1. Исходные данные

2.1 Выбор генераторов

Мощность, вырабатываемая станцией составляет 3 х 63 МВт = 189 / 0.8 = 236.25 МВА.

Нагрузка на напряжении 6,3 кВ составляет 130 МВА.

Нагрузка на напряжении 35 кВ составляет 17 МВА.

Нагрузка с.н. всей станции составляет 6 % от 236.25 МВА, 14.175 МВА.

Тогда в систему будет выдаваться:

236.25 -130-17 -14.175 = 75.075 МВА - это в максимальном режиме, а в минимальном:

236.25 -(130+17)0,6-14.175 = 133.875 МВА.

Значит выбор ЛЭП необходимо производить по нагрузке в минимальном режиме.

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

Максимальный ток нормального режима определится:

кА

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

мм²

Выбираем провод АС-240/32.

Проверка по нагреву.

Нагрузка на одну линю:

Экономическая мощность провода АС-240/32 при напряжении 110 кВ 47,5 МВт:

44.625 МВт < 47,5МВт, т.е. провод проходит.

При выходе одной из линий нагрузка определится:

Длительно допустимая по нагреву мощность для провода АС-240/32 при напряжении 110 кВ составляет 102.2 МВт > 66,938 МВт.

Таким образом выбранное сечение провода отвечает требованиям по нагреву.

2.3 Выбор схемы выдачи мощности

Вариант 1

Рисунок 1

Данный вариант потребует сооружения трёх секций ГРУ, состоящего из дорогого оборудования, так как при напряжении генераторов 6,3 кВ будут значительные токи к.з., и, следовательно потребуется установка очень мощных генераторных выключателей, сборных шин, ошиновки, разъединителей и другого оборудования.

Также значительная мощность будет выдаваться в систему через трансформаторы связи, а значит и уровень потерь в них будет выше, чем если применить другую схему - схему 2.

Вариант 2

Рисунок 2

Хотя установка блочного трансформатора, присоединяемого к РУ ВН и потребует дополнительных затрат по сравнению с возможной установкой блока при включении на среднее напряжение, (вариант 3), этот вариант целесообразнее с точки зрения меньших потерь при перетоках мощности в трёхобмоточных трансформаторах.

Вариант 3

Рисунок 3

Этот вариант является неэкономичным по сравнению с предложенным выше и окончательно принимаем в проекте второй вариант, хотя по-настоящему полно и верно можно судить о выгодности варианта лишь на основании технико-экономических расчётов (капвложений, окупаемости) и надёжности схем выдачи мощности.

2.4 Выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи

2.4.1 Выбор трансформаторов связи

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

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

Мощность трансформаторов связи выбирается с учётом возможности питания потребителей в летний период, когда при снижении тепловых нагрузок может потребоваться остановка теплофикационных агрегатов. Также учитывается необходимость резервирования питания нагрузок в период максимума при выходе из строя наиболее мощного генератора, присоединённого к ГРУ.

Трёхобмоточные трансформаторы связи целесообразно применять, если нагрузка на 35 кВ составляет не менее 15% общей нагрузки трансформатора.

S_расч = S_г - S_сн - S_с - S_н

Передаваемая через трансформатор связи мощность изменяется в зависимости от режима работы генераторов и графика нагрузки потребителей. При отсутствии таких графиков определяют мощность, передаваемую через трансформатор, в трёх режимах: в режиме минимальных нагрузок (S_min), максимальных нагрузок (S_max), в аварийном режиме при отключении самого мощного генератора (S_ав).

Минимальный режим.

S_т = 157.5 - 9.45- 130 = 18.05 МВт;

Максимальный режим.

S_т = 157.5 - 0.6^.( 9.45 + 130) = 73.83 МВт;

Аварийный режим.

S_т = 78.75 - 130 - 78.75^.0.06 = -60.7 МВт;

По наибольшей расчётной нагрузке определяется мощность трансформаторов связи. При установке двух трансформаторов

где К_п - коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, К_п = 1,4.

