Электрическая часть станции ТЭЦ мощностью 60 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский национальный технический университет

Энергетический факультет

Кафедра «Электрические станции»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине: «Электрическая часть электрических станций и подстанций»

Минск 2007

ВВЕДЕНИЕ

Развитие тепловых электростанций непосредственно связано с централизацией теплоснабжения. Централизация производства тепла остаётся главнейшим направлением повышения эффективности системы теплоснабжения.

В курсовом проекте разрабатывается электрическая часть станции ТЭЦ мощностью 60 МВт. По заданию станция должна иметь три распределительных устройства (РУ): 10 кВ (РУ НН), 35 кВ (РУ СН) и 220 кВ (РУ ВН). Потребители подключаются к РУ НН (Рмакс.10=30МВт) и к РУ СН (Рмакс.35=40 МВт), минимальные нагрузки по заданию следует принять 74% от максимальных. Расходы на собственные нужды 11%. Связь с системой осуществляется через РУ ВН воздушной линией протяжённостью 100 км.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов теплом и электроэнергией. При такой комбинированной выработке электрической и тепловой энергии достигается значительная экономия топлива сравнительно с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и получением тепла от местных котельных. Поэтому станции типа ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с большим потреблением тепла.

В курсовом проекте производится: выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии; выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений; расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей; выбор аппаратов; выбор токоведущих частей; выбор типов релейной защиты; выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов; выбор конструкций распределительных устройств.

Электрическая часть каждой электростанции, прежде всего, характеризуется схемой электрических соединений, на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты, и аппараты электрической части станции и соединения между ними. В графической части проекта приведены главная схема электрических соединений и конструктивные чертежи РУ 10кВ.

1. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ

электрический ток распределительный устройство

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы. Одновременно с выбором основного оборудования разрабатываются и схемы, в которых оно будет работать.

До разработки главной схемы составляют структурные схемы выдачи электроэнергии (мощности), на которых показываются основные функциональные части установки (генераторы, трансформаторы, распределительные устройства) и связи между ними.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения нагрузки между распределительными устройствами разного напряжения.

По заданию ТЭЦ имеет связь с системой на напряжении 220 кВ, поэтому необходимо сооружение распределительного устройства высокого напряжения. Связь между РУ разного напряжения осуществляется с помощью трансформаторов. Поскольку нагрузка на напряжении 10 кВ составляет более 50% мощности станции (30 МВт для ТЭЦ-60 МВт), то питание потребителей генераторного напряжения целесообразно осуществлять от главного распределительного устройства (ГРУ) [1].

Электрические машины и трансформаторы, устанавливаемые на ТЭЦ, нуждаются в управлении и защите от повреждений и анормальных режимов. Для этого необходимы коммутационные аппараты, измерительные трансформаторы, токоограничивающие реакторы, разрядники и другое вспомогательное электрическое оборудование первичных (силовых) цепей.

Необходимы также аппараты управления, контроля, измерений, релейной защиты и автоматики, образующие вторичные цепи электрической установки.

На рисунке 1.1 показаны возможные к применению структурные схемы выдачи электроэнергии на ТЭЦ.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.1 - Структурные схемы проектируемой ТЭЦ-60 МВт

Число и мощность генераторов на ТЭЦ выбирают в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок. При этом необходимо стремиться установить однотипные турбогенераторы. При выборе числа и мощности генераторов ТЭЦ, присоединённых к шинам генераторного напряжения, руководствуются следующими соображениями [1]:

1. число генераторов, присоединённых к ГРУ, не должно быть меньше двух и больше четырёх;

2. суммарная мощность генераторов, присоединённых к шинам генераторного напряжения, должна несколько превышать мощность, выдаваемую с этих шин потребителям (включая собственные нужды).

Для выработки электроэнергии будем использовать для первого варианта три генератора Т-20-2У3, а для второго варианта - два генератора типа ТВС-32У3 [4]. Параметры генераторов приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Параметры генераторов

Тип генератора
Т-20-2У3	25	20	10,5	0,8	1,375	0,131
ТВС-32У3	40	32	10,5	0,8	2,2	0,153

Для выбора трансформаторов связи РУ 10 кВ, 35 кВ 220 кВ необходимо рассмотреть два режима [2]:

1. Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного и среднего напряжения:

(1.1)

где и - номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;

- минимальная нагрузка шин генераторного напряжения;

- средний коэффициент мощности нагрузки , принимаем 0,85;

и - мощность собственных нужд, и коэффициент мощности (принимаем равным 0,8);

2. Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного и среднего напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из генераторов:

(1.2)

где и - максимальная нагрузка и максимальный коэффициент мощности потребителей на среднем напряжении (= 0,9 для U=35 кВ);

Проведём расчёт для трёхобмоточных трансформаторов связи (первый вариант структурной схемы):

Расчет по формуле (1.1):

МВ•А.

Расчет по формуле (1.2):

МВ•А.

После нахождения потоков мощности определяем мощность трансформатора по абсолютно большему значению :

(1.3)

МВ•А.

В качестве трансформаторов связи для первого варианта схемы принимаем выполненные на заказ трёхобмоточные трансформаторы ТДТН-32000/220 [4] (номинальные данные приняты как средние значения параметров трансформаторов ТДТН-25000/220 и ТДТН-40000/220, представлены в табл. 1.2).

Проведём расчёт для трёхобмоточных трансформаторов связи (второй вариант структурной схемы):

Расчет по формуле (1.1):

МВ•А.

Расчет по формуле (1.2):

МВ•А.

После нахождения потоков мощности определяем мощность трансформатора по абсолютно большему значению :

МВ•А.

В качестве трансформаторов связи для второго варианта схемы принимаем трёхобмоточные трансформаторы ТДТН-40000/220 [4] (номинальные данные представлены в табл. 1.2).

Собственные нужды проектируемой ТЭЦ составляют 11% от её мощности и включают потребители 6 и 0,4 кВ. Для питания системы собственных нужд используются рабочие трансформаторы (ТСН) собственных нужд и резервный трансформатор собственных нужд (РТСН).

Выбираем трансформатор собственных нужд:

(1.4)

где PСН - мощность СН.

Для первого варианта:

МВ•А.

Выбираем выполненный на заказ трёхобмоточный трансформатор ТМНС - 3200/10. Параметры приведены в табл. 1.2.

Для второго варианта:

МВ•А.

Выбираем трансформатор ТМНС - 6300/10. Параметры приведены в табл. 1.2.

РТСН присоединяются к выводам низшего напряжения трансформаторов связи. Мощность резервного ТСН должна быть примерно в 1,5 раза больше рабочего ТСН [1].

Выбираем резервный трансформатор СН.

Для первого варианта:

кВ•А.

Выбираем трансформатор ТМНС-6300/10.

Для второго варианта:

кВ•А.

Выбираем трансформатор ТДНС-10000/10.

Таблица 1.2 - Параметры трансформаторов

Тип	ТДТН-32000/220	ТДТН-40000/220	ТМНС-3200/10	ТМНС-6300/10	ТДНС-10000/10
UВН.ном, кВ	230	230	10,5	10,5	10,5
UСН.ном, кВ	38,5	38,5	-	-	-
UНН.ном, кВ	11	11	6,3	6,3	6,3
Рх, кВт	49	54	4	8	12
Рк.ВН-НН, кВт	175	220	30	46,5	60
uк.в-н, %	21	22	8	8	8
uк.в-с, %	13	11	-	-	-
uк.с-н, %	9	9,5	-	-	-
Iх, %	0,8	0,55	0,9	0,8	0,75

Предварительный выбор секционного реактора:

(1.5)

кА.

