Размещено на http://www.allbest.ru/

2

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Энергетический факультет

Кафедра «Электрические станции»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему «Проектирование электрической части ТЭЦ-180 МВт»

по дисциплине «Электрическая часть станций и подстанций»

Выполнил студент гр.106110 Ковалёв А.В.

Минск 2014

Содержание

• Введение
• 1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
• 2. Выбор и технико-экономическое обоснование схемы выдачи энергии. разработка главной схемы электрических соединений
• 3. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
• 4. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели, разъединители)
• 5. Выбор токоведущих частей
• 5.1 Выбор комплектного пофазно-экранированного токопровода для участка от выводов генератора до блочного трансформатора и отпаек к трансформатору собственных нужд и к реактору, питающему потребительское КРУ

5.2 Выбор сборных шин 35 кВ и токоведущих частей от РУ 35 кВ до трансформаторов

• 5.3 Выбор сборных шин для РУ 6 кВ (КРУ)

5.4 Выбор комплектного пофазно-экранированного токопровода для участка от выводов генератора до блочного трансформатора и отпаек к трансформатору собственных нужд и к реактору, питающему потребительское КРУ

• 6. Выбор типов релейной защиты
• 6.1 Защиты блока генератор - трансформатор
• 6.2 Защита на ОРУ 330 кВ (сборные шины)
• 6.4 Защита ЛЭП
• 7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов, средств защиты, аппаратов высокочастотной обработки
• 7.1 Выбор трансформаторов тока
• 7.2 Выбор трансформаторов напряжения
• 7.3 Выбор средств защиты от перенапряжений
• 7.4 Аппараты высокочастотной обработки
• 8. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте
• Список использованных источников
• Введение
• Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие её свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния. Производство электроэнергии осуществляется на электростанциях.
• Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электрической энергии.
• В настоящем курсовом проекте разрабатывается технический проект теплофикационной электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электрической энергией и теплом.
• Специфика электрической части ТЭЦ определяется положением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении.
• Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции с учетом выдачи тепла. Это обстоятельство предопределяет большой относительный расход электроэнергии на собственные нужды.
• В данном курсовом проекте рассмотрен расчёт электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 180 МВт.

В результате необходимо будет рассмотреть вопросы:

- разработка вариантов структурной схемы выдачи мощности и выбор генераторов и трансформаторов в них;

- выполнение технико-экономическое сравнения структурных схем и выбор оптимального варианта;

- разработка главной схемы соединений;

- расчёт токов трехфазного КЗ;

- выбор выключателей и разъединителей;

- выбор токоведущих частей и сборных шин;

- выбор контрольно-измерительных приборов;

- выбор измерительных трансформаторов и средств защиты от перенапряжений;

- выбор типа и разработать конструкцию заданного РУ.

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 представлена главная схема электрических соединений (лист 1) и конструктивные чертежи РУ 35кВ (лист 2).

1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

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 и других условий.

По заданию указано, что станция осуществляет связь с энергосистемой на напряжении 330 кВ. На напряжении 35 и 6 кВ имеются потребители. Возникает необходимость сооружения распределительных устройств напряжением 6 кВ, 35 кВ и 330 кВ. При разработке структурной схемы необходимо следить за соблюдением условия допустимого несоответствия вырабатываемой мощности (оно не должно превышать 5 %).

На выбор структурной схемы повлиял ряд факторов, изложенных ниже. Мощность нагрузки, потребляемая на напряжении 6 кВ составляет менее 50 % от генерируемой. Следовательно необходимо сооружение КРУ.

В данном проекте средним напряжением является - 35 кВ. Связь высшего и среднего напряжения осуществляем с помощью двухобмоточных трансформаторов.

На основе изложенных выше особенностей проектируемой станции были разработаны два варианта структурных схем выдачи электроэнергии представленные на рисунке 1.1 и 1.2.

Рисунок 1.1 - Структурная схемы выдачи электроэнергии (вариант 1)



Рисунок 1.2 - Структурная схемы выдачи электроэнергии (вариант 2)

Для обоих вариантов выбираем генераторы ТФ-63-2 с характеристиками, предоставленными в таблице 1.1, система возбуждения.

Таблица 1.1 - Характеристики турбогенератора ТФ-63-2

Тип турбогенератора	Ном. мощность	Ном. напряжение, кВ	сosцном	Ном.ток, кА	Ном.частота вращения, об/мин	Соединение обмоток статора	x''d*
	полная, МВ·А	активная, МВт
ТФ-63-2	78,75	63	6,3	0,8	7,2	3000	YY	0,13

Произведём выбор трансформаторов для 1-го варианта структурной схемы.

Мощность трансформаторов выбирается по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжелому режиму. Расчетная мощность определяется для трех режимов: максимальная, минимальная нагрузка и отключение энергоблока, при максимальной нагрузке потребителей. По наибольшей расчетной мощности выбирается номинальная мощность автотрансформаторов с учетом допустимой перегрузки [1, стр. 392].