МВА

2.4.2 Выбор блочного трансформатора

Так как от энергоблока получают питание только собственные нужды, то

S_расч = S_г - S_сн

S_т = 78.75 - 78.75^.0.06 = 74.025 МВт;

Принимаем к установке 2 трансформатора связи типа ТДТН-63000/110/38,5/6,6 и

блочный трансформатор типа ТД-80000/110/6,3.

Каталожные данные трансформаторов сводим в таблицу 2.

Таблица 2

3. Разработка главной схемы

3.1 Расчёт токов короткого замыкания

Для выбора электрических аппаратов, токоведущих частей, изоляторов необходимо провести расчет токов короткого замыкания. Расчётная схема замещения приведена на рис. 2. Проводим расчет короткого замыкания в точках К1, К2, К3 (на сторонах высшего и низшего напряжений).

Применим программу Energo по схеме

Рис 4

Получим значение периодической составляющей:

I_K1= 44.797 кА (в данном случае ток статора)

I_K2= 101.993 кА

I_K3= 13.851 кА

Ток через реактор 6.83 кА.

Ударные токи короткого замыкания.

I_K1= 123.9 кА

I_K2= 311.5 кА

I_K3= 35.96 кА

Ударный ток через реактор 18.8 кА.

3.2 Выбор мер по ограничению токов КЗ

3.2.1 Выбор секционного реактора

При расчёте токов КЗ учитывался секционный реактор в ГРУ, который выбирается по перетокам мощности, определяемым следующим образом.

Рисунок 5

Наибольшие перетоки мощности через реактор будут наблюдаться в минимальном режиме нагрузок при выходе из строя одного из источников. Потокораспределение показано для различных режимов на рисунке 15.

Максимальный ток через реактор:

А.

Принимаем реактор РБДГ-10-4000-0,18.

3.2.2 Выбор линейных реакторов

В качестве линейного реактора можно использовать простой (одинарный или групповой) или сдвоенный реактор. Номинальный ток реактора (ветви сдвоенного реактора) должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включён.

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

Периодическая составляющая тока КЗ в цепях ГРУ 6,3 кВ составляет 110,5 кА, а в КРУ устанавливаются выключатели с I_{ном.откл} 40 кА.

Мощность нагрузки одной линии составляет:

S_{нагр.НН}/n = 130/15 = 8.7 МВА,

где n - число линий.

Намечаем к установке сдвоенные групповые реакторы. К одной ветви подключаются 2 потребителя. Тогда ток ветви в нормальном режиме определится:

кА.

В послеаварийном или ремонтном режиме при отключении одной из потребительских линий, присоединённых к ветви реактора, нагрузка другой ветви может соответственно возрасти:

кА.

В настоящее время выпускаются сдвоенные реакторы с наибольшим током ветви 2,5 кА, следовательно не удастся по данным условиям выбрать реактор. Можно подключить по одной линии на ветвь, а можно применить простые групповые реакторы, монтаж которых значительно проще. Если подключить по две ветви на реактор, то ток в нормальном режиме определится как для сдвоенного, а в максимальном, если выходит из строя одна из линий, а питание ответственных потребителей осуществляется не менее чем двумя линиями от разных реакторов, то вторая линия берёт на себя всю нагрузку и к реактору будет подключена мощность трёх линий, т.е.:

кА.

Результирующее сопротивление цепи короткого замыкания до установки реактора:

Х_рез = U_ср/(3I_п,0⁽³⁾) = 6,3/(3101,9) = 0.036 Ом;

Требуемое сопротивление цепи короткого замыкания для обеспечения I_{п,0 треб}:

Х_рез^треб = Uср/(3I_{п,0 треб}) = 6,3/(331.5) = 0.115 Ом;

Требуемое сопротивление реактора:

Х_р^треб = Х_рез^треб - Х_рез = 0.115 - 0.036 = 0.079 Ом.

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

I_дл.доп = 2500 А, Х_ном =0.14 Ом, I_дин = 79 кА, I_тер = 31.1 кА.

Значение результирующего сопротивления цепи короткого замыкания с учётом реактора:

Х ^/_рез = Х_рез + Х_р = 0.036 + 0.14 = 0.176 Ом.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

I_п,0⁽³⁾ = U_ср/(3 Х ^/_рез) = 6,3/(30.176) = 21 кА;

i_у = 211.9652=58 кА; i_у i_дин ;

B_к=21²(1,2+0,23) = 630 кА²с I_тер²t_тер=31.1²8 = 7737 кА²с.