Выбираем реактор РБ-10-1600-0,35У3 [4].

2. ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

Для выбора схемы электрических соединений РУ необходимо определить число присоединений в каждом из РУ [5]. Число присоединений рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (nлэп), числа линий связи с системой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св) или питающих трансформаторов (nт), подключённых к данному РУ:

nп.i=nлэп+nсв+nт.св+nт. (2.1)

Количество присоединений определяется исходя из длительности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

. (2.2)

где Рмакс - максимальная мощность, выдаваемая на данном классе напряжения, МВт;

Рлэп - наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт; выбираем по [1].

Тогда для напряжения 10,5 кВ:

линий

Принимаем 6 линий.

А для напряжения 35 кВ:

линии.

Принимаем 4 линии.

Количество присоединений РУ каждого напряжения:

nп.220=0+2+2+0=4 присоединения;

nп.35=4+0+2+0=6 присоединений;

nп.10=6+0+2+0=8 присоединений.

Для РУ ВН 220 кВ при четырёх подключениях принимаем схему четырёхугольника (с возможностью расширения до расширенного четырёхугольника).

Для РУ СН 35 кВ принимаем одиночную секционированную систему шин, к которой соответственно будут подключены два трансформатора связи и 4 линии к потребителям.

Для РУ 10 кВ принимаем схему с одиночной секционированной системой шин. Для ограничения токов КЗ в схеме с генераторами 32 МВт и выше используем секционный и групповые реакторы.

Рассмотрим два варианта - Рис.2.1.

Рисунок 2.1 - Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

Технико-экономическое сравнение вариантов производится с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными напряжениями, определения мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда заданным техническим требования удовлетворяют несколько схем [1].

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

, (2.3)

где К - капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.;

рн - нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,125;

И - годовые эксплуатационные издержки'

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Для уменьшения объема вычислений исключаем из расчета капиталовложения, которые являются одинаковыми для двух вариантов.

В таблице 2.1 приведены капиталовложения для обоих вариантов.

Таблица 2.1 - Результаты подсчёта капиталовложений

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. у.е.	Вариант 1	Вариант 2
		Кол.	Общая стоимость тыс. у.е.	Кол.	Общая стоимость тыс. у.е.
Т-20-2У3	140	3	420	-	-
ТВС-32У3	250	-	-	2	500
ТДТН-32000/220	123	2	246	-	-
ТДТН-40000/220	130	-	-	2	260
ТМНС-3200/10	15	3	45	-	-
ТМНС-6300/10	25	1	25	2	50
ТДНС-10000/10	43	-	-	1	43
Ячейка ГРУ 10 кВ	8,5	15	127,5	10	85
РБ-10-1600-0,35У3	4,2	-	-	1	4,2
Общая стоимость	-	-	863,5	-	942,2

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:

тыс. у.е.; (2.4)

где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание, %.

Для оборудования проекта примем Ра = 6,4 %, Ро = 3%;

ДЭ - потери энергии в кВт·ч;

в - стоимость одного кВт·ч потерянной энергии, равная 0,8 цента/(кВт·ч).

Потери энергии, кВт·ч, в трехобмоточном трансформаторе:

(2.5)

где ДРхх - потери холостого хода;

ДРкз - потери короткого замыкания;

Sн - номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

Sм - максимальная нагрузка трансформатора;

Т - число часов работы трансформатора, можно принять Т=8760 час;

ф - число часов максимальных потерь, принимаем ф = 4900 час.

Потери энергии в трансформаторах по двум вариантам:

кВт.

Потери энергии в трансформаторах для первого варианта:

Максимальные нагрузки трансформаторов:

МВ•А; (по 1.2)

МВ•А;

МВ•А; (по 1.2)

Потери энергии в трансформаторах для второго варианта:

Максимальные нагрузки трансформаторов:

МВ•А; (по 1.2)

МВ•А;

 МВ•А; (по 1.2)

Первый вариант:

тыс. у.е.; (2.6)

где ДР - разность мощностей проектируемых ТЭЦ, МВт;

тыс. у.е.

тыс. у.е.

Второй вариант:

тыс. у.е.; (2.7)

тыс. у.е.

тыс. у.е.

На основании результатов технико-экономического сравнения наиболее целесообразным является вариант №2.

3. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо сначала правильно оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему; наметить места расположения расчётных точек КЗ.

Расчётные точки намечаются в следующих местах [1]:

1. на сборных шинах РУ каждого напряжения;

2. на выводах генератора;

3. за линейным реактором;

4. за трансформаторами собственных нужд.

Расчётное время КЗ оценивают в зависимости от цели расчёта: для проверки оборудования на электродинамическую стойкость tрасч=0 при токе Iп0; для проверки выключателей на отключающую способность расчётное время определяется как сумма наименьшего возможного времени действия защиты (0,01 с) и собственного времени отключения выключателя для тока Iп.ф.

В качестве расчётного вида КЗ принимаем трёхфазное короткое замыкание. Исходная расчётная схема КЗ показана на рис. 3.1 и 3.2.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.1 - Расчётные точки короткого замыкания

Определим значения сопротивлений на схеме замещения (рис. 3.2).



Рисунок 3.2 - Схема замещения для расчетов токов КЗ

Исходные данные для проведения расчётов тока КЗ: Sс=? МВА; X*с=0. (X1=0) Следует задаться базисными значениями мощности и тока и опеределить сопротивления ЛЭП, трансформатора, генераторов и реакторов в относительных единицах.

Задаёмся базисными мощностью и напряжениями:

Sб=100 МВА; Uб1=230 кВ; Uб2=37 кВ; Uб3=10,5 кВ, Uб4=6,3 кВ.

Значения базисных токов определяются по формуле:

(3.1)

 кА; кА; кА;

кА;

Сопротивление ЛЭП:

(3.2)

где Худ - удельное сопротивление 1 км линии, равное 0,4 Ом.

l - длина линии, 100 км;

Uср.н.2 - средненоминальное напряжение, 230 кВ;

.

Сопротивление трёхобмоточного трансформатора:

(3.3)

(3.4)

(3.5)

Сопротивления соответствующих обмоток трёхобмоточного трансформатора ТДТН-40000/220 по (3.3) - (3.4):

Сопротивление двухобмоточного трансформатора:

 (3.6)

Трансформатор собственных нужд (ТДНС-6300/10) по (3.6):

Резервный трансформатор собственных нужд (ТДНС-10000/10) по (3.6):

Секционный реактор (РБ 10-1600-0,35У3):

(3.7)

Генераторы (ТВС-32У3):

(3.8)

ЭДС генератора (ТВС-32У3):

(3.9)

.

Расчет токов КЗ в точке К1 (шины ОРУ-220 кВ).

Производим преобразования исходной расчётной схемы к простейшему виду, сворачивая её к точке КЗ.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.3 - Схема замещения для расчёта точки К1

а) ;

;

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.4 - Последовательное преобразование схемы (а-д)

б) ;

;

;

;

в) ;

;

г) ;

;

д) .

