Е_G3G5=(Е_G3 · x_T4G3 + Е_G5· x_T5G5) / (x_T4G3 + x_T5G5)=(0,668*3,948+0,662*4,044)/(3,948+4,044)=0,665 о.е.

X_G3G5= (x_T5G5 · x_T4G3) / (x_T5G5+ x_T4G3)= (3,948*4,044)/(3,948+4,044)=1,998 о.е.



Имеем:

Упростим:

Е'=(Е_G1G4 ·x_G1G4+Е_G3G5·x_G3G5)/(x_G1G4+ x_G3G5)=(0,665*3,115+0,665*1,998)/(3,115+1,998)=0,665 о.е.X'=(x_G1G4 ·x_G3G5) /(x_G1G4+ x_G3G5)=(3,115*1,998)/(3,115+1,998)=1,217 о.е.

Имеем:



Упростим:

Е'_C=(Е_C ·x_C+ Е' · x'₎/(x_C + x')=(6,05*3,78+0,665*1,217)/(3,78+1,217)=4,738 о.е.

x' _C=(x_C· x') /(x_C + x')=(3,78*1,217)/(3,78+1,217)=0,921 о.е.

Имеем:

Тогда:

x"=(x' _C + x_T3)= (0,921+6,12)=7,041 о.е.

Е_*экв(б)=(Е'_C · x"+ Е_G2 · x_G2)/(x"+ x_G2)=(4,738 *7,041+0,668 *0,062)/(7,041+0,062)=4,702 о.е.

x_*экв(б)=(x"· x_G2)/(x"+ x_G2)=(7,041*0,062)/(7,041+0,062)= 0,062 о.е.

Определяем сверхпереходной ток в точке К₁:

I_K2=I_б.осн ·Е_*экв(б) / x_*экв(б)= 5,744*4,702/0,062=435,62кА



Результаты расчета сводим в таблицу 4.

Таблица 4. Результаты расчета токов КЗ для схемы с КРУ

Точка КЗ	1	2	3
Iпо, кА	12,77	225,55	435,62

Сравнительная таблица токов КЗ для схем с ГРУ и КРУ приведена ниже.

Таблица 5. Результаты расчета токов КЗ для схемы с КРУ и ГРУ

	Точка КЗ	1	2	3	4
ГРУ	Iпо, кА	12,62	52,87	88,81	9,017
КРУ	Iпо, кА	12,77	225,55	435,62	-

Дальнейший расчет ведем только для схемы с ГРУ, так как значение тока Iпо для схемы с КРУ очень велико, в дальнейшем возникнут проблемы с выбором высоковольтного оборудования.

Выбор силовых выключателей и разъединителей ТЭЦ

Условия предварительного выбора выключателей:

На стороне высокого напряжения установим элегазовые выключатели, непосредственно в цепи генератора установим маломасляные генераторные выключатели. На стороне низкого напряжения, а также в цепях собственных нужд установим вакуумные выключатели.

Результаты выбора выключателей и разъединителей сведены в таблицу 6 и таблицу 7.



Таблица 6 - Сводные данные по выбранным высоковольтным выключателям

№ выключателя	Uном, кВ	Iраб, max, кА	Iпо, кА	Тип выключателя	Uном, кВ	Iном, кА	Iном откл, кА	Привод
Q18, Q46, Q58	6	3,863	9,017	МГУ-20-90	20	9,5	90	ПС-31
Q11, Q12	6	11,348	88,81	МГУ-20-90	20	9,5	90	ПС-31
QК2, QК3	6	3,67	52,87	МГУ-20-90	20	9,5	90	ПС-31
QК1	110	0,596	-	ВГТ-110УХЛ1* - 40/3150У1	110	3,14	40	Пружинный
Q10,Q13	6	3,863	12,62	МГУ-20-90	20	9,5	90	ПС-31
QСН	6	1,283	-	BB/TEL-6-10/800	6	1	10	Эл. Магн.
Q20-Q30, Q31-Q38, Q43, Q44, Q47-Q56	6	0,229	-	BB/TEL-6-8/800	6	0,8	8	Эл. Магн.
Q3, Q7	110	31,492	12,62	ВГТ-110УХЛ1* - 40/3150У1	110	3,14	40	Пружинный
Q2, Q8	110	0,442	12,62	ВГТ-110УХЛ1* - 40/3150У1	110	3,14	40	Пружинный
Q1, Q5, Q9	110	0,210	12,62	ВГТ-110УХЛ1* - 40/3150У1	110	3,14	40	Пружинный
Q4, Q6	110	0,834	12,62	ВГТ-110УХЛ1* - 40/3150У1	110	3,14	40	Пружинный
QВ	110	0,596	12,62	ВГТ-110УХЛ1* - 40/3150У1	110	3,14	40	Пружинный