> 70%;

< 2%

Реактор удовлетворяет предъявляемым требованиям.

3.3 Выбор схем распределительных устройств

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

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

Рисунок 6 - Схема РУ ВН

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

Одним из важных требований к схемам является создание условий для ревизий и опробования выключателей без перерыва работы. Этим требованиям данная схема отвечает в полной мере. В нормальном режиме обходная система шин АО находится без напряжения, разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин отключены. В схеме предусматривается обходной выключатель Q0, который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей.

Схема обладает и рядом существенных недостатков:

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

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

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

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

3.3.2 Распределительное устройство генераторного напряжения (6,3 кВ)

Для генераторного распределительного устройства применяем схему с одной рабочей, секционированной выключателем системой шин (рис.7).

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

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

Схема обладает и рядом недостатков:

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

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

Возможно применение и других схем, например шестиугольника.

Эта схема обладает рядом недостатков:

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

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

Рисунок 7

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

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

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

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

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

3.4.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели в зависимости от применяемых в них дугогасительной и изолирующей сред подразделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и выключатели с магнитным гашением дуги.

Намечаем к установке в распределительных устройствах высокого и низкого напряжений элегазовые выключатели, так как они обладают целым рядом достоинств:

высокий механический и коммутационный ресурс;

большие межремонтные сроки эксплуатации и малый объём обслуживания;

малый расход сжатого воздуха, потребляемого пневматическим приводом и малые токи

потребления электромагнитами управления в выключателях на 110 кВ; в выключателях на 6,3 кВ применение пружинных приводов также имеет свои плюсы ( возможность осуществления АПВ; не требуют для своего управления источника постоянного тока ); низкий уровень шума при оперировании выключателя, отсутствие выбросов;

компактность и небольшая масса;

высокая заводская готовность: выключатель поставляется укрупнёнными узлами, заполненными элегазом, в отрегулированном и испытанном состоянии;

пожаро- и взрывобезопасная рабочая среда;

надёжное включение во всём диапазоне токов;

отсутствие перенапряжений и другое.

В качестве изоляционной и дугогасящей среды используется шестифтористая сера (элегаз-SF6).

При выборе выключателей, как и прочего оборудования, следует стремиться к однотипности, что упрощает эксплуатацию.

На среднем напряжении намечаем к установке маломасляные выключатели.

Выключатели выбирают:

по напряжению установки U_уст U_ном;

по длительному току I_норм I_ном; I_max I_ном;

по отключающей способности.

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

= t_з,min + t_c,в ,

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

t_c,в - собственное время отключения выключателя;

I_{отк. ном} - задан в каталоге на выключатели;

_н - определяется по кривой ;

Проверка на симметричный ток отключения:

I_п, I_{отк.ном} ,

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

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

i_а, i_а,ном = 2_н I_{отк.ном} /100

Если условие I_п, I_{отк.ном} соблюдается, а i_а, i_а,ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

(2 I_п, + i_а, ) 2 I_{отк.ном} (1+ _н/100).

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

I_п,0 I_дин; i_у i_дин ,

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

I_дин - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

В_к (I_тер) ²t_тер,

где В_к - тепловой импульс по расчёту;

I_тер - ток термической стойкости по каталогу;

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

В_к = I_{п, 0}²(t_отк + Т_а),

где t_отк = t_р.з + t_о,в ;

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

t_о,в - полное время отключения выключателя по каталогу;

Т_а - постоянная времени.

Разъединители выбираются:

по напряжению установки U_уст U_ном;

по току I_норм I_ном; I_max I_ном;

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости i_у i_дин.

Выключатели ОРУ 110 кВ

Токи линий:

I_max = I_норм = 234 = 351.331 А.

где n - число параллельных линий;

Токи в цепях ВН трансформаторов связи:

А;

А.

Ток со стороны ВН блочного трансформатора.

Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью, большей, чем мощность генератора 78,75 МВА, поэтому

А;

Намечаем к установке согласно выключатель элегазовый типа ВГУ-110II-40/3150У1 с собственным временем отключения t_{с, в} = 0.028 с. Привод к выключателю пневматический.

= 0.01 + 0.028 = 0.038 с;

i_а, = кА;

= 0.42;

I_а,ном = 20.4240 = 23.75 кА;

t_отк = 0.1+0.055 = 0.155 c;

Вк = 13,851²(0.155+0.02) = 33,6 кА.

Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 3.

Выбираем двухколонковые горизонтально-поворотные разъединители типа SGF-123n, выпускаемые заводом УЭТМ с ручным приводом НА 31-80 (возможен и электродвигательный привод МТ-50, МТ-100).

Эти разъединители обладают рядом достоинств:

Сварные алюминиевые токопроводы с минимумом контактных точек, подверженных коррозии, т.е. отсутствие изменения контактного сопротивления в течение многих лет;

Отсутствие дополнительных пружин. Контактные пальцы без дополнительных пружин;

Прочные поворотные основания обеспечивают отсутствие деформаций при высоких статических механических нагрузках на высоковольтных выводах;

Высокая способность к разрушению ледяной корки - способность работать при нагрузке льда до 20 мм;

Блокировка в крайних положениях для всех приводных механизмов, исключающая возможность переключения под влиянием внешних воздействий, таких как ураганы, вибрации и землятресения;

Низкие эксплуатационные затраты. Благодаря выбору применяемых материалов, закрытой конструкции поворотных оснований и высоковольтных выводов в сочетании с долговременной смазкой, данное оборудование практически не требует ухода при эксплуатации;

Отсутствие лакокрасочных покрытий. Антикоррозионная защита всех стальных конструкций выполняется методом горячего цинкования.

Таблица 3

Выключатели ГРУ 6,3 кВ

Токи линий:

А,

I_max = 2I_норм = 2794= 1,59 кА.

Токи в цепях НН трансформаторов связи:

А,

А.

Намечаем к установке в цепях НН трансформаторов связи генераторные воздушные выключатели типа ВВГ-20-160/11200 с собственным временем отключения t_с,в = 0.12с. Привод к выключателю типа ШРПФ-3М.

= 0.01 + 0.12 = 0.13 с;

i_а, = кА;

= 0 (т.к. > 0,09 с);

i_а,ном = 0;

проверка по полному току КЗ:

кА < 2160(1 + 0) = 226,3 кА

t_отк = 0.1+0.14 = 0.15 c;

101,9²(4+0,168) = 43357,9 кА.

Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 4.

Таблица 4

В цепях генераторов I_{n,o max} = 44,797 кА, I_у = 124,1 кА, I_max = 7600 А. Тем не менее намечаем к установке те же генераторные воздушные выключатели типа ВВГ-20-160/11200 с собственным временем отключения t_с,в = 0.12с. Привод к выключателю типа ШРПФ-3М.

Разъединители в цепях генераторов типа РВР-20/8000 У3, i_дин =300 кА,

I_тер² t_тер = 112²4 = 50176 кА²с.

В цепях отходящих линий за реакторами в ячейках КРУ типа КУ-10/40 намечаем к установке выключатели элегазовые типа VF-07.12.40 с собственным временем отключения t_{с, в} = 0.055с. Привод к выключателю пружинный.

= 0.01 + 0.055 = 0.065 с;

i_а, = кА;

= 0.24;

i_а,ном = 20.2440 = 13,6 кА;

кА;

кА;

t_отк = 0.1+0.075 = 0.175 c;

В_к = 21²(0.175+0.15) = 139.12 кА.

Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 5

Таблица 5

Распределительное устройство на напряжении 6,3 кВ принимается комплектным из шкафов типа КУ-10/40 для внутренней установки. Разъединители в КРУ встроенные, втычного типа, завод изготовитель гарантирует им необходимые параметры для работы совместно с выключателем VF-07. Поэтому проверка разъединителей КРУ не производится.

Разъединители в цепях линейных реакторов.

Принимаем разъединители типа РВР-10/2500 У2.