1) Режим минимальных нагрузок:



2) Режим максимальных нагрузок:

3) Аварийный режим:

По наибольшей расчетной мощности выбираем номинальную мощность трансформаторов с учетом перегрузки:

Выбираем для цепей генераторов, имеющих отпайки на КРУ, трансформаторы (одинаковы для двух вариантов): ТРДН - 40000/330 [2], параметры которого сведем в таблицу 1.2.

Выберем блочный трансформатор. Мощность этого трансформатора принимается приблизительно равной мощности генератора. Выбираем ТДЦ-80000/35, параметры которого сведем в таблицу 1.2.

Трансформаторы связи РУ 35кВ и 330 кВ:

1) Режим минимальных нагрузок:



2) Режим максимальных нагрузок:

3) Аварийный режим:

С учетом перегрузки принимаем мощность одного трансформатора:

Выбираем трансформаторы (спецзаказ) ТРДН-40000/330, параметры которых сведем в таблицу 1.2.

Таблица 1.2

Тип	Sном, МВА	UВН, кВ	UНН, кВ	Потери, кВт	Uk, %	Цена, тыс. у. е.
				Рхх	Ркз
ТРДН-40000/330	40	330	6,3	80	180	11	66,88
ТДЦ-80000/35	80	35	6,3	50	245	10,5	73,66
ТРДН-40000/330	40	330	35	80	180	11	69,3

Выберем трансформаторы для варианта 2. Трансформаторы в цепи генераторов, имеющих отпайки на КРУ, такие же, как и в первом варианте.

Выберем блочный трансформатор. Мощность этого трансформатора принимается приблизительно равной мощности генератора. Выбираем ТРДН-80000/330, параметры которого сведем в таблицу 1.3.

Трансформаторы связи РУ 35кВ и 330 кВ: с учетом перегрузки принимаем мощность одного трансформатора:

Выбираем трансформаторы (спецзаказ) ТРДН-40000/330, параметры которых сведем в таблицу 1.3.

Таблица 1.3

Тип	Sном, МВА	UВН, кВ	UНН, кВ	Потери, кВт	Uk, %	Цена, тыс. у. е.
				Рхх	Ркз
ТРДН-40000/330	40	330	6,3	80	180	11	66,88
ТРДН-80000/330	80	330	6,3	110	310	11	215
ТРДН-40000/330	40	330	35	80	180	11	69,3

2. Выбор и технико-экономическое обоснование схемы выдачи энергии. Разработка главной схемы электрических соединений

Экономическая целесообразность варианта будет определяться по критерию приведенных затрат:

где i =1, 2, 3 - номера вариантов;

К_i - капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. у. е.;

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

И_i - годовые эксплуатационные издержки;

У_i - ущерб от недоотпуска энергии.

Капиталовложение по вариантам будет находиться согласно формуле 2.1:

(2.1)

где - капиталовложение в трансформаторы;

- капиталовложение в трансформаторные ячейки РУ;

- капиталовложение в КРУ.

Расчет капиталовложений в трансформаторы будет производиться с учетом усредненного коэффициента заводской стоимости трансформаторов [3]. А капиталовложения в каждый из вариантов схем и трансформатор показаны в таблице 2.1. В этой же таблице указаны стоимости ячеек распределительных устройств (РУ) различного напряжения, суммарное вложение в РУ. Информация о стоимости ячеек комплектного распределительного устройства взята из таблицы 10.33 [3]. Причем стоимость ячейки РУ выбиралась наибольшей из приведенных для данного значения напряжения. Сводим в таблицу оборудование, различающееся для первого и второго вариантов.

Таблица 2.1 - Капиталовложения в варианты схем электроснабжения

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. у. е.	Варианты
		первый	второй
		к-во ед.	общ.ст., тыс. у. е.	к-во ед.	общ.ст., тыс. у. е.
ТДЦ-80000/35	117,85	1	117,85	-	-
ТРДН-80000/330	301	-	-	1	301
Ячейка ОРУ 35 кВ	21,4	1	21,4	-	-
Ячейка ОРУ 330 кВ	287,2	-	-	1	287,2
Сумма	-	-	139,25	-	588,2

Капитальные затраты трансформаторов (схема 1):

где: Ц_ат - заводская стоимость трансформатора;

K_{рс ат} - усредненный коэффициент для пересчета заводской стоимости трансформатора к расчетной стоимости.

Капитальные затраты трансформаторов (схема 2):

Для трансформатора по первому варианту:

где:

Тогда:

В трансформаторе схемы №2:

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования И_а и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ [3, стр. 23]:

где: Р_а и Р_о - отчисления на амортизацию и обслуживание, %. Для оборудования данного проекта принимаем Р_а = 7,4 %(вариант 2: 6,4%), Р_о = 2 %;

ДЭ - потери энергии в кВт·ч;

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

Для первого варианта:

Для второго варианта:

Приведенные затраты:

, значит первый вариант более выгоден.

