Выбор основного тепломеханического оборудования и расчет тепловой схемы электростанции

Рисунок 3.3 - Преобразованная схема замещения

Определим значение периодической составляющей тока в начальный момент времени, выраженной в относительных единицах, для всех ветвей:

Базисный ток при коротком замыкании в точке К1:

Определим значение периодической составляющей тока в начальный момент времени, выраженной в именованных единицах, для всех ветвей по формуле

Суммарное значение периодической составляющей тока в начальный момент времени для всех ветвей:

Расчет токов КЗ для остальных точек выполним и сведем в таблицу 3.1.

Учтем начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы собственных нужд с учётом работы двигателей в пусковом режиме для точек короткого замыкания К5, К7, К9 и К11.

электростанция ток турбина ошиновка

где ? номинальное напряжение собственных нужд;

? суммарная мощность всех электродвигателей собственных
нужд, МВт.

Так как состав нагрузки собственных нужд неизвестен, ориентировочно можно принять при питании от рабочего трансформатора и при питании от пускорезервного трансформатора.

Для точки К5: .

Для точки К7: .

Для точки К9: .

Для точки К11: .

Таблица 3.1 Результаты расчета периодической составляющей тока КЗ

Находим ударный ток короткого замыкания для точки К1:

Для системы связанной со сборными шинами 330 кВ, по [2, таблица 3.8] , .

Для ветвей генераторов , .

Для двигателей СН ,

Результаты расчета ударного тока для остальных точек сведем в
таблицу 3.2.

Таблица 3.2 - Результаты расчета ударного тока КЗ

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ф:

где - расчётное время;

- минимальное время срабатывания релейной защиты;

- собственное время выключателя, с.

.

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени для К1:

,

,

Результаты расчета апериодической составляющей тока для остальных точек сведем в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 Результаты расчета апериодической составляющей тока КЗ

Определение периодической составляющей производим по методу типовых кривых, согласно которому по соотношению из графика [2, рисунок 3.26] находится отношение , где - номинальный ток генератора (или генераторов), приведенный к той ступени напряжения, где находится точка короткого замыкания:

где =10,5 кВ - средненоминальное напряжение той ступени, где находится точка КЗ.

Для системы , так как предполагается, что периодическая составляющая тока короткого замыкания от энергосистемы имеет незатухающий характер.

Для турбогенератора ТВВ-220-2ЕУ3:

.

Отношение

По типовым кривым отношение .

Исходя из этого, .

Отношение

По типовым кривым отношение

Исходя из этого, .

Для турбогенератора ТФ-80-2У3:

Отношение .

По типовым кривым отношение

Исходя из этого, .

Для турбогенератора 50WY21Z-095:

Отношение

По типовым кривым отношение

Исходя из этого, .

Суммарная периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени ф=0,06 с в точке К1

Результаты расчета периодической составляющей тока в произвольный момент времени для остальных точек сведем в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Результаты расчета периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ, ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ, КОНСТРУКЦИЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

4.1 Методика выбора выключателей и разъединителей

Выбор выключателей производится по следующим условиям:

По номинальному напряжению:

где - номинальное напряжение аппарата;

- напряжение цепи, в которую установлен аппарат.

По номинальному току:

где - номинальный ток аппарата;

- максимальный рабочий ток.

По отключающей способности периодической составляющей тока короткого замыкания

где - номинальный ток отключения аппарата;

- периодическая составляющая тока короткого замыкания в
момент .

По отключающей способности апериодической составляющей тока короткого замыкания:

где - нормативное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания;

- апериодическая составляющая тока короткого замыкания момент .

По электродинамической стойкости, действующее значение величин:

По электродинамической стойкости, мгновенное значение величин:

где - наибольший пик тока включения;

- ударный ток короткого замыкания.

По термической стойкости:

где ? ток термической стойкости (среднеквадратичное значение тока за время его протекания), кА;

? длительность протекания тока термической стойкости, с;

? тепловой импульс тока короткого замыкания, .

Выбор разъединителей производится по следующим условиям:

По номинальному напряжению:

По номинальному току

По электродинамической стойкости, мгновенное значение величин:

По термической стойкости

По конструкции, роду установки различаются разъединители для внутренней и наружной установки.