U_уст = 6,3 кВ < U_ном = 10 кВ;

I_max = 2400 А < I_ном = 2500 А;

i_у = 58 кА < i_дин = 125 кА

B_k = 139.12 кА²с < I_тер² t_тер = 45²4 = 8100 кА²с.

3.4.2 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

по напряжению установки

U_уст U_ном;

по току

I_норм I_1ном; I_max I_1ном;

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости

i_у i_дин;

где I_1ном - номинальный первичный ток ТТ.

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

по термической стойкости

В_к (I_тер) ²t_тер;

по вторичной нагрузке

Z₂ Z_2ном,

где Z₂ - вторичная нагрузка ТТ;

Z_2ном - номинальная нагрузка ТТ в выбранном классе точности. Для обеспечения выбранного класса точности необходимо, чтобы выполнялось: Z₂ Z_2ном.

Выбор ТТ по вторичной нагрузке заключается в следующем. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z₂ r₂. Вторичная нагрузка r₂ состоит из сопротивления приборов r_приб, соединительных проводов r_пр и переходного сопротивления контактов r_к :

r₂ = r_приб + r_пр + r_к.

Сопротивление приборов определяется по выражению

r_приб = S_приб / I₂²

где S_приб - мощность, потребляемая приборами;

I₂²- вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0.05 Ом при двух-трёх приборах и 0.1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы ТТ работал в заданном классе точности, необходимо выдержать условие

r_приб + r_пр + r_к Z_2ном.

Приняв r₂ = Z_2ном, можно определить сечение проводов

q = l_расч / r_пр,

где - удельное сопротивление материала провода. ( _Al = 0.0283 );

l_расч - расчётная длина соединительных проводов.

TT в цепях ОРУ 110 кВ

Imax ввода ВН трансформатора связи =463 А.

Намечаем к установке в цепях ВН трансформаторов связи трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-IХЛ1-500-0.5/10р/10р. Эти трансформаторы имеют 3 вторичные обмотки с номинальным током 5А. Одна из обмоток имеет класс точности 0,5 и предназначена для подключения измерительных приборов. Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 6.

Таблица 6

Imax ввода ВН блочного трансформатора =413 А.

Намечаем к установке в цепях ВН блочного трансформатора, обходного и шиносоединительного выключателей трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-IХЛ1- 500-0.5/10р/10р.

Таблица 7

Проверка по вторичной нагрузке.

Размещение приборов показано на рисунке 8.

Рисунок 8

Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (таблица 8). Из таблицы видно, что наиболее загружен ТТ фазы А .

Таблица 8

Ом;

Ом;

l = 75 м ;

мм².

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

Imax отходящей линии = 351.3 А. Линии служат для связи с системой, поэтому на них устанавливаем расчётные счётчики активной энергии со стопорами. Намечаем к установке в цепях линий трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-IХЛ1- 400-0.5/10р/10р. Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 9.

Таблица 9

Проверка по вторичной нагрузке.

Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (таблица 10).

Из таблицы 10 видно, что наиболее загружены ТТ фаз А и С .

Таблица 10

Ом;

Ом;

l = 75 м ;

мм².

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

ТТ в цепях ГРУ 6 кВ

Выбираем перечень необходимых измерительных приборов, схема включения приборов показана на рисунке. Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод, ТШ-20-10000/5-0.2/10р; Z_{2 ном}=1.2 Ом; I_тер=160 кА, t_тер=3с.

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора ТА1 (табл. 11)

Таблица 11

Из табл. 11 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Ом;

Ом;

l = 40 м;

мм².

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

Трансформаторы тока в цепях НН трансформаторов связи и в цепи секционного выключателя.

Обычно ток, проходящий по сборным шинам и секционному выключателю не превышает ток самого мощного трансформатора, присоединённого к этим шинам.

I_max = 8083 А. Намечаем к установке трансформаторы тока типа ТШ-20-Т3-10000/5-0,2/10р.

Таблица 12

Проверка по вторичной нагрузке трансформатора ТШ-20-Т3-10000/5-0,2/10р

Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (таблица 13). Из таблицы 13 видно, что наиболее загружен ТТ фазы А .