Разница более 5 %, для дальнейшего расчета будет использоваться первая схема электроснабжения, т. к. она дешевле.

Для принятой схемы выдачи мощности определяем число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (n_ЛЭП), числа линий связи с системой и станциями (n_св) и числа трансформаторов связи (n_т.св.) или питающих трансформаторов (n_т), подключенных к данному РУ.

(2.4)

Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

(2.5)

Протяженность ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в таблице 2.1 [2].

Значения устанавливаются по схеме выдачи мощности. В зависимости от числа присоединений и номинального напряжения принимаются возможные схемы РУ.

Количество отходящих линий от РУ 6 кВ, определяется максимальной передаваемой мощностью - 60 МВт и наибольшей предаваемой мощностью на одну цепь, равной - 4 МВт. От РУ 35 кВ максимальная передаваемая мощность - 47 МВт, при наибольшей предаваемой мощности на одну цепь, равной - 15 МВт. Тогда количество линий равно:

Принимаем равным 16 линий.

Принимаем равным 4 линии.

Из исходной схемы энергосистемы видно, что количество линий связи разрабатываемой станции с энергосистемой равно 2. А в разработанной ранее схеме выдачи энергии (второй) количество трансформаторных присоединений: к шинам РУ 330 кВ - 4, к РУ 35 кВ - 3.

Количество присоединений к РУ 330 кВ будет равно из (2.4):

Количество присоединений к РУ 35 кВ будет равно из (2.4):

Тогда для сооружения РУ 35 кВ выбираем схему с одной секционированной системой шин. Для сооружения РУ 330 кВ применяем схему 3/2 выключателя на цепь. Для КРУ выбираю схему - одиночную секционированную с нормально отключенным секционным выключателем.

Принимаем напряжение собственных нужд 6 кВ, питание осуществляется через реакторы. Токоограничивающие реакторы присоединяем к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. Их мощность выбираем исходя из заданного процента расхода на собственные нужды (k) от мощности генераторов по номинальному току:

Выбираем реактор РТСТ-10-1000-0,22У3

Токоограничивающий реактор на КРУ 6 кВ:

Ток уменьшаем вдвое для учета работы реактора на две секции шин в аварийном режиме. Выбираем реакторы РТОС-10-4000-0,18-У3.

На рисунке 2.1 представлена упрощенная главная схема электрических соединений.

Рисунок 2.1 - Упрощенная главная схема электрических соединений

3. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

Для проверки электрических аппаратов необходимо их оценить по условию КЗ: составим расчетную схему, наметим места расположения расчетных точек КЗ.

Токи КЗ рассчитаем вручную. Для этого составляем эквивалентную схему замещения и определяем значения всех сопротивлений элементов схемы, приведенных к базисным условиям.

Однолинейная схема показана на рисунке 3.1. Определяем сопротивления элементов схемы в базисных единицах. За базисную мощность принимаем .

Рисунок 3.1 - Однолинейная схема замещения энергосистемы

ЭДС генераторов:

Сопротивление генераторов:



ЭДС системы:

Сопротивление системы:

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:

Т1, Т2,Т4,Т5:

Т3:

Сопротивление ЛЭП от системы до ТЭЦ:

Сопротивление линейных реакторов:

Сопротивление реакторов собственных нужд:



Ток подпитки точки КЗ на шинах распределительного устройства собственных нужд составляет:

Результаты расчетов сведем в таблицы.

В таблице 3.3 показаны периодические составляющие токов в начальный момент времени, таблице 3.4 - ударные (наибольшие) значения токов.

Таблица 3.3 - Токи КЗ в исследуемых узлах

Узел КЗ	Составляющая от Г1, кА	Составляющая от Г2, кА	Составляющая от Г2, кА	Составляющая от системы, кА	От двигателей СН, кА
1	59,948	1,891	1,924	27,186	0
2	11,387	0,354	0,371	5,157	0
3	9,638	0,299	0,314	4,365	4,8
4	0,418	0,418	0,436	6,13	0
5	0,584	0,584	5,938	8,578	0
6	1,978	1,978	59,948	29,047	0
7	0,315	0,315	9,449	4,868	4,8

Рассчитаем ударные токи КЗ:

где - значение ударного коэффициента, взято из таблицы 4.2 [2].