Периодические составляющие тока КЗ в именованных единицах при t=0:

кА;

кА.

Полный ток КЗ:

кА.

Ударный ток КЗ:

(3.10)

где Ку - ударный коэффициент, определяем по [1].

кА;

кА;

Ударный ток КЗ в К1:

 кА.

Периодические составляющие тока КЗ в произвольный период времени (при t=ф) принимаем равным периодическим составляющим тока КЗ при t=0 (кроме расчета точки КЗ К3 на ГРУ-10 кВ для точного определения Iпф для выбора выключателей):

.

Апериодическая составляющая тока КЗ в произвольный период времени (при t=ф):

(3.11)

где ф - время отключения выключателя, с;

Tа - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с (по [1]).

ф=tрз+tо; (3.12)

где tрз - время действия релейной защиты, с (tрз=0,01с);

tо - полное время отключения выключателя, с.

Рассчитываем ф для элегазового выключателя:

ф=0,01+0,05=0,06 с.

Рассчитываем апериодическую составляющую тока КЗ в произвольный период времени:

кА;

 кА;

кА.

Для других точек КЗ производится аналогичный расчет, а результаты сводятся в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Результаты расчетов токов КЗ

Точка КЗ	Источник	Та, с	, с	Ку	Токи КЗ, кА
					Iпо	Iп	ia	Iу
К1 Шины ОРУ-220 кВ	Система	0,03	0,06	1,72	6,64	6,64	1,27	16,15
	Г1,2	0,115	0,06	1,92	0,59	0,59	0,49	1,59
	Сумма				7,23	7,23	1,76	17,74
К2 Шины ОРУ-35 кВ	Система	0,115	0,07	1,92	8,45	8,45	6,50	22,94
	Г1,2	0,115	0,07	1,92	5,33	5,33	4,10	14,46
	Сумма				13,78	13,78	10,60	37,40
К3 ГРУ-10 кВ	Система	0,05	0,04	1,95	12,62	12,62	8,02	32,49
	Г1,2	0,185	0,04	1,82	22,51	18,21	25,34	62,06
	Сумма				35,13	30,8	33,66	94,55
К4 ТСН-1 6,3 кВ	Система	0,045	0,04	1,8	2,42	2,42	1,41	6,17
	Г1,2	0,045	0,04	1,8	4,32	4,32	2,51	11,0
	Сумма				6,74	6,74	3,92	17,17
К5 РТСН 6,3 кВ	Система	0,045	0,04	1,8	3,60	3,60	2,10	9,17
	Г1,2	0,045	0,04	1,8	6,42	6,42	3,73	16,35
	Сумма				10,02	10,02	5,83	25,52

4. ВЫБОР АППАРАТОВ

Выбор реакторов

В соответствии с выбранным числом секций ГРУ определяют схему включения секционных реакторов - разомкнутую при числе секций две - три и кольцевую при числе секций три-четыре. Анализируя возможность перетоков между секциями в нормальном режиме и при отключении питающих присоединений - генераторов, трансформаторов связи, выбирают номинальные токи секционных реакторов. Обычно они определяются . Полученное значение округляют до ближайшей большей каталожной величины. Затем по UНОМ и IНОМ выбирают реактор с наибольшим индуктивным сопротивлением. В п.1 предварительно выбран реактор РБ-10-1600-0,35У3.

Проверка стойкости реактора в режиме КЗ.

кА;

.

Принимаем два реактора РБ-10-1600-0,35У3, включенных параллельно (чтобы обеспечить их электродинамическую стойкость к токам КЗ).

Проверка на термическую стойкость.

Ток 8-ми секундной термической устойчивости реактора РБ-10-1600-0,35У3 кА, тогда

.

Таким образом, выбранный реактор термически устойчив.

Место подключения линейных реакторов определяется структурной схемой ТЭЦ. Номинальный ток реактора определяется исходя из наибольшего тока группы линий. Рекомендуется, чтобы число линий присоединенных к реактору не превышало 3-4.

(4.1)

кА.

Результирующие сопротивление цепи КЗ до реактора ХУ можно определить по выражению:

 (4.2)

Ом.

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения Iном.откл:

(4.3)

где 20 - Iном.откл - номинальный ток отключения вакуумного выключателя BB/TEL-10-20/1600 У2.

Ом.

ХРез=ХТРЕБ-ХУ = 0,303-0,173=0,13 Ом.

Выбираем реактор РБГ-10-1600-0,14У3 (по [4]).

Результирующее сопротивление:

Х'рез= ХУ +Хр = 0,173+0,14=0,313 Ом.

Проверка выбранного реактора:

кА.

Проверка стойкости реактора в режиме КЗ.

кА;

.

Проверка на термическую стойкость.

Ток 8-ми секундной термической устойчивости реактора РБГ-10-1600-0,14У3 кА, тогда

.

Таким образом, выбранный реактор термически устойчив.

Выбор выключателей и разъединителей

1) Выключатель и разъединитель, находящиеся на шинах ОРУ-220 кВ за трансформатором ТДТН - 40000/220.

Расчетные токи продолжительного режима определяются:

(4.4)

А.

Наибольший рабочий ток присоединения с учетом возможных длительных перегрузок:

(4.5)

А.

По каталожным данным выбираем элегазовый выключатель ВГК-220II-31,5/3150У1 [6].

Данные по выбору сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Выбор выключателей и разъединителей ОРУ-220 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГК-220II-31,5/3150У1	Разъединитель РНДЗ.1-220/1000У1
Uуст = 220 кВ	Uном = 220 кВ	Uном = 220 кВ
Iмакс = 147 А	Iном = 3150 А	Iном = 1000 А
Iп, = 7,23 кА	Iном.откл = 31,5 кА	-
ia, = 1,76 кА	ia..ном==v2· Iном.откл ·в = v2•31,5•0,25 =24,7 кА	-
Iп. + iа. = = 7,23+1,76 =12,0 кА	I ном.откл(1+ном) = =31,5(1+0,25) =55,7кА	-
Iп,о = 7,23 кА	Iдин = 40 кА	-
iу = 17,74 кА	iдин = 102 кА	iдин = 100 кА
Вк = 7,232•(0,06+0,115) =9,1 кА2•с	IТ2•tТ = 402•2= 3200 кА2•с	IТ2•tT = 402•3=4800 кА2•с

2) Выключатель и разъединитель, находящиеся за силовым трансформатором

ТДТН - 40000/220 на стороне напряжения 35 кВ.

Расчетные токи продолжительного режима определяются по (4.4):

А.

Наибольший рабочий ток присоединения с учетом возможных длительных перегрузок по (4.5):

А.

По каталожным данным выбираем вакуумный выключатель ВБЭТ-35 III-25/1600УХ1 [6].

Данные по выбору сводим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Выбор выключателей и разъединителей РУ-35 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВБЭТ-35 III-25/1600УХ1	Разъединитель РНДЗ.1-35/1000У1
Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ	Uном = 35 кВ
Iмакс = 924 А	Iном = 1600 А	Iном = 1000 А
Iп, = 13,78 кА	Iном.откл = 25 кА	-
ia, = 10,60 кА	ia..ном==v2· Iном.откл ·в = v2•25•0,20 =9,5 кА	-
Iп. + iа. = =13,78+10,6 =30,1 кА	I ном.откл(1 + ном) = =25(1+0,20) =42,4 кА	-
Iп,о =13,78 кА	Iдин = 25 кА	-
iу = 37,4 кА	iдин = 63 кА	iдин = 63 кА
Вк =13,78•(0,07+0,115)=35,1кА2•с	IТ2•tТ = 252•3= 1875 кА2•с	IТ2•tT = 252•4=2500 кА2•с

3) Разъединитель и выключатель, находящийся на стороне 10 кВ трансформатора ТДТН - 40000/220.