Таблица 7 - Сводные данные по выбранным разъединителям

№ разъединителя	Uном, кВ	Iраб, max, кА	Iпо, кА	Тип разъединителя	Uном, кВ	Iном, кА	Амплитуда предельного сквозного тока КЗ, кА	Iпред сквозн, кА	Привод
								главных ножей	заземляющих ножей
QS48,57,63	6	3,863	9,017	РВФ-6/400	6	4	16/4	125	-	ПР-10
QS45,46	6	11,348	88,81	РВК-20/12500	20	12,5				ПД-12У3
QS52,53,58,59	6	3,67	52,87	РВК-20/12500	20	12,5				ПД-12У3
QS41,42	110	0,596	-	РНД-110/1000	110	1	31/3			ПР-180-У1
QS44,47	6	3,863	12,62	РВК-20/12500	20	12,5				ПД-12У3
QS5,12	6	1,283	-	РВЗ-6/400У3	6	0,4	16/4	50	-	ПР-10
QS49-51,54-56,60-62	6	0,229	-	РВЗ-6/400У3	6	0,4	16/4	50	-	ПР-10
QS11,27	110	31,492	12,62	РНД-110/1000	110	1	31/3	-	-	ПР-180-У1
QS7,31	110	0,442	12,62	РНД-110/1000	110	1	31/3	-	-	ПР-180-У1
QS3,19,35	110	0,210	12,62	РНД-110/1000	110	1	31/3	-	-	ПР-180-У1
QS15,23	110	0,834	12,62	РНД-110/1000	110	1	31/3	-	-	ПР-180-У1
QS41,42	110	0,596	12,62	РНД-110/1000	110	1	31/3	-	-	ПР-180-У1

11. Уточнённый выбор и проверка электрических аппаратов

Выбор и проверка разрядников

Установка разрядников в нейтралях трансформаторов и на шинах ЗРУ необходима, чтобы защитить оборудование от возможных перенапряжений. Так как изоляция нулевых выводов силовых трансформаторов обычно не рассчитывается на полное напряжение, то в режиме разземления нейтрали необходимо снизить возможные перенапряжения путем присоединения вентильных разрядников к нулевой точке трансформатора. При этом напряжение разрядника выбирается на ступень ниже напряжения ступени присоединения.

Разрядники на шинах ЗРУ устанавливаются для защиты от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений изоляции электрооборудования электростанции.

Разрядники на ЗРУ устанавливаются на каждой шине, за исключением обходной.

Разрядники системы шин ЗРУ:

Выбираем разрядники РВМГ-110МУ1 с номинальным напряжением 110 кВ.

Разрядники в нейтралях трансформаторов:

Выбираем разрядники РВМ-35У1 с номинальным напряжением 35 кВ.

Разрядники на стороне 6 кВ:

Выбираем разрядники РВО-6У1 с номинальным напряжением 6 кВ.

Таблица 8. Сводные данные по выбранным разрядникам

Тип	Uном, кВ	Uпроб при f=50 Гц (в сухом состоянии и под дожём), кВ
		не менее	не более
РВО-6У1	6	16	19
РВМ-35У1	35	75	90
РВМГ-110МУ1	110	170	390

Размещение контрольно измерительных приборов для основных цепей главной схемы

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на нашей электростанции ТЭЦ будем осуществлять с помощью контрольно-измерительных приборов.

В зависимости от характера объекта и структуры его управления объём контроля и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными.

В зависимости от режима работы даже на аналогичных присоединениях количество контрольно-измерительных приборов может быть различным.



Таблица 9 - Размещение КИП на ТЭЦ

№ п/п	Цепь	Место установки приборов	Перечень приборов	Примечания
1	Турбогенератор	Статор	Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счётчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр и вольтметр (на генераторах 60 МВт)	1. Перечисленные приборы устанавливаются на основных щитах управления 2. На групповом щите турбины устанавливается ваттметр, частотомер в цепи статора и вольтметр в цепи возбуждения 3. На ЦЩУ устанавливается частотомер, суммирующие ваттметр и варметр
		Ротор	Амперметр, вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителя. Регистрирующий амперметр (на генераторах 60 МВт)
2	Блок генератор-трансформатор	Генератор	см. п. 1	В цепи генератора устанавливается осциллограф
		Блочный транс-форма-тор	НН ВН	- Амперметр	-
3	Трансформатор связи	Двухобмоточный	ВН НН	- Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой	У трансформаторов, работающих в блоке транс-форматор-линия, амперметры устанавливаются во всех фазах
4	Линия 110 кВ		Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор, используемый для определения места к.з., расчётные счётчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях	-
5	Сборные шины РУВН	На каждой системе шин	Вольтметр, для измерения междуфазного напряжения, вольтметр с переключением для измерения трёхфазных напряжений, частотомер, приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра и синхроноскоп	Приборы синхронизации устанавливаются при возможности синхронизации
7	Сборные шины КРУ	На каждой секции	Вольтметр	-
8	Секционный выключатель		Амперметр	-

12. Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока и напряжения

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока на стороне 110 кВ

1) По напряжению установки:

U_уст?U_ном

2) По току:

I_max?I_1ном

3) По электродинамической стойкости:

i_у ? k_эд··I_1ном

4) По термической стойкости:

B_к? (k_ф·I_1ном)²·t_тер



5) По вторичной нагрузке:

z₂? z_2ном

Выбираем ТТ типа ТФЗМ-110-У1 для наружной установки.