Таблица 13

Ом;

Ом;

l = 403 м ;

мм².

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

Трансформаторы тока в КРУ-6 кВ.

I_max отходящих линий = 1588 А;

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

Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 14

Таблица 14

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

Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (таблица 15). Из таблицы 15 видно, что наиболее загружен ТТ фазы А .

Таблица 15

Ом;

Ом;

l = 403 м ;

мм².

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

теплоэлектростанция ток замыкание трансформатор

3.4.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются:

по напряжению установки

U_уст U_ном;

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке

S2 Sном,

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

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

Для упрощения расчётов нагрузку можно не разделять по фазам, тогда

S2 =

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

ТН в цепях РУ 110 кВ

В РУ 110 кВ целесообразно применить ёмкостные трансформаторы напряжения ( ЕТН ) типа НДЕ (трансформаторы напряжения с делителем ёмкостным ), так как они по экономическим показателям, надёжности превосходят обычные электромагнитные ТН.

Примем к установке трансформаторы типа СРА-123 Трансформаторы имеют две вторичные обмотки: основную на В и дополнительную на 100 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 200 ВА, Для класса точности 3р трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 400 ВА

Проверка по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 16.

Таблица 16

S2 = ВА

Три ТН, соединённые в звезду имеют мощность 3х200 = 600 ВА, что больше S2. Таким образом, ТН будут работать в выбранном классе точности 0.5.

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

ТН в цепях ГРУ 6.3 кВ

Цепь генератора

В цепи комплектного токопровода ТЭН-Е-20-11200-400 установлен трансформатор напряжения типа ЗНОМ-20-63У2 и вместе с ними устанавливаются ЗОМ-1/20

Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 75 ВА.

Проверка по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 17.

Таблица 17

S2 = ВА.

Три ТН, соединённые в звезду имеют мощность 3х75 = 225 ВА, что больше S2. Таким образом, ТН будут работать в выбранном классе точности.

Сборные шины ГРУ

Намечаем к установке трансформаторы напряжения типа НОЛ.08-6УХЛ3.

Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 50 ВА, для класса точности 0,2 -30 ВА

Проверка по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 18.

S2 = 13 ВА.

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

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

Ячейки КРУ-6.3 кВ

Завод укомплектовывает шкафы КРУ по заказу встроенными ТН типа НОЛ.08-6УХЛ3

Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 50 ВА, для класса точности 0,2 -30 ВА

Проверка по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 19.

S2 = ВА.

Три трансформатора напряжения, соединённых в звезду, имеют мощность 3 х 50 = 150 ВА, что меньше S2. Поэтому предусматриваем дополнительную установку двух однофазных трансформаторов НОЛ. 08-10УХЛ3, соединённых по схеме открытого треугольника, общей мощностью 2 х 75 = 150 ВА. Полная мощность всех установленных в КРУ первой секции трансформаторов напряжения равна 350 ВА, что больше S2 = 253 ВА. Таким образом трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

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

Выбор сборных шин, ошиновки и изоляторов

Токоведущие части в открытых распределительных устройствах 35 кВ и выше

электростанций и подстанций обычно выполняются сталеалюминевыми проводами АС. В некоторых конструкциях открытых распределительных устройств (ОРУ) часть или вся ошиновка и сборные шины могут выполняться жёсткими из алюминиевых труб. Соединение трансформатора с закрытым устройством 6-10 кВ или с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. Все соединения внутри ЗРУ 6-10 кВ, включая сборные шины, выполняются жёсткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения.

Сборные шины и ошиновка РУ 110 кВ

Сборные шины

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 трёхобмоточный трансформатор:

I_max = 463 А.

Принимаем АС-185/24, q = 187 мм², d = 18.9 мм, I_доп = 520 А.

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.

Проверка шин на схлёстывание не производится, так как I_п,0⁽³⁾ = 13,851 кА 20 кА.

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

Проверка по условиям коронирования в данном случае могла бы не производиться, так как согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ 70 мм². Учитывая, что на ОРУ 110 кВ расстояние между проводами меньше, чем на ВЛ, проведём проверочный расчёт.