Таблица 3.4 - Ударные токи КЗ в исследуемых узлах

Узел КЗ	Составляющая от Г1, кА	Составляющая от Г2, кА	Составляющая от Г2, кА	Составляющая от системы, кА	От двигателей СН, кА
1	165,32	5,215	5,306	71,511	0
2	31,402	0,976	1,023	13,651	0
3	26,579	0,824	0,866	11,482	12,56
4	1,153	1,153	1,202	15,171	0
5	1,61	1,61	16,375	22,564	0
6	5,455	5,455	165,32	78,214	0
7	0,869	0,869	26,058	13,108	12,56

4. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели, разъединители)

Высоковольтные выключатели выбираются по следующим условиям:

? по напряжению установки:

? по длительному току:

? по отключающей способности:

- проверка на симметричный ток отключения по условию:

- проверка отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:



где ? номинальное допускаемое содержание апериодической составляющей в отключаемом токе;

? нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

При невыполнении последнего условия допускается проверять по полному току КЗ:

? по условию электродинамической стойкости:

? по условию термической стойкости выключатель проверяется по тепловому импульсу:

где ? ток термической стойкости, кА;

? длительность протекания тока термической стойкости, с;

Выбор разъединителей производится по напряжению установки, длительному току, термической и динамической стойкости по аналогии с выключателями. Для наглядности выбор выключателей и разъединителей представим в виде таблиц для соответствующих мест установки.

Наибольший рабочий ток присоединения определяется с учетом возможных длительный перегрузок:

где и - номинальное напряжение и номинальная мощность присоединения;

- коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок, для генераторов , для трансформаторов, не работающих в блоке с генератором, .

Выбор выключателей и разъединителей для РУ 330 кВ представлен в таблице 4.1:

Таблица 4.1 - Выбор выключателей и разъединителей для РУ 330 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГГ-330-40/3150 У1	Разъединитель РНД-330/3200 У1
		-
		-
		-

Тип привода разъединителя ПД 5У1.

Выбор выключателей и разъединителей для РУСН 35 кВ представлен в таблице 4.2:

Таблица 4.2 - Выключатели и разъединители РУСН 35 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВВУ-35А-40/3150У1	Разъединитель РНД-35/3200У1
		-
		-
		-
		-

Тип привода разъединителя ПД 5У1.

Выключатели для РУ 10 кВ предоставлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 ? Выключатели для КРУ 6 кВ (секционный)

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель LF2

(вводной)

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель LF2

Выключатели для отходящих линий 6 кВ представлены в таблице 4.4:

Таблица 4.4 ? Выключатели для отходящих линий 6 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель LF1

Выбор выключателей для РУ СН представлен в таблице 4.5.

Таблица 4.5 ? Выбор выключателей для РУСН 6 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель LF1

Выбор выключателя и разъединителя для выводов генератора представлены в таблице 4.6:

Таблица 4.6 - Выбор выключателя для генератора

Расчетные данные	Каталожные данные комплексного распределительного устройства HECS-80
	Выключатель	Разъединитель
		-
		-
		-
		-

5. Выбор токоведущих частей

5.1 Выбор сборных шин 330 кВ, токоведущих частей от РУ 330 до трансформаторов связи с 35 кВ, трансформаторов и до резервного трансформатора

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

Наибольший ток:

Выбираем провод АС-70/12 с Iдоп=330 А. Так как ток трехфазного короткого замыкания меньше, чем 20 кА, то проверку на схлестывание не производим. По условиям короны принимаем провод АС-600/72.

Проверку на термическое действие не производим, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Выбираем токоведущие части от РУ 110 кВ до трансформаторов. Определяем сечение по экономической плотности тока:

,

где по таблице 4.5 [1, стр. 233].

По условиям короны принимаем провод АС-600/72 с Iдоп=1050 А.

.

Выбираем токоведущие части от РУ 110 кВ до резервного трансформатора собственных нужд. Определяем сечение по экономической плотности тока:

мм²,

где =1,1 по таблице 4.5 [1, стр. 233].

По условиям короны принимаем провод АС-600/72 с Iдоп=1050 А.

Согласно ПУЭ и Руководящим указаниям по расчёту токов коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания, проверку на термическую стойкость можно не производить. Минимальное сечение для воздушных линий на 330 кВ является 600мм². Поэтому проверка по условиям коронирования не производится.

5.2 Выбор сборных шин 35 кВ и токоведущих частей от РУ 35 кВ до трансформаторов

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

Выбираем провод 2xАС-300/48 с Iдоп=680 А.. Так как ток трехфазного короткого замыкания меньше, чем 20 кА, то проверку на схлестывание не производим. Проверка для линий 35 кВ по условиям коронирования не производится.

Проверку на термическое действие не производим, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Выбираем токоведущие части от РУ 35 кВ до трансформатора блока. Определяем сечение по экономической плотности тока:

мм²,

где =1,1 по таблице 4.5 [1, стр. 233].

Принимаем провод 2xАС-600/72 с Iдоп=2x1050 А.

Проверка по допустимому току:

.

Выбираем токоведущие части от РУ 35 кВ до трансформаторов связи. Определяем сечение по экономической плотности тока:

мм²,

где =1,1 по таблице 4.5 [1, стр. 233].

Принимаем провод 2xАС-600/72 с Iдоп=2x1050 А.

Проверка по допустимому току:

.

Согласно ПУЭ и Руководящим указаниям по расчёту токов коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания, проверку на термическую стойкость можно не производить.