Таблица 10. Сводные данные по ТТ

Тип	I1ном, кА	I2ном, А	Варианты исполнения вторичных обмоток	Электродинамическая стойкость (кратность), кА	Трёхсекундная термическая стойкость(кратность), кА	Номинальная вторичная нагрузка, ВА	Номинальная предельная кратность защитной обмотки, кА
						измерительная обмотка	защитная обмотка
ТФЗМ-110-У1	600	5	0,5/10Р/10Р/10Р	126	26	30	50	30

Проверяем:

1) По напряжению установки:

U_уст=U_ном=110 кВ

2) По току:

I_max=171 А?I_1ном=600 А

3) По электродинамической стойкости:

i_у ? k_эд··I_1ном



38,317 кА? 50··0,6

38,317 кА<56,569 кА

4) По термической стойкости:

B_к? (k_ф·I_1ном)²·t_тер

308,32 кА²·с ? (39,2·0,6)²·3

308,32 кА²·с ? 2250 кА²·с

5) По вторичной нагрузке:

На отходящей линии 110 кВ с одностороннем питанием устанавливаем следующие измерительные и интегрирующие приборы:

Таблица 11. Вторичная нагрузка ТТ

Прибор	Тип	Нагрузка
		A	B	C
Амперметр Ваттметр Варметр Счётчик активной мощности Счётчик реактивной мощности	Э-377 Д-335 Д-335 СА4У-И672М СР4У-И673М	- 0,5 0,5 2,5 2,5	0,1 - - - -	- 0,5 0,5 2,5 2,5
Итого		6	-	6

z_2ном=S_2ном/ I_2ном²=30/5²=1,2 Ом

r_приб=S_приб/ I_2ном²=6,1/5²=0,244 Ом

r_к=0,1 Ом

r_пр= z_2ном - r_приб - r_к =1,2-0,244-0,1=0,856 Ом

с=0,0175 Ом·мм²/м

l=125 м

l_расч=l= м

Принимая длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами 125 м определяем сечение:

q= с· l_расч / r_пр=0,0175·216,506/0,856=4,426 мм²

Принимаем контрольный кабель АКВРГ с жилами 6 мм²

z₂ = z_2ном =r_пр + r_приб + r_к =0,856+0,244+0,1=1,2 Ом

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока на генераторах 6 кВ

Выбираем ТТ типа ТПШФ-6-0,5/0,5 для внутренней установки.

Таблица 12 - Сводные данные по ТТ

Тип	I1ном, кА	I2ном, А	Варианты исполне-ния вторичных об-моток	Электродинамическая стойкость (кратность), кА	Трёхсекундная термическая стойкость(кратность), кА	Номинальная вторичная нагрузка, ВА	Номинальная предельная кратность защитной обмотки, кА
						измерительная обмотка	защитная обмотка
ТПШФ-6-0,5/0,5	5000	5	0,5/10Р	-	35	20	20	25

Проверяем:

1) По напряжению установки:

U_уст=U_ном=6 кВ



2) По току:

I_max=1078 А ? I_1ном=5000 А

условие не выполняется, но мы пренебрегаем в условиях данной задачи.

3) По электродинамической стойкости не проверяют.

4) По термической стойкости:

B_к? (k_ф·I_1ном)²·t_тер

7106,9 кА²·с ? (35·5)²·3

7106,9 кА²·с <93435 кА²·с

5) По вторичной нагрузке:

На сборной шине 6 кВ следующие измерительные и интегрирующие приборы:

Таблица 13. Вторичная нагрузка ТТ

Прибор	Тип	Нагрузка
		A	B	C
Ваттметр Варметр Счётчик активной мощности	Д-335 Д-335 СА4У-И672М	0,5 0,5 2,5	- - -	0,5 0,5 2,5
Итого		4	-	4

z_2ном=S_2ном/ I_2ном²=20/5²=0,8 Ом

r_приб=S_приб/ I_2ном²=4/5²=0,16 Ом

r_к=0,1 Ом

r_пр= z_2ном - r_приб - r_к =0,8-0,16-0,1=0,54 Ом



с=0,0283 Ом·мм²/м

l=40 м

l_расч=l= м

Принимая длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами 40 м определяем сечение:

q= с· l_расч / r_пр=0,0283·69,282/0,54=3,631 мм²

Принимаем контрольный кабель АКВРГ с жилами 4 мм²

z₂ = r_пр + r_приб + r_к =0,54+0,16+0,1=0,8 Ом

z₂=z_2ном=0,8 Ом

Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения на ЗРУ 110 кВ

1) По напряжению установки:

U_уст?U_ном

2) По конструкции и схеме соединения обмоток.

3) По классу точности.

4) По вторичной нагрузке:

S_2У ? S_ном

Выбираем ТН типа НКФ-110-58

Таблица 14 - Сводные данные по ТН

Тип	Uном, обмоток	Sном, в классе точности, В·А	Smax, В·А
	ВН, кВ	НН, В	0,5
НКФ-110-58	110/	6,6/	400	2000



Таблица 15 - Вторичная нагрузка ТН

Прибор	Тип	Потребляемая мощность одной катушки, В·А	Число катушек	cos ц	sin ц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							P, Вт	Q, В·А
Сборные шины 220 кВ: Измерительные приборы: Вольтметр Приборы синхронизации: Вольтметр Частотомер Синхроноскоп Приборы регистрирующие: Вольтметр Частотомер Приборы отходящих линий 220 кВ: Ваттметр Варметр Счётчик активной мощности Счётчик реактивной мощности	Э-335 Э-335 Э-362 Э-327 Н-393 Н-397 Д-335 Д-335 СА-И681 СР4-И676	2 2 1 10 10 7 1,5 1,5 2 3	1 1 1 1 1 1 2 2 2 2	1 1 1 1 1 1 1 1 0,38 0,38	0 0 0 0 0 0 0 0 0,925 0,925	1 2 2 1 1 1 4 4 4 4	2 4 2 10 10 7 16 16 16 24	- - - - - - - - 38,95 58,42
Итого	-	-	-	-	-	-	107	97,37

S_2У =

S_2У ? S_ном

Таким образом, ТН будет работать в выбранном классе точности.

Для измерения напряжения относительно земли соединим три однофазных трансформатора, соединенных по схеме Y0/Y0/разомкнутый треугольник. Обмотка соединенная в звезду используется для присоединения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутый треугольник, присоединяется реле защиты от замыканий на землю.