Начальная критическая напряжённость электрического поля, кВ/см,

Ео = ,

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

r₀ - радиус провода, см.

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода, кВ/см

Е =

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

Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз

Dср = 1.26 D,

D - расстояние между соседними фазами, см.

r₀ = 0.95 см; D = 300 см.

Ео = кВ/см;

Е = кВ/см.

Провода не будут коронировать, если выполняется условие:

1.07 Е 0.9 Ео.

1.07 17.34 = 18.55 кВ/см 0.932.47 = 29.2 кВ/см.

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

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

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

Q_э = I_норм/J_э = 330.7 мм².

Принимаем два провода в фазе АС-185/24, наружный диаметр 18.9 мм, допустимый ток 2520 = 1040 А.

Проверяем провода по допустимому току

I_max = 463 A < I_доп = 1040 А.

I_max = 413 A < I_доп = 1040 А.

Проверку на термическое действие тока КЗ не производим.

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

Ошиновку линий выполним проводами АС. Imax линии = 351.3 А. Примем провод

АС-120/19. Iдоп = 380 А, q = 118.0 мм², d = 15.2 мм, r₀ = 0.76 см.

Проверка по условиям коронирования

Ео = кВ/см;

кВ/см.

Провода не будут коронировать, если выполняется условие:

1.07 Е 0.9 Ео.

1.07 20.9 = 22.4 кВ/см 0.933.37 = 30.0 кВ/см.

Таким образом, провод АС-120/19 по условиям короны проходит.

Выбор изоляторов.

Подвесные изоляторы для крепления шин и ошиновки выбираем типа ЛК 70/110-АIV. Это полимерные изоляторы с защитной оболочкой из кремнийорганической резины. Максимальная разрушающая сила Fmax при растяжении равна 70 кН.

Эти изоляторы имеют массу, по сравнению с традиционными в 8-12 раз меньше, более высокие разрядные характеристики и стойкость к загрязнению, устойчивость к ударам и резким сменам температуры, не поддаются старению длительное время (25-30 лет).

Выбор токоведущих частей на напряжении 6,3 кВ

Ошиновка в цепи генератора, трансформатора связи и сборные шины 6,3 кВ

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

Наибольший ток в цепи НН трансформатора связи

I_норм= А

С учётом перегруза

I_max = 1.4I_норм = 8083 А.

Принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые 2(200 х 90 х 12 х 16) мм²,

I_{доп, ном} = 8830 А.

Проверка сборных шин на термическую стойкость.

I_п,0⁽³⁾ = 101,9 кА, тогда тепловой импульс тока КЗ

В_к = I_п,0²(t_отк+Т_а) = 101,9²(4+0,168) = 43357,9 кА²с.

Минимальное сечение по условию термической стойкости

q_min = мм² < 2 4040 мм²,

Проверка сборных шин на механическую прочность.

I_у =3 кА. Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчёт производится без учёта колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жёстко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления W_y0-y0 = 490 см³. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника:

_ф,max = 2.2 МПа,

где принято l = 2 м - расстояние между изоляторами;

_расч = _ф,мах < _доп = 75 МПа,

поэтому шины механически прочны.

Выбор изоляторов.

Выбираем опорные изоляторы ИО-20-30У3, Fразр = 30000 Н, высота изолятора Н_из = 206 мм. Проверяем изоляторы на механическую прочность. Максимальная сила, действующая на изгиб:

F_и = Н,

где принято расстояние между фазами а = 0,8 м.

Поправка на высоту коробчатых шин

к_h =

F_расч = к_hF_и = 1,5439323,3 = 60557.9 > 0,6Fразр = 18000,

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

Примем l = 0,5 м, тогда F_и = 15139.5 Н < 18000 Н, т.о. изолятор проходит по механической прочности.

Выбираем проходной изолятор ИП-10/10000-4250УХЛ1, U_ном = 10 кВ, I_ном = 10000 А > I_max = 8083 А, F_разр = 42500 Н.

Проверяем изолятор на механическую прочность

F_расч = 0.5F_и = 7569.7< 0.6F_разр = 25500 Н.

Проверка ошиновки в цепи генератора на термическую стойкость.