5.3 Выбор сборных шин для РУ 6 кВ (КРУ)

Наибольший ток:

Согласно максимальному рабочему току выбираем шкафы КРУ фирмы Schneider Electric серии MCset с Iном.=4000 А. Номинальное напряжение 7,2 кВ. Номинальный ток сборных шин 4000 А. Ток термической стойкости 31,5 кА, время его протекания 3 с. Номинальный ток электродинамической стойкости 81 кА. В шкафу предусматриваются плоские шины прямоугольного сечения.

Для РУ СН выбираем ячейку AD1-LF1-1250 с Iном.=1250 А Номинальный ток сборных шин 4000 А. Ток термической стойкости 31,5 кА, время его протекания 3 с. Номинальный ток электродинамической стойкости 81 кА.

5.4 Выбор комплектного пофазно-экранированного токопровода для участка от выводов генератора до блочного трансформатора и отпаек к трансформатору собственных нужд и к реактору, питающему потребительское КРУ

В блоке генератор-трансформатор участок от генератора до трансформатора и отпайка к трансформатору собственных нужд выполняются пофазно экранированным токопроводом.

Выбираем токопровод ТЭНЕ-10-6300-250 с характеристиками:

Проверка токопровода производится по максимальному току и электродинамической стойкости:

5.5 Выбор комплектного токопровода от реактора до КРУ

Выбираем токопровод ТЗМЭП-6-3600-300 с кВ, А, кА. Проверка токопровода производится по максимальному току и электродинамической стойкости:

.

5.6 Выбор кабелей отходящих линий КРУ 6 кВ

Выбираем трехжильный кабель 6 кВ с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в земле.

Определяем сечение по экономической плотности тока:



где =1,4 по таблице 4.4 [1].

По допустимому току:

где длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядов положенных в земле кабелей и на температуру окружающей среды .

где - допустимый ток при нормированной температуре жил.

Принимаем трехжильный кабель марки АСБ с размерами 3х185 мм², Поправочный коэффициенты на ток для кабеля в зависимости от температуры земли (примем, что расчетная температура среды 15 єС, нормируемая температура жил 80 єС) равен 0,96. Число рядом проложенных в земле кабелей равно 1, тогда и коэффициент равен 1.

Проверяем сечение на термическое действие тока:

Что меньше выбранного сечения. Параметр С выбран по таблице 5.2 [2].

6. Выбор типов релейной защиты

6.1 Защиты блока генератор - трансформатор

Согласно ПУЭ и руководящих указаний должны быть установлены защиты от:

1) замыканий на землю на стороне генераторного напряжения;

2) многофазных замыканий в обмотке статора и на его выводах - дифференциальная защита с током срабатывания меньше номинального;

3) витковых замыканий в обмотке статора (поперечная защита, при наличии параллельных ветвей в обмотке статора);

4) внешних КЗ - МТЗ с блокировкой по напряжению или дистанционная защита;

5) перегрузки токами обратной последовательности (в зависимости от мощности и типа системы охлаждения требуется одноступенчатая защита обратной последовательности, ступенчатая защита либо защита с зависимой от тока выдержкой времени, кроме того должна быть ступень защиты с действием на сигнал);

6) симметричные перегрузки статора;

7) перегрузки ротора для генераторов с непосредственным охлаждением проводников;

8) замыкания на землю обмотки ротора;

9) асинхронного режима с потерей возбуждения;

10) дифференциальная защита - от КЗ в обмотках и на выводах трансформатора;

11) газовая защита - от витковых замыканий в обмотках трансформатора;

12) защита от внешних КЗ и резервная от КЗ внутри трансформатора - МТЗ на стороне ВН с блокировкой по напряжению на стороне НН трансформатора;

13) защита от замыканий на землю в сети высшего напряжения;

14) защита от потери охлаждения системы ДЦ и Ц трансформатора. Защита контролирует ток нагрузки на трансформаторе и его температуру и в зависимости от этих данных с различными выдержками времени отключает блок в случае остановки всех охладителей;

15) ускорение защит при неполнофазном режиме: специальная высокочувствительная защита нулевой последовательности ускоряется по факту неполнофазного отключения выключателя;

16) при наличии генераторного выключателя предусматривается устройство сигнализации замыкания на землю на стороне НН блочного трансформатора;

17) дифференциальная защита ошиновки ВН;

18) защита от КЗ в обмотках и на выводах трансформатора - дифференциальная защита;

19) защита от витковых замыканий в обмотках ТСН - газовая;

20) защита от внешних междуфазных КЗ и резервная от КЗ внутри трансформатора - МТЗ с блокировкой по напряжению или дистанционная на сторонах ВН и НН трансформатора;

21) защита от перегрузки с действием на сигнал;

22) общая дифференциальная защита блока, охватывающая ошиновку стороны ВН, трансформатор, генератор.

Из приведенных защит на блочных генераторах устанавливаются 1-9, на блочных трансформаторах устанавливаются 10-17, на ТСН 18-21 и 22 является общей. Защиты 1, 2, 3, 7, 8, 10, 11, 17, 18, 19 - основные от внутренних повреждений.