Расчетные токи продолжительного режима определяются по (4.4):

А.

Наибольший рабочий ток присоединения с учетом возможных длительных перегрузок по (4.5):

А.

По каталожным данным выбираем элегазовый выключатель ВГП-10-40/3150 [6].

Данные по выбору сводим в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 - Выбор выключателей и разъединителей РУ-10 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГП-10-40/3150	Разъединитель РВРЗ.1-10/4000У2
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмакс = 3079 А	Iном = 3150 А	Iном =4000 А
Iп, = 30,8 кА	Iном.откл = 40 кА	-
ia, = 33,66 кА	ia..ном==v2· Iном.откл ·в = v2•40•0,40 =22,6 кА	-
Iп. + iа. = = 30,8+33,66=77,2 кА	I ном.откл(1 + ном) = =40(1+0,40) =79,2кА	-
Iп,о = 35,13 кА	Iдин = 40 кА	-
iу = 94,55 кА	iдин = 128 кА	iдин = 180 кА
Вк = 35,132•(0,04+0,185) =278 кА2•с	IТ2•tТ =402•3= 4800 кА2•с	IТ2•tT = 712•4=20164 кА2•с

4) Выключатель и разъединитель для генераторов ТВС-32У3.

Расчетные токи продолжительного режима определяются по (4.4):

 А.

Наибольший рабочий ток присоединения с учетом возможных длительных перегрузок по (4.5):

А.

По каталожным данным выбираем элегазовый выключатель ВГП-10-40/3150 [6].

Данные по выбору сводим в таблицу 4.4.

Таблица 4.4 - Выбор выключателей и разъединителей генераторов ТВС-32У3

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГП-10-40/3150	Разъединитель РВРЗ.1-10/2500У2
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмакс = 2425 А	Iном = 3150 А	Iном =2500 А
Iп, = 30,8 кА	Iном.откл = 40 кА	-
ia, = 33,66 кА	ia..ном==v2· Iном.откл ·в = v2•40•0,40 =22,6 кА	-
Iп. + iа. = = 30,8+33,66=77,2 кА	I ном.откл(1 + ном) = =40(1+0,40) =79,2кА	-
Iп,о = 35,13 кА	Iдин = 40 кА	-
iу = 94,55 кА	iдин = 128 кА	iдин = 125 кА
Вк = 35,132•(0,04+0,185) =278 кА2•с	IТ2•tТ =402•3= 4800 кА2•с	IТ2•tT = 452•4=8100 кА2•с

5) Выключатель и разъединитель, находящиеся за трансформатором собственных нужд ТМНС - 6300/10 на стороне напряжения 10 кВ.

Расчетные токи продолжительного режима определяются по (4.4):

А.

Наибольший рабочий ток присоединения с учетом возможных длительных перегрузок по (4.5):

 А.

По каталожным данным выбираем элегазовый выключатель ВГП-10-40/1600 [6].

Данные по выбору сводим в таблицу 4.5.

Таблица 4.5 - Выбор выключателей и разъединителей для трансформатора собственных нужд ТМНС - 6300/10

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГП-10-40/1600	Разъединитель РВ-10/1000У2
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмакс = 382 А	Iном = 630 А	Iном =1000 А
Iп, = 30,8 кА	Iном.откл = 40 кА	-
ia, = 33,66 кА	ia..ном==v2· Iном.откл ·в = v2•40•0,40 =22,6 кА	-
Iп. + iа. = = 30,8+33,66=77,2 кА	I ном.откл(1 + ном) = =40(1+0,40) =79,2кА	-
Iп,о = 35,13 кА	Iдин = 40 кА	-
iу = 94,55 кА	iдин = 128 кА	iдин = 100 кА
Вк = 35,132•(0,04+0,185) =278 кА2•с	IТ2•tТ =402•3= 4800 кА2•с	IТ2•tT = 402•4=6400 кА2•с

6) Выключатель и разъединитель, находящиеся за резервным трансформатором собственных нужд ТДНС - 10000/10 на стороне напряжения 10 кВ.

Расчетные токи продолжительного режима определяются по (4.4):

А.

Наибольший рабочий ток присоединения с учетом возможных длительных перегрузок по (4.5):

А.

По справочнику выбираем элегазовый выключатель ВГП-10-40/1600.

Данные по выбору сводим в таблицу 4.6.

Таблица 4.6 - Выбор выключателей и разъединителей для резервного трансформатора собственных нужд ТДНС - 10000/10

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГП-10-40/1600	Разъединитель РВ-10/1000У2
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмакс = 606 А	Iном = 630 А	Iном =1000 А
Iп, = 30,8 кА	Iном.откл = 40 кА	-
ia, = 33,66 кА	ia..ном==v2· Iном.откл ·в = v2•40•0,40 =22,6 кА	-
Iп. + iа. = 30,8+33,66=77,2 кА	I ном.откл(1 + ном) = =40(1+0,40) =79,2кА	-
Iп,о = 35,13 кА	Iдин = 40 кА	-
iу = 94,55 кА	iдин = 128 кА	iдин = 100 кА
Вк = 35,132•(0,04+0,185) =278 кА2•с	IТ2•tТ =402•3= 4800 кА2•с	IТ2•tT = 402•4=6400 кА2•с

7) Секционный выключатель и разъединитель.

Наибольший рабочий ток присоединения с учетом возможных длительных перегрузок по (4.5):

А.

По каталожным данным выбираем элегазовый выключатель ВГП-10-40/3150 [6].

Данные по выбору сводим в таблицу 4.7.

Таблица 4.7 - Выбор секционных выключателей и разъединителей

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГП-10-40/3150	Разъединитель РВРЗ.2-10/2500У2
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмакс = 2425 А	Iном = 3150 А	Iном =2500 А
Iп, = 30,8 кА	Iном.откл = 40 кА	-
ia, = 33,66 кА	ia..ном==v2· Iном.откл ·в = v2•40•0,40 =22,6 кА	-
Iп. + iа. = = 30,8+33,66=77,2 кА	I ном.откл(1 + ном) = =40(1+0,40) =79,2кА	-
Iп,о = 35,13 кА	Iдин = 40 кА	-
iу = 94,55 кА	iдин = 128 кА	iдин = 125 кА
Вк = 35,132•(0,04+0,185) =278 кА2•с	IТ2•tТ =402•3= 4800 кА2•с	IТ2•tT = 452•4=8100 кА2•с

8) Выключатель для кабельных линий и разъединитель для линейного реактора.

Наибольший рабочий ток присоединения с учетом возможных длительных перегрузок по (4.5):

А.

По каталожным данным выбираем вакуумный выключатель BB/TEL-10-20/630У2 [6].

Данные по выбору сводим в таблицу 4.8.

Таблица 4.8 - Выбор выключателя для кабельных линий и разъединитель для линейного реактора

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель для КЛЭП BB/TEL-10-20/630У2	Разъединитель для линейного реактора РВРЗ-III-2-10/2000У3
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмакс = 379 А	Iном = 630 А	Iном =2000 А
Iп, = 19,4 кА	Iном.откл = 20 кА	-
ia, = 13,2 кА	ia..ном==v2· Iном.откл ·в = v2•20•0,40 =11,3 кА	-
Iп. + iа. = = 19,4+13,2=37,7 кА	I ном.откл(1 + ном) = =20(1+0,40) =39,6кА	-
Iп,о = 19,4 кА	Iдин = 20 кА	-
iу =48,9 кА	iдин = 51 кА	iдин = 85 кА
Вк = 19,42•(0,04+0,045) =32,0 кА2•с	IТ2•tТ =202•3= 1200 кА2•с	IТ2•tT = 31,52•4=3970 кА2•с

Выбор разрядников

Для защиты от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений изоляции оборудования применяют следующие виды разрядников:

РВС - 220 МУ1 (для электрооборудования 220 кВ);

РВС - 35 У1 (для электрооборудования 35 кВ).

5. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Выбор шин на ГРУ

Максимальный расчетный ток:

(5.1)

кА.

Сборные шины по экономической плотности не выбираются, поэтому сечения выбираем по допустимому току. Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения [4]: 2(125Ч55Ч6,5), высота h=125 мм, ширина полки b=55 мм, толщина шины 6,5 мм. Сечение 2(1370)мм2, (момент сопротивления одной шины Wх-х =50 см3; момент сопротивления одной шины Wy-y = 9,5 см3, r =10мм.)

Iдоп=4640А>Iмакс=4600A.

Проверка на термическую стойкость:

(5.2)

где Bk - тепловой импульс;

С - коэффициент, учитывающий материал шин, по [1]

.

Проверка на механическую прочность.

Из табл. Iу=90,56 кА; Wy0-y0=100 см3, т. е. шины расположены в горизонтальной плоскости и соединены жестко между собой.

Электродинамические усилия при действии ударного тока:

(5.3)

Н/м

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

(5.4)

МПа,

где W = 2Wх-х.

Максимальное электродинамическое усилие от взаимодействия швеллеров в пакете (принимаем kф = 1, h - расстояние между наружными стенками):

(5.5)

Н/м.

Условие механической прочности:

урасч = уф + уп < удоп (5.6)

Принимаем алюминиевые шины марки АДО с удоп = 40 МПа [2].

Тогда имеем, что уп.доп = удоп - уф = 40 - 7,03= 32,97 МПа.

Определяем максимальное расстояние между осями прокладок:

(5.7)

м.

Принимаем расстояние между осями прокладок lп = 1 м.

Выбор изоляторов.

Выбираем опорные изоляторы И8-80 УХЛ3.

Изоляторы выбираем по:

- номинальному напряжению Uном. изол?Uуст, т. е. 10=10кВ;

- по допустимой нагрузке Fрасч ? Fдоп;

(5.8)

Н.

Поправка на высоту коробчатых шин:

; (5.9)

Fдоп=0,6•Fразр=0,6•8000=4800 Н;

Fизг=1,53•3018=4618Н<4800 Н что удовлетворяет условию механической прочности.

Механический расчет шин коробчатого сечения производится без учета механических колебаний (шины не проверяются на вибрацию) ([2, стр. 235]).

Выбор гибкого токопровода для соединения генератора ТВС-32 с ГРУ 10 кВ (от машинного отделения до ГРУ)

Тмах=4900ч.

h=2 м - стрела провеса провода

Iп,о=35,13 кА.

Выбираем сечение провода по экономической плотности тока:

(5.10)

где - экономическая плотность тока.

Iнорм - ток нормального режима, из п.4

мм2.

Принимаем 2 несущих провода АС-240/39. Тогда сечение проводов будет:

(5.11)

Число проводов А-240 будет:

Принимаем токопровод 2ЧАС-240/39+6ЧА-240/39 диаметром d=240 мм, расстояние между фазами D=3 м.

2) Проверяем по допустимому току:

Должно выполняться условие:

 (5.12)

Тогда 4880>2425, условие выполняется.

3) Пучок гибких голых проводов имеет большую поверхность охлаждения, поэтому проверку на термическую стойкость производить не будем.

4) Проверяем токопровод по условиям схлёстывания.

Находим силу взаимодействия между фазами:

(5.13)

Сила тяжести 1 м провода с учётом массы колец 1.6 кг, если АС-240/39 - 0,952 кг и А-240 - 0,655 кг.

Принимая tрз=0,01 с (из выбора выключателя на ГРУ), рассчитаем эквивалентное по импульсу время действия защиты (с учётом влияния апериодической составляющей тока КЗ)

tэк=0,04+0,01=0,05 с.

(5.14)

По рассчитанным отношениям по диаграмме [1] находим:

Определяем допустимое отклонение фаз и сравниваем с расчётным значением:

 (5.15)

где - наибольшее допустимое расстояние в свету между фазами в момент их наибольшего сближения (для токопроводов генераторного напряжения по [4])

Схлёстывание не произойдёт, так как >b.

Выбор голых алюминиевых шин для соединения генератора ТВС-32 с ГРУ 10 кВ (в пределах машинного отделения)

1) Выбираем сечение шин по экономической плотности тока по (5.10):

мм2.

Выбираем алюминиевые двухполосные шины 2(100Ч10) с площадью сечения 2000 мм2 и Iдоп=2860 А.

2) Должно выполняться условие

.

2860 А>2425 А - условие выполняется.

3) Для обеспечения механической прочности шин должно выполняться условие:

(5.16)

Определяем пролет l при расположении шин на изоляторах «плашмя» (при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц) [2]:

; (5.17)

где J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см4, определяем для двухполосных шин [2]:

, см4. (5.18)

см4.

q - поперечное сечение шины см2.

м2; м.

Принимаем расположение пакета шин «плашмя», пролет lф=1,8 м; расстояние между фазами a=0,8 м.

Определяем расстояние между прокладками [2]:

; (5.19)

; (5.20)

где aп - расстояние между осями полос, см, aп=2b=2 см;

E - модуль упругости материала шин, Па (по [2] E=7•1010 Па);

Jп - момент инерции поперечного сечения полосы, см4 [2]:

, см4.

kф - коэффициент формы (по [2] kф=0,4);

mп- масса полосы на единицу длины, кг/м, (по [2] mп=2,69 кг/м).

м;

м.

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

; (5.21)

.

Принимаем n=4. При 4 прокладках в пролете расчетный пролет:

м.

Определяем силу взаимодействия между полосами [2]:

(5.22)

Н/м.

Напряжение в материале полос [2]:

; (5.23)

где Wп - момент сопротивления полосы, см3.

см3.

 МПа.

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз [2]:

. (5.24)

где Wф - момент сопротивления шины, см3.

см3.

МПа.

Расчетное напряжение:

. (5.25)

МПа.

Проверяем шины по (5.16). Применяем алюминиевые шины марки АДО с удоп=40МПа:

МПа.

Условие выполняется. Шины механически прочны.

Выбор изоляторов: выбираем опорные изоляторы И4-80-УХЛ3

Изоляторы выбираем по:

- номинальному напряжению Uном. изол?Uуст, т. е. 10=10кВ;

- по допустимой нагрузке Fрасч ? Fдоп;

Н.

Поправка на высоту коробчатых шин:

;

Fдоп=0,6•Fразр=0,6•8000=4800Н;

Fизг=1,68•1448=2433Н<4800 Н, что удовлетворяет условию механической прочности.

Выбор шин ОРУ 220 кВ

На напряжение 220 кВ выбираются гибкие шины. Выбор производим по току самого мощного присоединения.

А.

Условие выбора:

Iмах Iдоп.

Выбираем провод АС-240/39 с параметрами (для избегания коронирования проводов):

1) d=21,6 мм - диаметр провода;

2) Iдоп=610 А - допустимый ток на открытом воздухе;

3) m=0,650 кг/м - масса одного метра провода;

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 450 см.

1) Так как шины расположены на открытом воздухе, то на термическую стойкость не проверяются.

2) Так как Iпо 21 кА, то на динамическую стойкость не проверяются.

3) Проверка шин на схлёстывание не производится, т.к. Iкз<20 кА (7,23 кА < 20 кА).Токоведущие части от выводов трансформатора до сборных шин ОРУ 220кВ выполняем гибкими проводами.

Сечение токоведущей части от выводов трансформатора 220 кВ выбираем по экономической плотности тока:

мм2.

Принимаем провод АС-240/39 Iдоп=610 А>147 А (чтобы не допустить коронирование проводов при напряжении 220 кВ).

Выбор шин ОРУ 35 кВ

Выбор производим по току самого мощного присоединения.

А.

Условие выбора:

Iмакс Iдоп.

Iмакс=924 А Iдоп=2•510=1010 А.

Выбираем 2 провода АС-185/29 с параметрами:

1) d=18,8 мм - диаметр провода;

2) Iдоп=510 А - допустимый ток на открытом воздухе (Iмакс=924 А Iдоп=2•510=1010 А);

3) m=0,50 кг/м - масса одного метра провода.

Проверка шин на схлёстывание не производится, т.к. Iкз< 20кА (13,78 кА < 20 кА).

Проверка на термическую стойкость шин выполненных голыми проводами на открытом воздухе не производится.

Сечение токоведущей части от выводов трансформатора 35 кВ выбираем по экономической плотности тока:

мм2.

Принимаем 2 провода АС-400/22. Iдоп=2•830=А>1660 А.

Шины для присоединения РТСН ТДНС-10000/10

Максимальный расчетный ток:

кА.

Принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения: 50Ч6, высота h=50 мм, толщина шины 6 мм. Сечение 300 мм2

Условие выбора:

Iмакс Iдоп.

Iдоп=665 А>Iмакс=606 A. Условие выполняется.

Проверка на термическую стойкость:

.

Условие термической стойкости выполняется.

Шины для присоединения ТСН ТМНС-6300/10

Максимальный расчетный ток:

кА.

Принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения: 40Ч5, высота h=40 мм, толщина шины 5 мм. Сечение 200 мм2.

Условие выбора:

Iмакс Iдоп.

Iдоп=540 А>Iмакс=382 A. Условие выполняется.

Проверка на термическую стойкость:

.

Условие термической стойкости выполняется.

Кабель от ТСН до РУСН

От трансформатора ТМНС-6300/10 до распределительного устройства собственных нужд применяется кабельное соединение.

Принимаем кабель марки ААГ, прокладывается в кабельных полуэтажах:

Uуст=6кВ?Uном=6кВ;

А.

Сечение токоведущей части выбираем по экономической плотности тока:

мм2.

Принимаем прокладку трех трехжильных кабелей марки ААГ с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией сечением 185 мм2 Iдоп=310 А.

Условие выбора:

Iмакс Iдоп.

Iдоп=3•310=930 А>Iмакс=577 A. Условие выполняется.

Проверка на термическую стойкость:

.

Условие термической стойкости выполняется.

Кабель от РТСН до РУСН

От трансформатора ТМНС-6300/10 до распределительного устройства собственных нужд применяется кабельное соединение.

Принимаем кабель марки ААГ, прокладывается в кабельных полуэтажах:

Uуст=6кВ?Uном=6кВ;

А.

Сечение токоведущей части выбираем по экономической плотности тока:

мм2.

Принимаем прокладку пяти трехжильных кабелей марки ААГ с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией сечением 185 мм2 Iдоп=310 А.

Условие выбора:

Iмакс Iдоп.

Iдоп=5•310=1550 А>Iмакс=916 A. Условие выполняется.

Проверка на термическую стойкость:

.

Условие термической стойкости выполняется.

6. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Защиты генератора и трансформатора:

- продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ - 562;

- продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ - 562;

- защита напряжения нулевой последовательности - от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;

- газовая защита трансформатора - от замыкания внутри кожуха трансформатора;

- токовая защита обратной последовательности, состоящая из двух фильтр - реле тока обратной последовательности РТФ - 2 и РТФ - 3. При этом чувствительный орган реле РТФ - 2 и РТФ - 3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле РТФ - 2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;

- токовая защита с пуском по минимальному напряжению - резервная от симметричных КЗ;

- защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания на землю;

- максимальная токовая защита от симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;

- цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;

- односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени - для защиты генератора.

Защиты трансформаторов собственных нужд:

- от повреждений внутри кожуха и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ - 562;

- от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла - газовая защита;

- от внешних КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) - 2) - МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;

- от перегрузки - МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.

Защита шин:

- дифференциальная токовая защита без выдержки времени, охватывающая все элементы, которые подсоединены к системе шин, осуществляется с помощью реле тока, отстроенного от переходного и установившегося тока небаланса;

- на обходном выключателе устанавливается трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;

- на обходном выключателе - четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;

- на шиносоединительном выключателе - двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

- на шиносоединительном выключателе - трёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

Защита ЛЭП:

- высокочастотная защита;

- трёхступенчатая дистанционная защита;

- токовая защита нулевой последовательности - для защиты от КЗ на землю.

7. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Выбор измерительных приборов

Тип прибора Класс точности

Турбогенератор.

Статор:

Амперметр в каждой фазе Э - 3771,5

Вольтметр Э - 3771,5

Ваттметр Д - 3651,5

Варметр Д - 3652,5

Счётчик активной энергии И - 6751,0

Счётчик реактивной энергии И - 675М2,0

Регистрирующие приборы

Частотомер Н - 3972,5

Суммирующий ваттметр Н - 3951,5

Варметр Н - 3951,5

Ротор:

Амперметр Э - 3771,5

Вольтметр Э - 3771,5

вольтметр в цепи основного и

и резервного возбудителя Э - 3771,5

Регистрирующие приборы

Частотомер Н - 3972,5

Суммирующий ваттметр Н - 3951,5

Варметр Н - 3951,5

Трансформатор связи.

НН: Амперметр Э - 3771,5

Ваттметр Д - 3651,5

Варметр с двухсторонней шкалой Д - 3652,5

ВН: Амперметр Э - 3771,5

3) Трансформатор собственных нужд.

Сторона питания:

Амперметр Э - 3771,5

Ваттметр Д - 3651,5

Счётчик активной энергии И - 6751,0

Шиносоеденительный выключатель

Амперметр Э - 3771,5

Обходной выключатель

Амперметр Э - 3771,5

Ваттметр Д - 3651,5

ВарметрД - 3652,5

Счётчик активной энергии И - 6751,0

Сборные шины 220 кВ

Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и регистрирующий вольтметр Э - 3771,5

Сборные шины 35 кВ

Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и регистрирующий вольтметр Э - 3771,5

Резервный трансформатор (РТСН)

Амперметр Э - 3771,5

Ваттметр Д - 3651,5

Счётчик активной энергии И - 6751,0

Выбор трансформаторов тока

Цепь генератора.

Встроенные в токопровод трансформаторы тока ТПШЛ-10-4000/5

Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в табл. 7.1

Таблица 7.1 - Измерительные приборы в цепи генератора

Прибор	Тип	Кол-во	Потребляемая мощность, В·А
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-377	3	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д-365	1	0,5		0,5
Варметр	Д-365	1	0,5		0,5
Счётчик активной энергии	И-675	1	2,5		2,5
Счетчик реактивной энергии	И-675М	1	2,5	2,5	2,5
Суммирующий ваттметр	Н-395	1	10		10
Варметр	Н-395	1	10	10	10
Суммарная нагрузка			26.1	12,6	26,1

Наибольшая нагрузка приходится на ТТ фаз А и С Sприб = 26,1 В·А.

Допускаемое сопротивление проводов:

rприб= Sприб / I22. (7.1)

rприб= 26,1/ 52 = 1,04 Ом

Тогда

rпр = Z2 ном - r приб - r к,. (7.2)

где rк - сопротивление в контактах, Ом;

rпр - сопротивление соединительных проводов, Ом;

Z2 ном - номинальная нагрузка, Ом.

rпр = 1,2 - 1,04 - 0,1 = 0,06 Ом.

Ориентировочная длина l = 40 м.

Во вторичных цепях электростанции используем медные жилы (с = 17,5·10-9 Ом·м). Тогда расчётное сечение проводов:

Выбираем кабель с алюминиевыми жилами сечением 12 мм2.

Трансформатор связи.

В трансформатор встроены трансформаторы тока типа ТВТ - 10 - 5000/5.

Таблица 7.2 - Измерительные приборы для трансформатора связи

Прибор	Тип	Кол-во	Потребляемая мощность, В·А
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-377	3	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д-365	1	0,5		0,5
Варметр	Д-365	1	0,5		0,5
Суммарная нагрузка			0,7	0,1	0,7

Наибольшая нагрузка приходится на ТТ фаз А и С Sприб = 7 В·А.

rприб= Sприб / I22 = 7/ 52 = 0,28 Ом

Тогда rпр = Z2 ном - r приб - r к,

где rк - сопротивление в контактах, Ом;

rпр - сопротивление соединительных проводов, Ом;

Z2 ном - номинальная нагрузка, Ом.

rпр = 1,2 - 0,28- 0,1 = 0,82Ом.

Ориентировочная длина l = 40 м.

Расчётное сечение проводов:

Выбираем кабель с алюминиевыми жилами сечением 2 мм2.

Цепь собственных нужд.

В трансформатор СН встроены трансформаторы тока типа ТВТ - 10 - 5000/5. С низкой стороны (6 кВ) трансформатора СН устанавливаем трансформаторы тока типа ТПЛШ - 10 - 2000/5.

Iр.мах= 1400 А < I н = 2000А

Uр.мах = 6 кВ < Uн = 10 кВ

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 7.3.

Таблица 7.3 - Измерительные приборы цепи собственных нужд

Прибор	Тип	Наибольшая потребляемая мощность
Амперметр	Э - 377	0,5
Счётчик активной энергии	И - 675	2,5
Ваттметр	Д - 365	0,5
Суммарная		3,5

rприб= Sприб / I22 = 3,5/ 52 = 0,14 Ом

Тогда:

rпр = Z2 ном - r приб - rк,

где Z2ном = 0,8 Ом

rпр = 0,8 - 0,14- 0,01 = 0,65м.

Ориентировочная длина 6 метров, тогда:

Sпр = сl/rпр = 0,0283·6/0,65 = 0,26 мм2

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами сечением 1 мм2.

Цепь резервного трансформатора собственных нужд.

В трансформатор встроены трансформаторы тока типа ТВТ - 10 - 5000/5.

С низкой стороны 6 кВ трансформатора пускорезервного устанавливаем трансформаторы тока типа ТПЛШ - 10 - 2000/5.

Iр.мах = 1540 А < Iн = 2000 А

Uр.мах = 6 кВ < Uн = 10 кВ.

АмперметрЭ - 3770,5

ВаттметрД - 3650,5

Счётчик активной энергииИ - 6752,5

rприб= Sприб / I22 =3,5/ 52 = 0,14 Ом

Тогда:

rпр = Z2 ном - r приб - rк,

где Z2ном = 1,2 Ом

rпр = 1,2 - 0,14- 0,01 = 1,05 м.

Ориентировочная длина 6 метров, тогда:

Sпр = сl/rпр = 0,0283·6/1,05 = 0,16 мм2

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами сечением 1 мм2.

РУ - 220 кВ.

Устанавливаем трансформаторы тока типа ТФЗМ 110Б-300/5

Iр.мах = 220 А < Iн = 1000 А

Требуемый класс точности - 0.5.

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 7.4.

Таблица 7.4 - Измерительные приборы РУ - 220 кВ

Прибор	Тип	Кол-во	Потребляемая мощность, В·А
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-377	3	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-365	1	0,5		0,5
Варметр	Д-365	1	0,5		0,5
Счётчик активной энергии	И-675	1		2,5
Счетчик реактивной энергии	И-675М	1		2,5
Регистрирующий амперметр	Э-377	1	10		10
Суммарная нагрузка			11.5	5,5	11,5

Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фаз А и С. Sприб = 11,5 В·А

rприб= Sприб / I22 = 11,5/ 52 = 0.46 Ом

rпр = Z2 ном - r приб - r к,

где Z2ном = 20 Ом

rпр = 20 - 11,5 - 0,01 = 8,49 Ом.

Тогда расчётное сечение проводов при длине 100 м равно:

Выбираем кабель с медными жилами сечением 1 мм2.

РУ - 35кВ.

Устанавливаем трансформаторы тока типа ТФЗМ -35А-1000/5

Iр.мах = 690 А < Iн = 1000 А

Требуемый класс точности - 0.5.

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 7.5.

Таблица 7.5 - Измерительные приборы РУ - 35 кВ

Прибор	Тип	Кол-во	Потребляемая мощность, В·А
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-377	3	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-365	1	0,5		0,5
Варметр	Д-365	1	0,5		0,5
Счётчик активной энергии	И-675	1		2,5
Счетчик реактивной энергии	И-675М	1		2,5
Регистрирующий амперметр	Э-377	1	10		10
Суммарная нагрузка			11.5	5,5	11,5

Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фаз А и С. Sприб = 11,5 В·А

rприб= Sприб / I22 = 11,5/ 52 = 0,46 Ом

rпр = Z2 ном - r приб - r к,

где Z2 ном = 20 Ом

rпр = 20 - 11,5 - 0,01 = 8,49 Ом.

Тогда расчётное сечение проводов при длине 60 м равно:

Выбираем кабель с алюминиевыми жилами сечением 1 мм2.

Выбор трансформаторов напряжения

Цепь генератора.

В токопровод встроены трансформаторы напряжения НТМИ - 10-66 У3.

Мощность приборов, подключённых к ТН приведена в табл. 7.6.

Таблица 7.6 - Измерительные приборы в цепи генератора

Прибор	Тип	Sобм, В·А	Число паралл. катушек	cosц	sinц	Число приборов	Общая мощность
							Р, Вт	Q,Вар
Вольтметр	Э-377	2	1	1	0	1	2
Ваттметр	Д-365	1,5	2	1	0	2	6
Варметр	Д-365	1,5	2	1	0	1	3
Счётчик акт. эн.	И-675	2 Вт	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Ваттметр регистр.	Н-395	10	2	1	0	1	20
Вольтметр регистр	Н-393	10	1	1	0	1	10
Частото-метр	Э-372	3	1	1	0	2	6
							51	9,7

Полную мощность определим по формуле:

Допустимая мощность ТН: Sд = 52 В·А

Тогда имеем: S2? < Sдоп

Следовательно, ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

На шинах 220 кВ устанавливаем трансформатор типа НКФ -110 - 83У1.

Подсчитаем его вторичную нагрузку (табл. 6.6.).

Полная мощность:

Допустимая мощность 400 В·А, что выше чем S2?.

Следовательно, ТН обеспечивает необходимый класс точности 0,5.

На шинах 35 кВ установим трансформатор напряжения типа 30М-1/35-72У1.

Допустимая мощность 400 В·А, что выше чем S2?.

Следовательно ТН обеспечивает необходимый класс точности 0,5.

Таблица 7.7 - Измерительные приборы ОРУ - 220 кВ

Прибор	Тип	Sобм, В·А	Число паралл. катушек	cosц	sinц	Число приборов	Общая мощность
							Р, Вт	Q,Вар
Ваттметр	Д-365	1,5	2	1	0	1	3
Варметр	Д-365	1,5	2	1	0	1	3
Счётчик реакт. эн.	И-675М	3 Вт	2	0,38	0,925	1	3х2	14,6
Счётчик акт. эн.	И-675	3 Вт	2	0,38	0,925	1	3х2	14,6
Вольтметр регистр	Н-393	10	2	1	0	1	20
							38	29,2

На сборке линейных реакторов устанавливаем два однофазных ТН, включенных по схеме неполного треугольника для питания счетчиков линий.

Выбираем тип НОМ-10-66У3 с номинальной мощностью в классе точности 0,5, Sном=75В?А.

Таблица 7.8 - Измерительные приборы отходящих линий

Прибор	Тип	Sобм, В·А	Число паралл. катушек	cosц	sinц	Число приборов	Общая мощность
							Р, Вт	Q,Вар
Счётчик реакт. эн.	И-675М	3 Вт	2	0,38	0,925	1	6	14,6
Счётчик акт. эн.	И-675	3 Вт	2	0,38	0,925	1	6	14,6
							12	29,2

Полная мощность:

В·А.

Допустимая мощность вторичной нагрузки 400 В·А, а полная мощность подключенных приборов S2? = 31,6 В·А. Следовательно ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

8. ВЫБОР КОНСТРУКЦИЙ И ОПИСАНИЕ ВСЕХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ, ИМЕЮЩИХСЯ В ПРОЕКТЕ

В данном проекте ТЭЦ имеет три распределительных устройства: РУ ВН 220 кВ, РУ СН 35 кВ и РУ НН 10 кВ. РУ ВН и РУ СН выполнено в виде открытого РУ, РУ НН - в виде закрытого РУ (ГРУ 10 кВ) (по [2], [3]).

В ОРУ легче выполняются расширение и реконструкция, все аппараты доступны для наблюдения. В тоже время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают большую площадь, чем ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

Площадка ОРУ окружается от остальных территорий станции внутренним забором высотой 1,6 м - сплошным сетчатым и решётчатым. Компоновку ОРУ выбирают, исходя из схемы соединений, перспектив развития и особенностей конструкций установленных электрических аппаратов.

На напряжение 220 кВ применена схема четырехугольника, т.к. число присоединений равно четырем. Схема обеспечивает возможность отключения любого присоединения, а также вывод в ремонт любого выключателя без отключения других присоединений. В данном проекте принята компоновка таким образом, чтобы можно было бы осуществить расширение ОРУ без его коренной реконструкции.

Сборные шины и ошиновку выполняют неизолированными сталеалюминевыми проводами на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жёсткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах.

Жёсткие шины позволяют применить более простые несущие конструкции, уменьшить занимаемую площадь и высоту ОРУ. Однако стоимость жёстких шинных конструкций несколько выше стоимости гибких шин, а так же для крепления требуются более дорогие и менее надёжные опорные изоляторы. Для крепления гибких проводов предусматриваются порталы, для жёстких шин и аппаратов опоры в виде стояк и стульев или так же порталы. Оборудование одного присоединения занимает горизонтальную полосу, которую называют ячейкой.

Надёжность ОРУ достигается соблюдением достаточных изоляционных расстояний в воздухе между токоведущими частями разных фаз и между токоведущими и заземлёнными частями. Для удобства обслуживания (монтажа, ремонта) предусматривается проезд вдоль ряда выключателей. Габариты проезда должны быть не менее 4 м по ширине и высоте.

ОРУ 35 кВ выполнено по схеме одной секционированной системой шин. Несущие конструкции составляют из сборных железобетонных элементов. Типовая компоновка предусматривает возможность установки выключателей разных типов. Шаг ячейки 4.6 м. Сборные шины расположены на опорных изоляторах, укрепленных на консолях основной несущей конструкции. Под сборными шинами расположены шинные и линейные разъединители. А еще ниже - выключатели с приводами, шкафы релейной защиты и автоматики.

Генераторные распределительные устройства, сооружаемые на ТЭЦ, выполняются с применением сборных и комплектных ячеек.

В ГРУ 10 кВ предусмотрены 2 секции сборных шин, к каждой из которых присоединен генератор 32 МВт. К двум секциям присоединены трансформаторы связи. ГРУ рассчитано на ударный ток до 250 кА. Здание одноэтажное с пролетом 18 м, выполняется из стандартных железобетонных конструкций, которые применяются для сооружения и других зданий ТЭЦ. В центральной части здания в два ряда расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей, далее следуют ячейки с генераторных, трансформаторных и секционных выключателей, групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения. Шаг ячейки 3 м. У стен здания расположены шкафы КРУ. Все кабели проходят в двух кабельных тоннелях. Охлаждающий воздух к реакторам подводится из двух вентиляционных каналов, нагретый воздух выбрасывается наружу через вытяжную шахту. В каналы воздух подается специальными вентиляторами, установленными в трех камерах. Обслуживание оборудования осуществляется из трех коридоров: центральный коридор управления шириной 2000 мм, коридор вдоль шкафов КРУ, рассчитанный на выкатку тележек с выключателями, и коридор обслуживания вдоль ряда генераторных выключателей. Следует обратить внимание на то, что все ячейки генераторных выключателей расположены со стороны ГРУ, обращенной к турбинному отделению, а ячейки трансформаторов связи со стороны открытого РУ.

ЛИТЕРАТУРА

1. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине “Электрическая часть электрических станций и подстанций” / В.Н. Мазуркевич, Л.Н. Свита, И.И. Сергей. - Мн.: БНТУ, 2004.

2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.2-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1980.