Трансформатор напряжения НКФ-110-58 удовлетворяет всем предъявляемым требованиям.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель марки АКРВГ с сечением жил 2,5 мм² по условиям механической прочности.

Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения на ГРУ 6 кВ

Выбираем ТН типа НТМК-6У4

Таблица 14 - Сводные данные по ТН

Тип	Uном, обмоток	Sном, в классе точности, В·А	Smax, В·А
	ВН, кВ	НН, В	0,5
НТМИ-6	6	100	75	640

Таблица 15 - Вторичная нагрузка ТН

Прибор	Тип	Потребляемая мощность одной катушки, В·А	Число катушек	cos ц	sin ц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							P, Вт	Q, В·А
Вольтметр Ваттметр Варметр Датчик активной мощности Датчик реактивной мощности Счётчик активной мощности Счётчик реактивной мощности Ваттметр Частотомер	Э-335 Д-335 Д-335 Е-829 Е-830 СА-И681 СР4-И676 Д-305 Э-371	2 1,5 1,5 10 10 2 3 2 3	1 2 2 - - 2 2 2 1	1 1 1 1 1 0,38 0,38 1 1	0 0 0 0 0 0,925 0,9250 0	1 1 1 1 1 1 1 1 1	2 3 3 10 10 4 6 4 3	- - - - - 9,7 12,17 - -
Итого	-	-	-	-	-	-	45	21,87



S_2У =

S_2У ? S_ном

Таким образом, ТН будет работать в выбранном классе точности.

Для измерения напряжения относительно земли соединим три однофазных трансформатора, соединенных по схеме Y0/Y0/разомкнутый треугольник. Обмотка соединенная в звезду используется для присоединения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутый треугольник, присоединяется реле защиты от замыканий на землю.

Трансформатор напряжения НТМК-6У4удовлетворяет всем предъявляемым требованиям.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель марки АКРВГ с сечением жил 2,5 мм² по условиям механической прочности.

13. Релейная защита основного оборудования

Релейная защита синхронных генераторов

Таблица 20. Распределение РЗ синхронных генераторов

№	Повреждения генераторов:	Применяемые защиты:
1	Междуфазные КЗ	Продольная ДЗ
2	Витковые замыкания	Продольная ДЗ
3	Замыкание обмотки статора на корпус	Защита, реагирующая на ток нулевой последовательности
4	Замыкание обмотки ротора на корпус	Защита обмотки ротора от замыкания на корпус(землю)
№	Ненормальные режимы:	Применяемые защиты:
1	Внешние КЗ	1. МТЗ с пуском по напряжению; 2. Токовая защита обратной последовательности с приставкой от трехфазных КЗ
2	Перегрузка статора	МТЗ с реле в одной фазе
3	Перегрузка ротора	Токовые защиты



Релейная защита силовых трансформаторов.

Таблица 21 - Распределение РЗ силовых трансформаторов

№	Повреждения трансформаторов:	Применяемые защиты:
1	Междуфазные КЗ	1. Продольная дифференциальная защита; 2. МТЗ; 3. МТО; 4. Защита силовыми предохранителями
2	1. Витковые замыкания; 2. Повреждение магнитопровода; 3. Утечка масла	Газовая защита
3	Замыкание обмоток на корпус	Токовая защита от замыкания на корпус
№	Ненормальные режимы:	Применяемые защиты:
1	Внешние КЗ	1. МТЗ; 2. МТЗ с пуском по напряжению; 3. Токовая защита нулевой последовательности; 4. Токовая защита обратной последовательности
2	Перегрузка	МТЗ с реле в одной фазе

Релейная защита сборных шин.

Таблица 22 - Распределение РЗ сборных шин

№	Повреждения сборных шин:	Применяемые защиты:
1	Междуфазные КЗ	1. Продольная дифференциальная защита; 2. МТЗ с логической защитой шин; 3. МТО
№	Ненормальные режимы:	Применяемые защиты:
1	Внешние КЗ	1. МТЗ; 2. Дистанционная защита

Выбор и проверка проводников

Основное электрическое оборудование ТЭЦ и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками, которые называются токоведущими частями электрической установки.

Выбор и проверка сборных шин ГРУ 6 кВ

Примем Т_max=6000 ч, среднемесячную температуру наиболее жаркого месяца +30°С. Предполагаем, что СШ будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника с расстоянием между фазами a_x=a_y=0,8 м и пролётом l=2 м.

Так как распределение нагрузки по шинам неизвестно, выбор производим по току самого мощного присоединения - генератор ТВФ-100-2.

Ток нормального режима:

I _норм= ==10,768 кА

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима:

I _max= ==11,348 кА

СШ по экономической плотности тока не выбираются, поэтому сечение выбираем по допустимому току, где:

I_max<I_доп= I_{доп, ном}·

Принимаем шины коробчатого сечения, алюминиевые 2 (200Ч90Ч10) марки АО:

h=200 мм - высота

b=90 мм - ширина полки

c=10 мм - толщина шины

r=14 мм - радиус

сечение (2Ч3435) мм²

W_x-x=193 см³ - момент сопротивления одной шины

W_y-y=40 см³ - момент сопротивления двух сращенных шин

W_y0-y0=422 см³ - момент сопротивления одной шины

J_x-x=1930 см⁴ - момент инерции одной шины

J_y-y=254 см⁴ - момент инерции двух сращенных шин

J_y0-y0=4220 см⁴ - момент инерции одной шины

I_доп=7550 А - допустимый ток на две шины

I_max=11348 А<I_доп=10768·=10768·0,943=10154,22 А

где 0,943 - поправочный коэффициент на температуру

Проверка на термическую стойкость:

Тепловой импульс при трёхфазном к.з. на шинах 6 кВ B_к=7107·10⁶ А²·с

Определяем температуру шин до к.з.:

?н=?₀+(?_доп-?_{0, ном})·(I_max/I_доп)²=30+(70-25)·(11348/7550)²=131,662°С

По кривой для определения температур нагрева проводников при к.з. определяем f_н=105°С:

f_к= f_н+k·B_к/q²=105+1,054·10^-2·7107·10⁶/3750²=106,587°С

где k=1,054·10^-2 мм⁴·°С/(А²·с) - коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоёмкость проводника

q=2·3435=6870 мм²

Находим по кривой для определения температур нагрева проводников при к.з. определяем ?н=133°С, что меньше допустимой температуры для алюминиевых шин ?_к,доп=200°С

Проверка на механическую прочность

Определим частоту собственных колебаний конструкции при взаимодействии шинной конструкции при взаимодействии шинной конструкции в горизонтальной плоскости:



f₀=(173,2/l²)· Гц

Так как f₀>200 Гц, то расчёт можно вести без учёта колебательного процесса в шинной конструкции.

Напряжение в материале шин от взаимодействия между фазами определяем по формуле:

у_ф,max=2,2·i_у²·l²·10^-8/(a·W_y0-y0)=2,2·196227²·2²·10^-8/(0,8·422)=10,037 МПа.

где i_у =196,227 кА - ударный ток на шинах 6 кВ

Сила взаимодействия между швеллерами:

f_п=0,5·10^-7·i_у²/h=0,5·10^-7·196227²/0,2=9626,259 Н/м

Принимая момент сопротивления одной полосы W_п=W_y-y=40 см³ и допустимое механическое напряжение в материале шин =82,3 МПа, определяем максимальное расстояние между местами сварки швеллеров:

l_{п, max}===1,898 м

Принимаем l_п=1,898 м, т.е. швеллеры коробчатых шин должны быть сварены в местах крепления на изоляторах и через 1,898 м в пролёте.

Выбор и проверка изоляторов ГРУ 6 кВ

Выбираем опорные изоляторы типа ИОС -6-2000 УХЛ:

U_ном=6 кВ

F_разр=20 кН - минимальная разрушающая сила на изгиб

U_исп=80 кВ - испытательное напряжение грозового импульса

l_ут=20 см - длина пути утечки внешней изоляции

Н_из=284 мм - высота изолятора

Проверяем номинальному напряжению:

U_уст=U_ном=6 кВ

Проверяем их по допустимой нагрузке:

F_расч F_доп

Максимальная сила, действующая на изгиб:

F_и=1,62·10^-7·i_у²·l/a=1,62·10^-7·190428²·2/0,8=9215,864 Н

Поправка на высоту коробчатых шин:

k_h=H/H_из=(Н_из+с+h/2)/Н_из=(284+7+150/2)/284=1,289

F_расч=k_h·F_и=1,289·9215,864=11,352 Н=11,352 кН

F_доп=0,6· F_разр=0,6·20=12 кН

Таким образом

F_расч=11,352 Н < F_доп=12 кН

Изолятор полностью подходит.

Выбираем проходные изоляторы типа ИП-6/10000-42,5УХЛ1:

U_ном=6 кВ

I_ном=10000 А

F_разр=42,5 кН - минимальная разрушающая сила на изгиб

U_исп=47 кВ - испытательное напряжение частоты 50 Гц при плавном подъёме в сухом состоянии

l=640 мм - длина

Проверяем номинальному напряжению:

U_устU_ном

U_уст=U_ном=6 кВ

Проверяем по номинальному току:

I_maxI_ном

I_max=6800 АI_ном=10000 А

Проверяем их по допустимой нагрузке:

F_расч F_доп

Максимальная сила, действующая на изгиб:

F_и=9215,864 Н

Поправка на высоту коробчатых шин:

F_расч=0,5F_и=0,5·9215,864 =4607,932 Н=4,607 кН

F_доп=0,6· F_разр=0,6·42,5=25,5 кН

Таким образом

F_расч=4,607 кН < F_доп=25,5 кН

Изолятор полностью подходит.

Выбор токоведущих частей в цепи генератора 6 кВ

Ошиновка от СШ до разъединителей, от разъединителей до выключателя и от выключателя до стены КРУ выполняется жёсткими шинами. Принимаем шины коробчатого сечения, фазы расположены горизонтально, расстояние между ними a=0,8 м, пролёт l=2 м.