6.2 Защита на ОРУ 330 кВ (сборные шины)

1) 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;

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

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

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

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

6.3 Защиты резервного трансформатора 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

- МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;

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

6.4 Защита ЛЭП

На линиях 6 кВ:

- трёхступенчатая токовая защита.

- токовая защита нулевой последовательности - для защиты от КЗ на землю (с действием на сигнал).

На линиях 35 кВ:

высокочастотная защита;

- трёхступенчатая дистанционная защита;

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

На линиях 330 кВ:

- высокочастотная защита;

- трёхступенчатая дистанционная защита;

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

- автоматический ввод резерва (АВР).

электроэнергия трансформатор релейный токоведущий

7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов, средств защиты, аппаратов высокочастотной обработки

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. В зависимости от характера объекта и структуры его управления объем контроля и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления (ГЩУ), блочном щите управления (БЩУ) и центральном щите (ЦЩУ) на электростанциях с блоками генератор-трансформатор и на местных щитах. Перечислим основные приборы, рекомендуемые для установки на проектируемой ТЭЦ. Для удобства их рассмотрения, сведу в таблицы. В таблице 7.1 показаны измерительные приборы, устанавливаемые на статоре турбогенератора.

Таблица 7.1 - Измерительные приборы статора турбогенератора

Наименование прибора	Тип прибора	Класс точности
Статор:
Амперметр в каждой фазе	Э - 377	1,5
Вольтметр	Э - 377	1,5
Ваттметр	Д - 365	1,5
Варметр	Д - 365	2,5
Счётчик активной энергии	И - 675	1,0
Счётчик реактивной энергии	И - 675М	2,0
Датчик активной мощности	Е - 829
Датчик реактивной мощности	Е - 830
Регистрирующие приборы
Ваттметр	H - 395	1,5
Амперметр	H - 393	1,5
Частотомер	Н - 397	2,5
Суммирующий ваттметр	Н - 395	1,5
Варметр	Н - 395	1,5

В таблице 7.2 показаны измерительные приборы, устанавливаемые на роторе турбогенератора. А в таблицах 7.3, 7.4, 7.5 показаны приборы на трансформаторах собственных нужд, сборных шинах, резервных трансформаторах собственных нужд соответственно.

Таблица 7.2 - Измерительные приборы ротора турбогенератора

Наименование прибора	Тип прибора	Класс точности
Ротор:
Амперметр	Э - 377	1,5
Вольтметр	Э - 377	1,5
Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителя	Э - 377	1,5
Регистрирующие приборы
Частотомер	Н - 397	2,5
Суммирующий ваттметр	Н - 395	1,5
Варметр	Н - 395	1,5

Таблица 7.3 - Измерительные приборы трансформаторов собственных нужд

	Тип прибора	Класс точности
Трансформатор собственных нужд
Сторона питания:
Амперметр	Э - 377	1,5
Ваттметр	Д - 365	1,5
Счётчик активной энергии	И - 675	1,0

Таблица 7.4 - Измерительные приборы сборных шин

	Тип прибора	Класс точности
Сборные шины
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и регистрирующий вольтметр	Э - 377	1,5

Производим выбор трансформаторов тока для присоединения контрольно-измерительных приборов в цепи генератора.

Выбор трансформаторов тока осуществляется :

Таблица 7.5 - Измерительные приборы резервных трансформаторов СН

	Тип прибора	Класс точности
Резервный трансформатор (РТСН)
Амперметр	Э - 377	1,5
Ваттметр	Д - 365	1,5
Счётчик активной энергии	И - 675	1,0

По напряжению установки:

По максимальному току:

По динамической устойчивости:

По термической устойчивости:

По вторичной нагрузке:

Трансформаторы напряжения выбираются:

По напряжению установки:

По вторичной нагрузке:

7.1 Выбор трансформаторов тока

Встроенные в токопровод трансформаторы тока ТШЛ-10-1-4000/5.

Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в табл. 7.1

Таблица 7.1 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Кол-во	Потребляемая мощность, ВА
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-350	3	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д-365	1	0,5	-	0,5
Варметр	Д-365	1	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	И-675	1	2	-	2
Счетчик реактивной энергии	И-675М	1	2	2	2
Суммирующий ваттметр	Н-395	1	10	-	10
Датчик активной мощности	Е-829	1	0,5	-	0,5
Датчик реактивной мощности	Е-830	1	0,5	-	0,5
Варметр	Н-395	1	10	10	10
Суммарная нагрузка			26,1	12,1	26,1

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

Тогда:

где - сопротивление в контактах, Ом;

- сопротивление соединительных проводов, Ом;

- номинальная нагрузка, Ом.

Для генератора 40 МВт применяется кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина 20 м, тогда сечение:

Тогда расчётное сечение проводов:

Выбираем кабель АКВРГ с жилами 10 мм².

Остальные трансформаторы тока выбираем аналогично. Данные выбора приводим в таблице 7.2. На электростанциях обычно используются встроенные в аппараты ТТ. Они имеются в нулевых выводах всех трансформаторов и автотрансформаторов (типа ТВТ) и генераторов мощностью более 300 МВт (типа ТВЛ, ТВГ и ТВВГ). Кроме того, встроенные ТТ предусматриваются в линейных вводах высшего и среднего напряжения силовых трансформаторов и автотрансформаторов (ТВТ). Недостающие ТТ устанавливаются отдельно стоящими. При этом их место размещения выбирается так, чтобы их вывод в ремонт, производился совместно с выключателями цепей (до выключателя со стороны генератора, трансформатора или линии).

Таблица 7.2 -Выбор трансформаторов тока

Место установки	Тип	Расчетные данные цепи	Каталожные данные
ОРУ 330 кВ	ТФУМ220А-У1	Uр=330 кВ, Iрмакс=0,239 кА, Bк=9.04 кА2с.	Uном=330 кВ, Iном=0.5 кА, Bт=19,62*3=1152,4кА2с
ОРУ 35 кВ	ТФЗМ35Б-I	Uр= 35 кВ, Iрмакс=1.319 кА, Bк=45.51 кА2с.	Uном=35 кВ, Iном=1,5 кА, Bт=682*3=13872 кА2с.
КРУ 6 кВ	ARJA1	Uр=6 кВ, Iрмакс=1.69 кА, Bк=76.04кА2с.	Uном=7.2 кВ, Iном=2 кА, Bт=352*3=3675 кА2с.
КРУ 6 кВ (отходящая линия)	ARJP2	Uр=6 кВ, Iрмакс=0,42 кА, Bк=76.04кА2с.	Uном=7.2 кВ, Iном=0,5 кА, Bт=14,12*3=596,43кА2с.
РТСН	ТВТ330-I	Uр= 330 кВ, Iрмакс=0,017 кА, Bк=9,46 кА2с.	Uном=330 кВ, Iном=0,3 кА, Bт=62*3=108 кА2с.

7.2 Выбор трансформаторов напряжения

Цепь генератора: в токопровод встроены трансформаторы напряжения 3хЗОМ-1/15, 3хЗНОМ-15.

Мощность приборов, подключённых к ТН приведена в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Мощность приборов

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	5	-
Варметр	Д-365	1,5	2	1	0	1	3	-
Датч. акт. мощности	Е-829	10	-	1	0	1	10	-
Датч. реакт. мощности	Е-830	10	-	1	0	1	10	-
Счётчик активной энергии	И-675	2 Вт	2	0,38	0,925	1	4	9,5
Ваттметр регистрирующий	Н-395	10	2	1	0	1	20	-
Вольтметр регистрирующий	Н-393	10	1	1	0	1	10	-
Частотометр	Э-372	3	1	1	0	2	6	-
Сумма							70	9,5

Полную мощность определим по формуле:

Выбранный ТН 3хЗНОМ-15 имеет номинальную мощность в классе точности 0.5, необходимом для присоединения счётчиков В·А

Тогда имеем: S_2? < S_ДОП

Следовательно, ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

Аналогично выбираем трансформаторы напряжения в других частях схемы. Данные выбора приводим в таблице 7.4.

Таблица 7.4 - Выбранные трансформаторы напряжения

Место установки	Тип	Напряжения обмоток
		Uном, кВ первичной	Uном, кВ вторичной	Uном, кВ дополнительной
РУ 330 кВ	3хНКФ-330-73У1			100
РУ 35 кВ	3хЗНОМ-35-65У1			100
РУ 6 кВ	3хVRQ3n-6			100/3

7.3 Выбор средств защиты от перенапряжений

Защита оборудования станций и подстанций от перенапряжений осуществляется ограничителями перенапряжений (ОПН). ОПН размещаются в РУ напряжением до 330 кВ на сборных шинах и присоединяются к ним совместно с ТН через общий разъединитель. В РУ более высокого напряжения ОПН подключаются ко всем питающим и отходящим линиям без разъединителя. Кроме того, ОПН устанавливаются на вводах высшего и среднего напряжения трансформаторов (автотрансформаторов) удаленных от РУ на расстояние более 16 метров.

Выбор ОПН производится по напряжению установки:

Для защиты оборудования:

- на напряжении 6 кВ выбираем ОПН-6У3 с номинальным напряжением сети -6 кВ;

- на напряжение 35 кВ выбираем ОПН-35 У1 с номинальным напряжением - 35 кВ;

- на напряжение 330 кВ выбираем ОПН-330 У1 с номинальным напряжением - 330 кВ.