Выберем выключателей и разъединителей в распределительном устройстве 330 кВ.

Наиболее мощным присоединением является трансформатором АТДЦТН-200000/330/110:

По [4, таблица 8.6] выбираем колонковый элегазовый выключатель типа LTB 362 Е с параметрами: , , ,, , , =3 c, = 0,018 c.

Расчетные данные для точки К1 (на шинах распределительного устройства 330 кВ)

Тепловой импульс квадратичного тока короткого замыкания определим по формуле:

По [1, таблица 5.5] выбираем разъединитель типа РДН-330/3200 У1 с параметрами: ; ; ; =63 кА; =2 c.

Результаты выбора выключателей и разъединителей сведем в таблицу 4.1.

Аналогично производим расчет остальных выключателей и разъединителей, данные сводим в таблицы 4.2-4.11.

К установке примем современные выключатели фирмы АВВ. В распределительных устройствах 330, 110 кВ и в цепях генераторов примем к установке элегазовые выключатели с пружинным приводом. Выключатели надежны и не требуют ремонта за весь срок службы. В распределительном устройстве 10 кВ к установке примем современные вакуумные выключатели с пружинным приводом.

Таблица 4.1 - Выбор выключателей и разъединителей в РУ 330 кВ

Таблица 4.2 - Выбор выключателей и разъединителей в РУ 110 кВ

Выбор выключателя в генераторной ветви (между генератором и блочным трансформатором)

При выборе генераторных выключателей следует учесть, что в
зависимости от положения точки короткого замыкания (на сборных шинах
10 кВ или на выводах генератора) через выключатель будет протекать ток КЗ или только от генератора, или же от всех других источников, кроме данного генератора. Поэтому в качестве расчётного тока будем принимать
наибольший из этих токов короткого замыкания.

Для точки К6 наиболее тяжелым является суммарная составляющая тока КЗ от всех источников за исключением составляющей Г3 ().

Для точки К8 наиболее тяжелым является суммарная составляющая тока КЗ от всех источников за исключением составляющей Г4 ().

Таблица 4.3 - Выбор генераторных выключателей для ТФ-80-2У3

Таблица 4.4 - Выбор генераторных выключателей для 50WY21Z-095

Таблица 4.5 - Выбор выключателя за ТРДНС-25000/35

Таблица 4.6 - Выбор выключателя за ТМН-6300/10

Таблица 4.7 - Выбор выключателя за ТДНС-10000/15

Таблица 4.8 - Выбор выключателя за ТРДНС-40000/110

Таблица 4.9 - Выбор выключателя за вольтодобавочным трансформатором

Таблица 4.10 - Выбор секционного выключателя в КРУ 10 кВ

Таблица 4.11 - Выбор выключателей на отходящих линиях в РУ 10 кВ

4.2 Выбор токоведущих частей

Выберем сборные шины 330 кВ и токоведущие части от сборных шин до автотрансформаторов и от сборных шин до блочных трансформаторов.

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае трансформатора АТДЦТН -200000/330/110:

Выбираем АС-185/24 по [2, таблица П3.1] d=18,9 мм, I_доп=510 А, .

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

По ПУЭ минимально допустимый провода по условию коронирования для напряжения 330 кВ составляет 2хАС-240/39. По этому условию увеличиваем сечение до 2хАС-240/39, I_доп=2х610 А.

Выберем сборные шины 110 кВ и токоведущие части от сборных шин до автотрансформаторов и от сборных шин до блочных трансформаторов.

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае трансформатора АТДЦТН -200000/330/110:

Расщепляем фазу на 2, по [2, таблица П3.1] принимаем 2хАС-400/51, d=27,5 мм, I_доп=835 А, .

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

По ПУЭ минимально допустимый диаметр провода по условию коронирования для напряжения 110 кВ составляет 11,3 мм (АС-70/11). Выбранное сечение соответствует этому условию т.к. принятый диаметр d=27,5 мм.

Проверка на электродинамическое действие тока КЗ гибких шины
110 кВ показана в разделе 5.