Выбираем сечение по экономической плотности тока, принимая:

j_э=1 А/мм² (Т_max=6000 ч)

q_э= I_норм/ j_э=4399/1=4399 мм²

Принимаем шины коробчатого сечения, алюминиевые 2 (175Ч80Ч8) сечением 2Ч2440 мм² марки АО:

h=175 мм - высота

b=80 мм - ширина полки

c=8 мм - толщина шины

r=12 мм - радиус

сечение (2Ч2440) мм²

W_x-x=122 см³ - момент сопротивления одной шины

W_y-y=25 см³ - момент сопротивления двух сращенных шин

W_y0-y0=250 см³ - момент сопротивления одной шины

J_x-x=1070 см⁴ - момент инерции одной шины

J_y-y=114 см⁴ - момент инерции двух сращенных шин

J_y0-y0=2190 см⁴ - момент инерции одной шины

I_доп=6430 А

Общее сечение q=2Ч2440=4880 мм² больше расчётного на

(4399-4880)·100/4399=10,934%, что допустимо

I_max=11348 А<I_доп=10768·=10768·0,943=10154,22 А

Проверка на термическую стойкость:

Тепловой импульс при трёхфазном к.з. на шинах 10 кВ B_к=1052·10⁶ А²·с

Определяем температуру шин до к.з.:

?н=?₀+(?_доп-?_{0, ном})·(I_max/I_доп)²=30+(70-25)·(6800/5922,04)²=72,323°С

По кривой для определения температур нагрева проводников при к.з. определяем f_н=60°С:

f_к= f_н+k·B_к/q²=60+1,054·10^-2·1052·10⁶/4880²=63,493°С

где k=1,054·10^-2 мм⁴·°С/(А²·с) - коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоёмкость проводника

Находим по кривой для определения температур нагрева проводников при к.з. определяем ?н=79°С, что значительно меньше допустимой температуры для алюминиевых шин, непосредственно присоединённых к аппаратам ?_к,доп=200°С.

Проверка на механическую прочность

Определим частоту собственных колебаний конструкции при взаимодействии шинной конструкции при взаимодействии шинной конструкции в горизонтальной плоскости:

f₀=(173,2/l²)·=(173,2/2²)·=290,068 Гц

Так как f₀>200 Гц, то расчёт можно вести без учёта колебательного процесса в шинной конструкции.

Напряжение в материале шин от взаимодействия между фазами определяем по формуле:

у_ф,max=2,2·i_у²·l²·10^-8/(a·W_y0-y0)=2,2·143649²·2²·10^-8/(0,8·250)=9,079 МПа.



где i_у =143,649 кА - ударный ток на шинах 10 кВ

Сила взаимодействия между швеллерами:

f_п=0,5·10^-7·i_у²/h=0,5·10^-7·143649²/0,175=5895,724 Н/м

Принимая момент сопротивления одной полосы W_п=W_y-y=25 см³ и допустимое механическое напряжение в материале шин =82,3 МПа, определяем максимальное расстояние между местами сварки швеллеров:

l_{п, max}===1,93 м

Принимаем l_п=1,93 м, т.е. швеллеры коробчатых шин должны быть сварены в местах крепления на изоляторах и через 1,93 м в пролёте.

у_расч= у_ф+ у_п=9,079+73,203=82,282 МПа<=82,3 МПа

где у_п= f_п·l_п²/(12·W_п)=5895,724·1,93²/(12·25)=73,203 МПа

Выбор комплектного токопровода генератора 6 кВ

Выбираем токопровод ТЭКНЕ-6-6000-575 У1Д1 на номинальное напряжение 6 кВ, номинальный ток главной цепи 6000 А, электродинамическую стойкость 575 кА, термическая стойкость 230/3 кА²/с, потери мощности на 1 пог. м фазы токопровода при ном. токе не более 0,35 кВт/м, шаг изоляторов не более 3500 мм, шаг опорных балок не более 8000 мм.

Проверяем токопровод:

по номинальному току:

I_maxI_ном

I_max=11348 АI_ном=6000 А

условие не выполняется, но в условиях данной задачи - пренебрегаем этим

по электродинамической стойкости:

i_уi_дин

415,383 кА 575 кА

Токопровод полностью подходит.

Выбор отходящих линий от ГРУ 6 кВ

Выбираем кабель с бумажной пропитанной изоляцией, применяемый в земле со средней коррозионной активностью без блуждающих токов, марки АВВБГ.

Определяем экономическое сечение:

j_э=1,2 А/мм² (Т_max=6000 ч)

I_норм =I_max=365

q_э= I_норм/ j_э=365/1,2=304,167 мм²

Принимаем трёхжильный кабель с параметрами:

q=3Ч300 мм²=900 мм² - сечение

I_{доп, ном}=400 А - длительный допустимый ток

T_max=6000 ч

?₀=35°С

k₁=1 - коэффициент учёта числа рядом лежащих кабелей

k₂=0,87 - коэффициент учёта температуры окружающей среды {ПУЭ}:

Тогда по допустимому току:

I_доп= k₁·k₂·I_{доп, ном}= 1·0,87·400=348 А > I_норм =365 .



По напряжению установки:

U_устU_ном

U_уст=U_ном=6 кВ

Проверка на термическую стойкость:

Тепловой импульс к.з. B_к=1,482·10⁶ А²·с

Определяем температуру шин до к.з.:

?н=?₀+(?_доп-?_{0, ном})·(I_max/I_доп)²=35+(60-15)·(365/348)²=84,504°С

По кривой для определения температур нагрева проводников при к.з. определяем f_н=75°С:

f_к= f_н+k·B_к/q²=75+0,935·10^-2·1,482·10³/900²=75,017°С

где k=0,935·10^-2 мм⁴·°С/(А²·с) - коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоёмкость проводника

Находим по кривой для определения температур нагрева проводников при к.з. определяем ?н=84°С, что значительно меньше допустимой температуры для алюминиевых шин, непосредственно присоединённых к аппаратам ?_к,доп=200°С.

Кабель полностью подходит.

Выбор и проверка СШ РУВН 110 кВ

Так как СШ по экономической плотности не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения - блок генератор-трансформатор (ТВФ-100-2).