7.4 Аппараты высокочастотной обработки

На отходящих ЛЭП 35 кВ и 330 кВ устанавливаются аппараты высокочастотной обработки: конденсаторы связи, фильтры присоединения и заградители - отдельных фаз для образования каналов связи по проводам ЛЭП. Конденсатор связи создает путь для токов высокой частоты от приемопередатчика в линию и одновременно отделяет приемопередатчик от высокого напряжения промышленной частоты линии. Устанавливаем бумажно-масляные конденсаторы типа На линиях 35 кВ устанавливается один такой таких элемент. Для напряжения 330 кВ выпускаются конденсаторы типа и устанавливаются четыре таких элемента. Фильтр присоединения согласовывает входное сопротивление высокочастотного кабеля с входным сопротивлением линии, соединяет конденсатор связи с землей, образуя, таким образом, замкнутый контур для токов высокой частоты. Фильтр присоединения ОФП-4 330 кВ, выпускаемый промышленностью, выполняется на широкие диапазоны частот. Заградитель преграждает выход токов высокой частоты за пределы линии. Выпускаемые промышленностью заградители ВЗ-630-0,5 (110 кВ) и ВЗ-1250-0,5 (220 кВ) рассчитаны на рабочий ток 630 и 1250 А соответственно с пределами настройки 36-1000 кГц. При напряжении 110-220 кВ обработка выполняется на двух фазах.

8. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте

ОРУ сооружаются на электростанциях и подстанциях при напряжениях 35 кВ и выше при нормальных условиях внешней среды. Исходя из данного условия принимаем РУ 6 кВ закрытого исполнения, будем считать, что условия сооружения - нормальные, тогда РУ 35 и 330 кВ - открытого исполнения. ОРУ 330 кВ выполнено по схеме 3/2 выключателя на цепь. Каждое присоединение включено через два выключателя ВГГ-330. В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Кроме того все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах.

ОРУ 35 кВ выполнено по схеме одиночной секционированной системы шин. К ОРУ-35 кВ присоединены четыре воздушные ЛЭП, два трансформатора связи ТРДН-40000/330, блочный трансформатор ТДЦ 80000/35. В принимаемой компоновке все выключатели располагаются в один ряд около второй системы шин. Все присоединения к сборным шинам выполнены ячейками. Ошиновка ОРУ выполняется гибкими сталеалюминевыми проводами 2xАС-300/48. Опоры выполнены стандартными железобетонными конструкциями. Высота линейных порталов 7850 мм, шинных - 6100 мм. Расстояние между стойками опор 2000 мм. Все присоединения к сборным шинам выполнены ячейками. Шаг ячейки 4600 мм, длина ячейки 22000 мм, расстояние между крайними токоведущими частями соседних ячеек 600 мм. На выходных линейных порталах установлены молниеприёмники, их высота 3000 мм. Территория ОРУ ограждена забором.

В данном курсовом проекте на напряжении 6 кВ распределение электроэнергии осуществляется комплектным распределительным устройством (КРУ) внутренней установки с воздушной изоляцией. КРУ 6 кВ имеет две одиночные секционированные системы шин (с нормально отключенными секционными выключателями). Потребительское КРУ соединено с генераторным напряжением через линейные реакторы РТСТ 10-1000-0,18УЗ.

В данном проекте используются шкафы КРУ MCset производства Schneider Electric с номинальным напряжением 7.2 кВ, номинальный ток сборных шин 4000 А, ток термической стойкости 31,5 кА, время его протекания 3 с и номинальный ток электродинамической стойкости 80 кА.

Главным преимуществом выбранного шкафа КРУ является то, что заводом изготовителем применяется изолированный шинопровод. Что позволяет для облегчения расчетов курсового проекта выбрать шкаф КРУ по номинальному току главных цепей. Тем самым подразумевая, что на заводе-изготовителе были произведены испытания на термическую и динамическую стойкость.

Степень защиты IP2X между отсеками обеспечивается металлическими перегородками. Металлические элементы конструкции выполнены из оцинкованной стали с окрашенными передними и задними панелями.

Шкаф КРУ комплектуется элегазовым выключателем на выкатных тележках типа LF производства Schneider Electric. Шкафы состоят из жёсткого металлического(900Ч2300Ч1550) корпуса, внутри которого размещено основные электрические аппараты и система жёстких шин, а также приборы для измерений, управления и релейной защиты со всеми соединениями.

Шкафы КРУ расположены в 2 ряда (каждая система шин представлена одним рядом). Проход между рядами шкафов 2500 мм. Для возможности двухстороннего обслуживания между стеной и задней частью шкафов выполнен проход 1700 мм. Из-за расположения сборных шин в задней части шкафов ряды выровнены по задней стенке. Отходящие кабельные линии расположены в лотках в кабельном этаже непосредственно под шкафами.

Камеры выполнены таким образом, что обеспечивается безопасность персонала при их осмотре и обслуживании, включая работы в отсеке выключателя и кабельном отсеке.

Список использованных источников

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. М., “Энергия”, 1975.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

3. Методические указания по курсу “Основы проектирования электрических станций и подстанций”.

4. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., “Энергия”. 1974.

Размещено на Allbest.ru