Выше выбраны шины сборные и ошиновка в цепи генератора одинакового сечения 2(200 х 90 х 12 х 16) мм², I_{доп, ном} = 8830 А. Расчётный ток в цепи генератора I_п,0 = 45 кА меньше, чем на сборных шинах, поэтому ошиновка в цепи генератора термически стойка.

Проверка шин на механическую прочность.

Ошиновка от сборных шин до выключателя в ГРУ выполнена с горизонтальным размещением фаз. Примем l = 2 м, а = 0,6 м; швеллеры шин соединены жёстко только в местах крепления шин на изоляторах.

I_у = 124,1 кА, тогда

_ф = МПа.

_п = МПа,

где h = 206 мм, W_п = W_y-y = 46.5 см³

_расч = _ф + _п = 3,6 + 27,1 =30,7 МПа < _доп = 75 МПа,

поэтому шины механически прочны.

Выбор изоляторов

Выбираем опорные изоляторы ИО-20-30У3, Fразр = 30000 Н.

F_расч = 13693.2 Н < 18000 Н.

Проходной изолятор выбираем такого же типа, как на сборных шинах.

Выбор комплектного токопровода.

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

Imax = 7600 А.

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

Комплектный токопровод выбирается

по напряжению установки: U_уст U_ном

по номинальному току: Imax Iном;

по электродинамической стойкости: iу iдин.

Сравнение расчётных и каталожных данных приведём в таблице 20.

Таблица 20

Подобные документы

• Проектирование электрической части конденсационной электрической станции

  Выбор генераторов, блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, сечения отходящих линий, токопроводов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 12.02.2013
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы конденсационной электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов блока и собственных нужд, автотрансформаторов связи и блока. Выбор схемы, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов для генераторов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 11.12.2013
  

• Проектирование электрической части конденсационной электростанции

  Разработка структурной схемы станции и блочных трансформаторов. Описание схемы электрических соединений и расчет токов короткого замыкания. Выбор комплектного токопровода, электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в заданных цепях.
  
  курсовая работа [414,2 K], добавлен 23.03.2014
  

• Техническое проектирование электрической части ТЭЦ 220МВт

  Выбор генераторов, главной схемы электрических соединений и структурных схем выдачи электроэнергии станции. Обоснование подбора трансформаторов, расчет их числа и мощности. Определение секционных и линейных реакторов, а также силовых выключателей.
  
  курсовая работа [5,9 M], добавлен 20.12.2015
  

• Проект изменения электрической части Запорожской АЭС

  Распределение генераторов между РУ ВН и РУ СН. Выбор генераторов и блочных трансформаторов. Схемы электроснабжения потребителей собственных нужд АЭС. Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [381,1 K], добавлен 01.12.2010
  

• Разработка электрической части теплоэлектроцентрали

  Выбор главной схемы электрических соединений. Проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов и источников питания. Способы ограничения токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 17.12.2015
  

• Проектирование электростанции ТЭЦ-720МВт

  Расход мощности на собственные нужды в неблочной части ТЭЦ. Потери в блочном трансформаторе типа ТРДЦН-160000. Выбор секционных реакторов, напряжение 10 Кв. Расчет токов короткого замыкания. Выбор схемы собственных нужд, трансформаторов на электростанции.
  
  курсовая работа [461,2 K], добавлен 09.04.2011
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ

  Выбор генераторов, трансформаторов, главной схемы электрических соединений и схемы нужд. Составление вариантов структурной схемы станции. Схема перетоков мощности через автотрансформаторы связи. Определение затрат на капитальные вложения. Расчет токов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 26.03.2014
  

• Электрооборудование станций и подстанций

  Разработка электрической схемы теплоэлектроцентрали. Определение расчетной мощности для выбора трансформаторов связи с системой. Подбор генераторов, реакторов и трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания и токоведущих частей.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 26.02.2014
  

• Строительство новой районной электрической станции установленной мощностью 2500 МВт

  Выбор типов генераторов и проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов, источников питания системы собственных нужд, схем распределительных устройств, токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания на шинах, выводах генератора.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 27.01.2016
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам