРУ по заказу встроенными ТТ типа ТШЛК-10У3-2000-0.5/10р.

Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 17

Таблица 17

Расчётные данные	Каталожные данные ТШЛК-10У3-2000-0.5/10р
Uуст = 6.3 кВ Imax = 1841А Iу = 58 кА Bk = 139.12 кА2с	Uном = 10 кВ Iном = 2000 А Iдин = 100 кА Iтер2 tтер = 3523 = 3675 кА2с

Проверка по вторичной нагрузке трансформатора ТШЛК-10У3-2000-0.5/10р.

Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (таблица 18). Из таблицы 18 видно, что наиболее загружен ТТ фазы А .

Таблица 18

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	-	-
Счётчик активной мощности	САЗ-И674	2.5	-	2.5
Счётчик реактивной мощности	СР4-И689	2.5	-	2.5
Итого		5.5		5

Ом;

Ом;

l = 403 м ;

мм2.

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Выбор трансформаторов напряжения. Сборные шины ГРУ

Намечаем к установке трансформаторы напряжения типа НОЛ.08 [2]. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 75 ВА, для класса точности 0,2 -50 ВА

Проверка по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 19.

Таблица 19

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток			Число приборов	Потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, ВА
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	2	4	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	1	3	-
Итого							13	0

S2 = 13 ВА.

Три ТН, соединённые в звезду имеют мощность 3х50 = 150 ВА, что больше S2. Таким образом, ТН будут работать в классе точности 0,5.

Для соединения ТН с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2.5 (мм2) по условию механической прочности.

Выбор сборных шин, ошиновки и изоляторов

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбирается, поэтому выбор производится по допустимому току.

Наибольший ток в цепи НН трансформатора связи

Iнорм= 5,7 кА

Принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые [4] (150 х 65 х 7 х 10) мм2, Iдоп, ном = 8550 А.

Проверка сборных шин на термическую стойкость.

Iп,0(3) = 113кА, тогда тепловой импульс тока КЗ

Вк = Iп,02(tотк+Та) = 1132(4+0,168) = 25912,5 кА2с.

Минимальное сечение по условию термической стойкости

qmin = мм2 < 2 1785 мм2,

значит шины термически стойки.

Проверка сборных шин на механическую прочность.

Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчёт производится без учёта колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жёстко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления Wy0-y0 = 167 см3. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника:

ф,max = 2,2 МПа,

где принято l = 2 м - расстояние между изоляторами;

расч = ф,мах < доп = 75 МПа,

шины механически прочны.

Выбор изоляторов.

Выбираем опорные изоляторы ОФ-10-3000У3 [1], Fразр = 30 000 Н, высота изолятора Низ = 206 мм. Проверяем изоляторы на механическую прочность. Максимальная сила, действующая на изгиб:

Fи = 18 030 Н,

где расстояние между фазами принято 0,8 м.

Поправка на высоту коробчатых шин

кh =

Fрасч = кhFи = 1,6118030= 29 028 Н > 0,6Fразр = 18 000,

таким образом, изолятор не проходит по механической прочности. Так как этот изолятор имеет максимальную величину разрушающей силы, то необходимо уменьшать расстояние между изоляторами.

Примем l = 1 м, тогда Fрасч = 9 0161,61=14 516 Н < 18000 Н, т.о. изолятор проходит по механической прочности.

Выбираем проходной изолятор ИП-10-10000-4250УХЛ1, Uном = 10 кВ, Iном = 10000 А > Imax = 5,5 кА, Fразр = 42500 Н.

Проверяем изолятор на механическую прочность

Fрасч = 0.5Fи = 4 508< 0.6Fразр = 25500 Н.

Выбор комплектного токопровода.

От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом.

Imax = 5700 А.

Выбираем комплектный токопровод ГРТЕ-10-8550-250 [1]. Это токопровод с жёсткими неизолированными проводниками и металлическим кожухом, изготовленный специализированным заводом по техническим условиям, согласованным с заказчиком, и поставляемый к месту установки частями, размеры и масса которых удобны для транспорта. Изоляцией в комплектных токопроводах служит обычно воздух. Тип применяемых проводников - трубчатый. станция электрический замыкание ток

Комплектный токопровод выбирается

- по напряжению установки: Uуст Uном

- по номинальному току: Imax Iном;

- по электродинамической стойкости: iу iдин.

Сравнение расчётных и каталожных данных приведём в таблице 20.

Таблица 20

Расчётные данные	ГРТЕ-10-8550-250
Uуст = 6,3 кВ	Uном = 10,5 кВ
I max = 5700 А	Iном = 8550 А
iу = 113 кА	iдин = 250 кА

Сборные шины от ГРУ до линейного реактора.

Выполняем шинным мостом из прямоугольных алюминиевых шин. Принимаем двухполосные шины сечением 2(100 х 10) см2; Iдоп = 2860 А

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят:

Iмах = 1841 А < 2860 А.

Проверяем шины на термическую стойкость:

qmin = мм2 < 2 1000 мм2,

значит шины термически стойки.

Проверка шин на механическую стойкость.

Если каждая фаза выполняется из двух полос, то возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того, чтобы уменьшить это усилие, в пролёте между полосами устанавливают прокладки. Пролёт между прокладками lп выбирается таким образом, чтобы электродинамические силы, возникающие при КЗ, не вызывали соприкосновения полос.

Жёсткие шины, укреплённые на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, на которую воздействуют электродинамические силы.

Если собственные частоты колебаний системы шины - изолятор совпадут с частотой изменения электродинамических сил, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственная частота fо меньше 30 Гц и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает.

Частота собственных колебаний для алюминиевых жёстких шин

fо = ,

где l - длина пролёта между изоляторами, l = 9 м ;

J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной

направлению изгибающей силы, (см4);

q - поперечное сечение шины, (см2).

Определяем пролёт l при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

200 ,

,

Если шины на изоляторах расположены плашмя, то

J = см4;

м2;

м.

Принимаем пролёт 1,5 м; расстояние между фазами а = 0,8 м.

Определяем расстояние между прокладками:

м.

Механическая система две полосы - изоляторы должна иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц, чтобы не произошло резкого увеличения усилия в результате механического резонанса. Исходя из этого величина lп выбирается ещё по одному условию:

м,

Jп = (hb3)/12 =10/12 = 0.83 см4;

где Е = 71010 Па - модуль упругости;

Кф = 0,4 - коэффициент формы;

ап = 2b = 2 см.

Масса полосы mп на 1 м определяется по сечению q, плотности материала шин (для алюминия 2,710-3 кг/см3) и длине 100 см:

mп = 2,710-3101100 = 2,7 кг/м.

Принимаем меньшее значение lп = 0,51 м, тогда число прокладок в пролёте:

n =

Принимаем n = 2.

При двух прокладках в пролёте расчётный пролёт

м.

Определяем силу взаимодействия между полосами:

Н/м, где b = 10 мм = 0,01 м.

Напряжение в материале полос:

МПа,

где Wп = (b2h)/6 = 1.67 cм3.

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

МПа,

где Wф = (bh2)/3 = 100/3 = 33.3 см3;

расч = ф + п = 4,91 + 42 = 46,91 МПа, что меньше доп = 75 МПа.

Таким образом, шины механически прочны.

Размещено на Allbest.ru