Выберем шины в шкафах КРУ 10 кВ, а также от автотрансформатора до вольтодобавочного трансформатора и к КРУ. Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

В закрытых РУ 10 кВ ошиновку и сборные шины выполним жесткими алюминиевыми шинами. Максимальный рабочий ток:

По [2, таблица П3.2] выбираем прямоугольные однополосные алюминиевые шины с размерами 120х10 мм, марки АД31Т1 с допустимым длительным током .

Проверяем шины на термическую стойкость:

Параметр С = 91 выбран по [3, таблица 5.2].

Таким образом, меньше принятого сечения.

Проверяем шины на механическую прочность.

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см³;

l - длина пролета между осями изоляторов, м;

- растояние между осими фаз, м.

Принимаем пролёт l=2 м, расстояние между фазами a=0,5 м.

Что меньше допустимого по ПУЭ у_доп=89,2 МПа. Таким образом, шины механически прочны.

Выберем шины в шкафах КРУ 6 кВ, а также от автотрансформатора до вольтодобавочного трансформатора и к КРУ. Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

Максимальный рабочий ток:

По [2, таблица П3.2] выбираем прямоугольные однополосные алюминиевые шины с размерами 120х10 мм, марки АД31Т1 с допустимым
длительным током .

Проверяем шины на термическую стойкость:

.

Таким образом, меньше принятого сечения.

Проверяем шины на механическую прочность.

Что меньше допустимого по ПУЭ у_доп=89,2 МПа. Таким образом, шины механически прочны.

Выберем кабели к потребителям 10 кВ. Выбираем кабель из сшитого полиэтилена марки СПЭ, 10 кВ, трехжильный. Определяем сечение по
экономической плотности тока:

мм²,

где =1,3 по [1, таблица 4.5].

Принимаем трехжильный кабель 3х240 мм², .

Кабель прокладывается в земле. Длительно допустимый ток с учётом поправочного коэффициента на температуру окружающей среды K₁=1,11 по [1, таблица 7.18] для температуры земли +15 ^оС и поправочного коэффициента на количество проложенных рядом кабелей K₂=1 по [1, таблица 7.17] I_доп=1,11?1 355=394 А > I_макс=380 А. Выбранный кабель подходит.

Проверяем сечение на термическое действие тока:

мм²,

что меньше выбранного сечения. Параметр С выбран по [3, таблица 5.2].

Выберем комплектный пофазно-экранированный токопровод для участка от выводов генераторов ТВВ-220-2ЕУ3 фасадной стены турбинного отделения и отпайки к трансформатору собственных нужд ТРДНС-25000/35.

Определяем расчётный максимальный ток для генераторной цепи:

Выбираю по [1, таблица 9.13] токопровод ГРТЕ-20-10000-300 с параметрами: U_НОМ=15,75 кВ, I_НОМ=10000 А, i_ДИН=300 кА.

Выбранный токопровод удовлетворяет расчетным данным.

Аналогично принимаем комплектный пофазно-экранированный токопровод ГРТЕ-10-8550-250 для участка от выводов генераторов ТФ-80 2У3 фасадной стены турбинного отделения и отпайки к трансформатору собственных нужд ТМН-6300/10. Номинальные данные токопровода: U_НОМ=10 кВ; I_НОМ=8550 А, I_ДИН=250 кА.

Выбранный токопровод удовлетворяет расчетным данным.

Также, принимаем комплектный пофазно-экранированный токопровод ГРТЕ-20-10000-300 для участка от выводов генераторов 50WY21Z-095 фасадной стены турбинного отделения и отпайки к трансформатору собственных нужд ТДНС-10000/15. Номинальные данные токопровода: U_НОМ=15,75 кВ; I_НОМ=10000 А, i_ДИН=300 кА.

Выбранный токопровод удовлетворяет расчетным данным.

Выберем комплектный закрытый токопровод для соединения трансформатора ТРДНС-25000/15 с шинами собственных нужд 6 кВ. Закрытый токопровод выбираем по номинальному напряжению, допустимому току, электродинамической стойкости.

Выбираем токопровод ТЗК-6-2000-81 по [1, таблица 9.14] технические характеристики ТЗК-6-2000-81: U_н = 6 кВ, I_н = 2000 А, i_дин.ст = 81 кА.

Проверим выбранный токопровод по следующим критериям:

- по напряжению: U_уст = 6 кВ=U_н = 6 кВ;

- по току: I_расч = 1146 А < I_н=2000 А;

- по динамической стойкости: i_у = 56,163 кА<i_дин.ст = 81 кА.

Токопровод удовлетворяет условиям проверки.

Аналогично выбираем комплектный закрытый токопровод ТЗК-6-1600 51 для соединения трансформаторов ТМН-6300/10, ТДНС-10000/15 с шинами собственных нужд.

Аналогично выбираем комплектный закрытый токопровод ТЗК-10-2000-125 для соединения трансформатора ТРДНС-40000/110.

4.3 Конструкции распределительных устройств

Распределительное устройство - это электроустановка, предназначенная для приёма и распределения электрической энергии и содержащая электрические аппараты, шины и вспомогательные устройства.

В соответствии с главной схемой электрических соединений и схемой электроснабжения механизмов СН на проектируемой ТЭЦ необходимо выбрать конструкции РУ для всех ступеней напряжения.

В основу разработки конструкции РУ положены типовые решения. Окончательный выбор варианта принимается на основе технико-экономического сравнения ряда эскизно проработанных схем компоновок. При этом РУ должны в максимальной степени удовлетворять ряду требований, зафиксированных в ПУЭ.

4.3.1 Требования к распределительным устройствам

К РУ предъявляются те же основные требования, что и к другим элементам электрической системы, а именно: надежность работы, удобство и безопасность обслуживания, экономичность, пожаробезопасность.

Надежность РУ в значительной степени определяется схемой электрических соединений РУ, правильностью выбора электрических аппаратов, быстродействием релейной защиты и других автоматических устройств, эффективностью защиты от перенапряжения, наличием блокирующих устройств, правильной эксплуатацией; в частности регулярном проведении профилактических испытаний и ремонтов.

Однако значительное влияние на надежность РУ оказывают его конструкция и компоновка. Удобство и безопасность обслуживания обеспечиваются соответствующим размещением аппаратов, разделением элементов оборудования защитными стенками или перекрытиями, создание условий для визуальной проверки отключения разъединителей; применением разъединителей со стационарными ножами для заземления отключенных частей установки; блокировкой неправильных действий с разъединителями, применением защитных заземлений, а также соответствующей конструкцией и компоновкой РУ.

РУ выполняются в соответствии с требованиями ПУЭ, НТП и СНиП. Выделим некоторые из них.

Нормальные условия работы электроустановки не должны создавать опасность для обслуживающего персонала и оборудования РУ, приводить к повреждению оборудования, возникновению КЗ и замыканий на землю. При нормальных условиях работы электроустановки должна быть обеспечена локализация повреждений, вызванных КЗ. При снятии с какой-либо цепи напряжения должны быть обеспечены безопасный осмотр, замена или ремонт элементов в этой цепи без нарушения нормальной работы соседних цепей.

РУ должны быть оборудованы стационарными заземляющими
ножами, которые обеспечивают заземление аппаратов и ошиновки без
использования переносных заземляющих устройств. Ножи окрашиваются в черный цвет, а рукоятки их приводов - в красный цвет.

Электрические соединения в РУ должны, как правило, выполняться из алюминиевых, сталеалюминевых или стальных проводов, полос, труб и шин профильного сечения из алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения.

Сетчатые и смешанные ограждения токоведущих частей и электрооборудования должны иметь высоту для ОРУ и открыто установленных трансформаторов 2 и 1,6 м, а для ЗРУ и трансформаторов, установленных внутри здания - 1,5 м. Металлические конструкции РУ, а также подземные части металлических и железобетонных конструкций должны быть защищены от коррозии.

Размещение выбранных выключателей и другого оборудования в ячейках производится при разработке эскизов разрезов по характерным ячейкам ОРУ. При этом требуется обеспечить расстояние в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ не менее указанных в ПУЭ (таблица 4.12).

Таблица 4.12 - Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различных элементов ОРУ 110 кВ и 330 кВ

4.3.2 Конструкция РУ 330 кВ

В данном проекте на напряжение 330 кВ применена схема 3/2 выключателя на цепь, т.к. число присоединений равно 7, которая обеспечивает возможность отключения любого присоединения, а также вывод в ремонт любого выключателя без отключения других присоединений.

В РУ 330 кВ сборные шины выполнены гибкими сталеалюминевыми проводами. Имеется автодорога для проезда ремонтных механизмов шириной 4 метра, высотой 4,3 метра, причем соблюдены минимальные расстояния до токоведущих частей 3 метра.

С целью обеспечения нормальной эксплуатации оборудования на территории распределительного устройства соблюдены достаточные изоляционные расстояния между соседними фазами в 4,5 метра, также соблюдены расстояния между токоведущими частями и землей. Шаг ячейки 24 метров, высота порталов сборных шин составляет 11 метров. Для предотвращения прямого попадания молнии в оборудование предусмотрено наличие молниеотводов высотой 30 метров.

Для предотвращения попадания посторонних лиц на территорию распределительных устройств они обнесены по периметру сетчатым ограждением.

Все аппараты располагаются на типовых опорных конструкциях, выполненных из метала или железобетона. Кабели располагаются в лотках из железобетонных плит и служат одновременно переходными дорожками.

План и разрез ОРУ 330 кВ показан на листе 7 графической части.

4.3.3 Конструкция РУ 110 кВ

Распредустройство 110 кВ по виду установки выполнено открытым, поскольку при отсутствии особых обстоятельств распредустройства напряжением выше 35 кВ выполняются открытыми. По методу сооружения и монтажа РУ выполняется сборным, поскольку отдельные конструктивные узлы слишком велики, чтобы перевозить их в сборке. РУ 110 кВ выполнено по схеме двойной системы шин с обходной. Типовые РУ 110 кВ выполнено с двумя системами сборных шин и третьей обходной. РУ оборудовано элегазовыми выключателями фирмы ABB типа LTB 145 D1/B. Рабочие системы шин располагаются рядом на шинных порталах «Т» образной формы, выполненных из железобетона, высотой 7,850 м и шириной 6м. Расстояние между фазами шин 3 м. Обходная система расположена за рядами выключателей и обходных и линейных разъединителей. Выполнена точно также (высота и ширина). Расстояние от порталов до верхнего (3-го яруса) токоведущих частей равно 3,5 м. Стойки установлены на оттяжках. Оттяжки на плане не показаны. Все выключатели расположены в один рад. Для обслуживания выключателей предусмотрена дорога, с габаритами 4000х4350. Во избежание провисания проводов, проход через дорогу выполнен алюминиевой трубой. Нижний ярус токоведущих частей располагаются на расстоянии 4800 от земли. С другой стороны дороги установлены ряд трансформаторов тока, линейные и обходные разъединители. Аппаратура высокочастотной обработки расположена между обходным и линейным разъединителями в линейных ячейках. Конденсаторы связи установлены на расстоянии 1,5 м от центра портала.

Кабели проложены по лоткам из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками. В местах пересечения с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги.

Особенность рассматриваемого РУ заключается в своеобразном расположении полюсов шинных разъединителей. Полюсы разъединителей первой системы шин установлены перпендикулярно направлению сборных шин. Полюсы разъединителей второй системы сборных шин установлены ступенчато и параллельно направлению сборных шин. Провода, соединяющие разъединители первой и второй систем, укреплены на соответствующих полюсах разъединителей и дополнительных опорных изоляторах. При такой конструкции, РУ может быть выполнено трехъярусным с выходом проводов в двух направлениях. В присоединениях трансформаторов, а также при выходе линии вправо предусмотрены дополнительные опоры между первой и второй системами шин. Такое конструктивное решение исключает возможность перекрытия обеих систем сборных шин при обрыве поперечных проводов.

Разъединители обходной и первой системы шин трехфазные установки. Разъединители второй системы пофазной установки под каждой системой шин. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.

Все аппараты ОРУ 110 кВ располагаются на типовых опорных конструкциях, выполненных из железобетона.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким токопроводом, а именно голыми сталеалюминевыми проводами марки 2хАС-400/51. Это облегчает конструкции опор и удешевляет стоимость РУ.

План и разрез ОРУ 110 кВ показаны на листах 5 и 6 графической части.