Ток нормального режима:



I _норм= ==262 А

Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью большей, чем мощность генератора 117,5 МВА, поэтому:

I _max= I _норм=262 кА

Принимаем АС-400/22:

q=400 мм² - сечение

d=26,6 мм - наружный диаметр провода

I_доп=835 А - токовая нагрузка вне помещения

I_{доп вн}=715 А - токовая нагрузка внутри помещения

r₀=13,3 мм=1,33 см - радиус провода

D=4 м=400 см - расстояние между фазами, фазы расположены горизонтально.

По допустимому току:

I_доп= 835 А > I_норм =262 .

Проверка шин на схлёстывание:

Не производится, так как S_с»=5900 МВА<S_к.з.=8000 МВА

Проверка на термическую стойкость:

Шины, выполненные неизолированными проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

Проверка на коронирование:

Максимальное значение начальной критической напряжённости электрического поля:

E₀=30,3·m·(1+0,299/)= 30,3·0,82·(1+0,299/)=31,288 кВ/с

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов 0,82)

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода:

E=0,354·U/(lg(D_ср/))= 0,354·242/(1,33lg (504/1,33))=25 В/см

где U=1,1·U_ном=1,1·220=242 кВ - линейное напряжение

D_ср=1,26·D=1,26·400=504 см - среднее геометрическое расстояние между проводами при горизонтальном расположении фаз

Условие проверки на корону:

1,07·E0,9·E₀

1,07·250,9·31,288

26,75<28,159

Провод АС-400/22 по условию коронирования проходит.

Выбранный провод полностью подходит.

Выбор и проверка токоведущих частей от выводов 110 кВ блочных трансформаторов до СШ РУВН 110 кВ

Токоведущие части выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока:

j_э=1 А/мм² (Т_max=6000 ч)

I _max= I _норм=262 кА

q_э= I_норм/ j_э=262/1=262 мм²

Принимаем АС-400/22, проверяем провода по допустимому току:

I_max=262 АI_ном=835 А



Проверку на термическое действие не производим.

Проверку на коронирование также не производим, так как выше было показано, что провод АС-400/22 не коронирует.

Выбранный провод полностью подходит.

Выбор и проверка токоведущих частей соединяющих линии нагрузки и СШ РУВН 110 кВ

I _max= I _норм=171 кА

Выбираем по экономической плотности тока:

j_э=1 А/мм² (Т_max=6000 ч)

I _max= I _норм=171 кА

q_э= I_норм/ j_э=262/1=171 мм²

В качестве проводников линий нагрузок выбираем сталеалюминевые провода марки АС-240/32.

Выбранный провод полностью подходит.

Проверка по остальным требованиям производится аналогично п. 4.6.

Выбор и проверка токоведущих частей соединяющих линии связи и СШ РУВН 110 кВ

I _max= I _норм=262 кА

Выбираем по экономической плотности тока:

j_э=1 А/мм² (Т_max=6000 ч)

I _max= I _норм=262 кА

q_э= I_норм/ j_э=262/1=262 мм²



В качестве проводников линий нагрузок выбираем сталеалюминевые провода марки АС-400/22.

Проверка по остальным требованиям производится аналогично п. 4.6.

Выбранный провод полностью подходит.

14. Разработка системы собственных нужд ТЭЦ 110 МВт

Так как у нас ГРУ-6 кВ, распределительное устройство собственных нужд (РУСН) получает питание непосредственно от шин ГРУ через понижающий трансформатор ТСН.

Основными напряжениями, применяемыми в системе СН, являются 6 кВ.

Кроме рабочих источников СН должны предусматриваться резервные источники питания, так как, при повреждении в генераторах или на шинах ГРУ, нарушается питание РУСН. Такими источниками могут быть трансформаторы, присоединенные к шинам РУВН, имеющим связь с энергосистемой.

Выбор мощности рабочих трансформаторов СН производим с учетом мощности потребителей собственных нужд.

S_тснS_сн

Схема собственных нужд

Мощность СН 0,4 кВ приблизительно можно принять равным 15% общей мощности. Таким образом, соответствующие блокам трансформаторы 6/0,4 кВ должны иметь мощности:

Примем, что ТЭЦ при СН 9% пылеугольная, мощность трансформатора ТСН:

СН: 10%

P_гУ=220 МВт

n=2

cos ц=0,83

S_сн = P_гУ ·СН/ (cos ц·200)=10·220/((соs0,83)·200)=13,25 МВ·А

S_тсн»= S_тсн·15/100=13,25·15/100=1,756 МВ·А

Выбираем 2 рабочих ТСН типа ТМ-2500/6/0,4 {[1], с. 584}.

Резервирование РУСН 0,4 кВ осуществляется от трансформаторов 6/0,4 кВ. При этом рабочий и резервный трансформатор присоединяются к разным секциям СН 6 кВ.

S_рсн» = S_тсн»= 1,756 МВ·А

Таблица 19 - Сводные данные по выбранным трансформаторам СН

Номер трансформатора	Тип трансформатора	Sном, кВ·А	Пределы регулирования, %	Каталожные данные	Расчётные данные
				UНОМ обмоток, кВ	uКЗ %	?PКЗ, кВт	?PXX, кВт	IXX %	RT Ом	XT, Ом	?QXX кВАр
				ВН	НН
Рабочие ТСН
1,2	ТМ-2500/6/0,4	2500	±2Ч2,5	10	0,4	5,5	26	4,6	1	0,42	2,16	25
Резервные ТСН
1,2	ТМ-2500/6	2500	±2Ч2,5	6	0,4	5,3	24	4,6	1	0,14	0,75	25



Рисунок 14 - Схема СН ТЭЦ

Расчёт защитного заземления РУВН 110 кВ

Производим расчёт заземляющего устройства ОРУ 110 кВ площадью.

Рисунок 16 - Упрощённая схема заземляющего устройства



Число ячеек n=11

Шаг ячейки 9 м

Длина ячейки 37 м

Высота ячеечного портала h=11,35 м

Высота шинного портала 7,8 м

Максимальное сечение провода 2АС/200/27 мм²

Максимальный допустимый угол подхода ВЛ к порталу 20 град

Определим удельное сопротивление грунта:

- супесок с₁=400 Ом·м

- чернозём с₂=40 Ом·м

Определим глубину верхнего слоя почвы:

h₁=1,5 м

Определим глубину залегания заземления:

t=0,6 м

Определим высоту вертикальных заземлений:

l_в=7 м

Расстояние между вертикальными заземлителями:

а=6 м

Принимаем допустимое напряжение прикосновения по длительности протекания тока через тело:

U_{пр. доп.}=400 В

Определим по плану OPУ длину горизонтальных заземлений:

L_г=99+37=136 м

Действующий план преобразуем в расчётную квадратную модель со стороной:

S=B·H=99*37=3663 м²

=60,5 м

Определим число вертикальных заземлений по периметру контура:

a/l_в=6/7=0,857

Число вертикальных заземлений:

n_в=·4/(l_в·a/l_в)=60,5·4/(7·0,857)=40,34

Принимаем =41

Общие длины вершин заземлителей:

L_в=n_в·l_в=41·7=287 м

Относительная глубина:

(l_в+t)/=(7+0,6)/60,5=0,126

Общее сопротивление сложного заземления:

R_з=A· с_э/+с_э/(L_г + L_в)= 0,335·55,2/60,5+55,2/(136+287)=0,185 Ом

где:

(h₁-t)/l_в=(1,5-0,6)/7=0,129 ? 0,2<0,5

A=0,385-0,25·(h₁-t)/l_в=0,385-0,25·0,2=0,335

с_э - эквивалентное сопротивление земли (Ом•м), которое находится как:

с₁ /с₂=400/40=10

a/l_в=0,857 ? 1

(h₁-t)/l_в=(1,5-0,6)/7=0,129 ? 0,2



следовательно:

с_э/ с₂=1,38

с_э= с₂·1,38=40·1,38=55,2 Ом·м

Определим коэффициент напряжения прикосновения:

k_п=M·в/(l_в·L_г/(а·))= 0,82·0,625/(7·136/(6·))^0,45=0,137

где М=0,82 - параметр, зависящий от :

в - коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению протекания тока от ступней:

в= R_ч /(R_ч+ R_с)=1000/(1000+600)=0,625

где: R_ч - сопротивление тела человека, Ом:

R_ч=1000 Ом

R_с - сопротивление протекания тока от ступней, Ом:

R_с=1,5· с₁=1,5·400=600 Ом

Определим напряжение на заземлении:

U_з=U_{пр. доп.}/ k_п=400/0,137=2920 В

Должно соблюдаться условие:

U_з<6 кВ

2,92 кВ<6 кВ

Условие выполняется.

Определим ток замыкания:

I_з=I_К1=12,62 кА

Определим сопротивление заземляющего устройства:

R_{з. доп}=U_з / I_з=2,92/12,62=0,231 Ом

Должно соблюдаться условие:

R_{з. доп.}>R_з

0,231 Ом>0,185 Ом

Условие выполняется.

Определим напряжение прикосновения:

U_пр= k_п· I_з· R_з=0,137·12,62·0,185=0,1399 кВ=139,9 В

Должно соблюдаться условие:

U_{пр. доп} > U_пр

400 В>139,9 В

Условие выполняется.



Вывод по курсовому проекту

В ходе выполнения курсового проекта был произведен выбор и проверка необходимого силового оборудования для проектирования ТЭЦ общей мощностью 220МВТ, были выбраны схемы соединения распределительных устройств высокого и низкого напряжений, произведен выбор наиболее целесообразной схемы соединений на генераторном напряжении (в нашем случае наиболее целесообразна схема с ГРУ). Также мы разработали схему собственных нужд электростанции, выбрали контрольно-измерительные приборы, а также рассчитали защитное заземление РУВН.



Список использованных источников

1. Рокотян С.С., Шапиро И.М. «Справочник по проектированию электроэнергетических систем»: Энергия, 1985. - 347 с.

2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «Электрооборудование станций и подстанций»: Учебник для техникумов. - 2-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1980. - 600 с., ил.

3. Рожкова Л.Д. «Электрооборудование станций и подстанций»: Учебник для сред. проф. образования / Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В. - М.: Издательский центр «Академия», 2004. - 448 с.

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

5. Ершевич В.В., Зейлигер А.Н., Илларионов Г.А. и др. «Справочник по проектированию электроэнергетических систем» под ред. Рокотяна С.С., Шапиро И.М. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с., ил.

6. Смирнов А.Д., Антипов К.М. «Справочная книжка энергетика» - 5-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 568 с., ил.

7. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. «Электроснабжение промышленных предприятий»: Учеб. дла студ. вузов по спец. «Электропривод и автоматизация промышленных установок» - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 1986. - 400 с., ил.

8. Герасименко А.А., Федин В.Т. «Передача и распределение электрической энергии» - Изд. 2-е. - Ростов н/Д: Феникс, 2008. - 715, [2] с. - (Высшее образование).

Размещено на Allbest.ru