4.3.4 Описание конструкции КРУ 10 кВ и 6 кВ

На потребительские линии 10 кВ и собственые нужды 6 кВ установлены шкафы КРУ выкатного исполнения типа KМ-I с вакуумными выключателями типа VD4.

Корпус камер жесткий, металлический, бескаркасного (блочного) типа. Для повышения локализационной способности камеры выполнены обособленными отсеками:

- отсек выкатного элемента, или стационарная аппаратура;

- отсек сборных шин;

- отсек линейных присоединений;

- отсек вторичной коммутации.

Камеры выполнены таким образом, что обеспечивается безопасность персонала при их осмотре и обслуживании, включая работы в отсеке выключателя и кабельном отсеке. КРУ имеет двухрядное исполнение с расстоянием между рядами 3,8 м, между рядом и стеной 1,28 м.

На выкатном элементе устанавливаются вакуумные выключатели. Выкатной элемент в камерах имеет два фиксированных положения: рабочее и контрольное (испытательное). Перемещение выкатного элемента осуществляется с помощью механизма выкатывания, при этом токоведущие части закрываются защитными шторками.

Фиксирующие устройства обеспечивают закрепление ВЭ и исключают возможность его самопроизвольного перемещения внутри камеры при работе всех механизмов как в нормальном режиме, так и при КЗ. Предусмотрены указатели рабочего и контрольного положения выкатного элемента.

С целью уменьшения разрушающего воздействия избыточного давления газов, возникающего при дуговых КЗ внутри КРУ, в верхней части отсеков выкатного элемента, сборных шин и линейных присоединений предусмотрены разгрузочные клапаны, оборудованные контактами об их срабатывании и работы дуговой защиты. В КРУ имеется также быстродействующая дуговая защита с использованием оптических датчиков, отстроенная от срабатывания при электрическом освещении или дневном рассеянном свете. Дуговая защита имеет блокировку по току.

Над отсеком ВЭ устанавливается отсек вторичной коммутации. На двери отсека закреплены приборы сигнализации, измерения и ручного управления. Остальная низковольтная аппаратура вспомогательных цепей смонтирована внутри отсека на поворотной раме и на задней стенке.

Электрическая связь отсеков вторичной коммутации с выкатными элементами выполнена с помощью разъемов и гибких проводов, проложенных в металоруковах.

Защиты присоединений, счетчики, и т. д., т. к. смонтированы отдельными жгутами, которые легко демонтировать и заменить другими, не нарушая монтажа постоянных цепей. Подсоединение тележек с разными типами выключателей выполнено через штепсельные разъемы к одним и тем же клеммным зажимам релейного шкафа, что позволяет легко провести замену на новый тип выключателя без перемонтажа вспомогательных цепей присоединений.

Шкафы устанавливаются на закладных основаниях, которые укладываются в строительные конструкции распределительного устройства.

Подвод кабелей осуществляется снизу через отверстие в дне шкафа с проходом в кабельные каналы. В ближайшем ряду со стороны силового трансформатора в ячейке ввода применяется прямая фазировка, в дальнем обратная. Подвод контрольных кабелей к шкафам осуществляется сверху через отверстия в крышках шкафов по коробам через подвесные лотки, установленные в помещении РУ.

Расположение шкафов показано на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Схема расположения шкафов в КРУ 10 кВ

Расположение КРУ и других объектов на плане станции показано на листе 3 графической части.

5. АНАЛИЗ ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКОЙ СТОЙКОСТИ ГИБКИХ ШИН ОРУ 110 кВ

В распределительных устройствах высокого напряжения электростанций и подстанций в Республике Беларусь применяются преимущественно токоведущие конструкции с гибкими проводами, что позволяет им принимать форму, обусловленную внешними нагрузками. При протекании по ним токов короткого замыкания проводники соседних фаз начинают взаимодействовать: при двухфазном КЗ они вначале отталкиваются, затем сближаются; при трехфазном два провода движутся согласно, однако, в итоге, также происходит расхождение, а затем - сближение проводников. В результате они могут сблизиться на недопустимое по условию электрической прочности изоляционного промежутка расстояние. На электрические аппараты РУ и опорные конструкции при этом воздействуют ударные нагрузки. КЗ на отходящих воздушных линиях электропередач может сопровождаться вторичным КЗ на шинах РУ из-за их недопустимого сближения с последующим отключением всех присоединений. Это приводит к необходимости разработки методов расчета динамики гибких проводов при КЗ, с помощью которых можно было бы определить критерии электродинамической стойкости проводов - максимальные отклонения и тяжения.

5.1 Выбор климатических режимов для механического расчета шин ОРУ 110 кВ

Гибкие шины открытых распределительных устройств подвергаются действию ветра и гололеда. Их начальная температура может быть различной в зависимости от температуры окружающей среды и токовой нагрузки. Дополнительные нагрузки от климатических воздействий существенно влияют на динамику гибких шин при КЗ. В связи с этим электродинамическая стойкость гибких шин ОРУ оценивается с учетом климатических условий. Пре этом должны быть выбраны такие реально возможные климатические условия, при которых возможно наступление наибольшего сближения проводов фаз гибких шин и достижение максимальных значений тяжения. Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) нормированы сочетания климатических условий для механического расчета воздушных линий и гибких шин ОРУ в нормальном режиме работы:

- среднегодовая температура, ветер и гололед отсутствуют;

- низшая температура, ветер и гололед отсутствуют;

- высшая температура, ветер и гололед отсутствуют;

- провода и тросы покрыты гололедом, температура -5 °С, ветер отсутствует;

- максимальный нормативный скоростной напор ветра, температура -5 °С, гололед отсутствует;

- провода и тросы покрыты гололедом, температура -5 °С, скорость ветра 0,5 v_max;

Данные по всем климатическим режимам занесем в таблицу 5.1:

Таблица 5.1 - Данные по всем климатическим режимам

Предположим, что наибольшее сближение проводов соседних фаз будет иметь место при высшей температуре, поскольку в этом случае вследствие температурного удлинения провода увеличивается его стрела провеса, а соответственно и размах колебаний. Гололедная нагрузка также приводит к провисанию провода, однако при этом существенно увеличивается его суммарный приведенный вес и требуется больший импульс ЭДУ для достижения максимальных отклонений. Наибольшие тяжения могут возникать в режиме низких температур вследствие сжатия провода, а также в режиме гололедных нагрузок. Следует учитывать также ветровую нагрузку, которая может быть направлена в сторону движения провода, увеличивая его горизонтальное отклонение, либо в противоположную сторону, уменьшая горизонтальное и увеличивая вертикальное отклонение. Поэтому заранее нельзя с полной уверенностью сказать, какой из предложенных ПУЭ режимов следует принять в качестве расчетного. Рекомендуется выполнять расчеты для всех климатических режимов и на основе их результатов выделять наиболее тяжелые случаи.

5.2 Механический расчет гибкой ошиновки распределительных устройств в различных климатических режимах

Монтаж гибкой ошиновки распределительных устройств может выполняться в широком диапазоне температур окружающего воздуха, важно правильно выбрать соответствующие стрелы провеса в реальных условиях монтажа.

Если стрела провеса занижена по сравнению с расчетной, в режиме низших температур напряжение может превысить допустимое. При завышении стрелы провеса в режиме высших температур и при гололеде могут нарушиться габариты до земли и пересекаемых сооружений.

На кафедре «Электрические станции» БНТУ была разработана компьютерная программа MR214, представляющая собой интегральную среду. Данная программа является универсальным вычислительным средством для проведения механических расчетов гибкой ошиновки ОРУ и проводов воздушных линий. В интегральную среду входят программы, такие как MR1 и MR2.

MR1 представляет собой программу механического расчета гибкой ошиновки распределительных устройств в различных климатических режимах, основанную на точной модели проводов и гирлянд изоляторов в виде тонкой упругой нити.

MR2 является модифицированной программой расчета, в которой для ускорения вычислений в уравнениях в качестве тяжения провода принимается его горизонтальная составляющая Н (распор или механическое тяжение).

Произведем расчет, в предусмотренных ПУЭ шести климатических режимах, для шинного пролета длиной 28 м, с проводом типа 2хАС-400/51. Исходные данные к расчету по проводам, пролетам и изоляторам сведем в таблицы 5.2-5.3.

Таблица 5.2 - Физико-механические параметры провода АС-400/51