Размещено на http://www.allbest.ru/

5

Содержание

1. Введение

2. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

3. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

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

5. Выбор аппаратов

6. Выбор токоведущих частей

7. Выбор типов релейной защиты

8. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

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

Литература

1. Введение

Тепловая электростанция (ТЭС) - электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Основная часть всей электроэнергии производится на тепловых электростанциях. Часто в городах используются ТЭЦ - теплоэлектроцентрали, производящие не только электроэнергию, но и тепло в виде горячей воды.

На тепловых электростанциях преобразуется химическая энергия топлива сначала в механическую, а затем в электрическую. Топливом для такой электростанции могут служить уголь, торф, газ, горючие сланцы, мазут. Тепловые электростанции подразделяются на конденсационные (КЭС), предназначенные для выработки только электрической энергии, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), производящие кроме электрической тепловую энергию в виде горячей воды и пара. Крупные КЭС районного значения получили название государственных районных электростанций (ГРЭС).

В данной работе проектируется ТЭЦ мощностью 300 МВт. Электростанции типа ТЭЦ предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных.

2. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

тепловая электростанция релейная защита

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.

Разработка структурной схемы

При проектировании электростанций до разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи электроэнергии, на которых показываются основные функциональные части установки.

Вариант структурной схемы выдачи энергии представлен на рис. 2.1.

Выбор основного оборудования

При выборе числа и мощности генераторов следует руководствоваться следующими соображениями:

· число генераторов присоединенных к ГРУ должно быть не больше четырех, но не меньше двух;

· ударный ток КЗ на шинах генераторного напряжения должен быть не более 300 кА;

· суммарная мощность генераторов, присоединенных к ГРУ должна несколько превышать мощность выдаваемую с этих шин потребителям (включая собственные нужды).

Из этих условий для данной проектируемой станции выбираем три генератора типа ТВФ-120-2У3 [2, стр. 76]. Параметры выбранных генераторов представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Параметры генератора ТВФ-120-2У3

Генераторы Г1, Г2, Г3 ТВФ-120-2У3	Sном, МВА	cos ц	Uном, кВ	x''d	C, тыс. руб
	125	0,8	10,5	0,192	3350

Выбор трансформаторов

Для выбора мощности трансформаторов Т1 и Т2 необходимо рассмотреть режим работы выдачи избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:

,(2.1)

где Рг и cosц - номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;

Рг.мин - минимальная нагрузка шин генераторного напряжения;

сosцср - средний коэффициент мощности нагрузки, сosцср = 0,85;

Рсн - мощность, потребляемая собственными нуждами, Рсн = =0,075?Р=7,5 МВт;

сosцсн - коэффициент мощности собственных нужд, сosцсн = 0,8.

Так как трансформаторы работают по блочной схеме:

.

Выбираем трансформаторы ТДЦН-100000/220.

Для выбора трансформатора Т3 необходимо выполнение условия

.(2.2)

Выбираем трансформаторы ТДЦ-125000/220.

Выбираем трансформаторы собственных нужд:

,(2.3)

где Ксн - расход на собственные нужды, Ксн = 7,5.

МВ?А.

Выбираем трансформатор ТДНС - 10000/220.

Выбираем пускорезервный трансформатор:

,(2.4)

.

Параметры выбранных трансформаторов представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Параметры выбранных трансформаторов.

Трансформатор	Sном, МВА	Рх	Рк	Uк, %	C, тыс. руб
ТДЦ-125000/220	125	120	380	11	1185
ТДТН-100000/220	100	115	360	10,5	2156
ТДНС- 10000/35	10000	12	60	8	343
ТРДНС- 16000/20	16000	17	85	11,5/28	153

Предварительно выбираем реактор:

,(2.5)

Выбираем реакторов типа РБ-10-1000-0,22У3.

Таблица 2.3 Параметры выбранного реактора

	Тип	IН, кА	X, Ом
Реактор	РБДГ-10-2500-0,25У3.	2150	0,25

3. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

Выбор схемы электрических соединений является важным и ответственным элементом проектирования станции.

Разработка главной схемы осуществляется одновременно с выбором оборудования.

Количество присоединений в РУ определим из суммы числа линий связи с системой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св):

nн = nсв + nт.св,(3.1)

Число линий связи с системой определяется из величины выдаваемой в систему мощности:

,(3.2)

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

Рлинии - наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт.

Для линии 220 кВ принимаем Рлинии = 200МВт:

,

принимаем 1 линию.

Для линии 10 кВ принимаем Рлинии = 5МВт:

.

Принимаем 12 линий.

Технико-экономический расчет варианта

Технико-экономическое сравнение вариантов производится с целью определения приведенных затрат выбранного варианта.

Приведенные затраты:

,(3.3)

гдеК - капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.;

рн - нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, рн = 0,12;

И - годовые эксплуатационные издержки.

Стоимость оборудования станции представлено в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Стоимость оборудования станции

Наименование	Стоимость единиц, тыс. р.	Количество единиц	Общая стоимость, тыс. р.
Генератор ТВФ-120-2У3	350	3	1050
ТДЦН-125000/220	185	1	185
ТДЦН-100000/220	156	2	312
ТДНС- 10000/35	43	3	129
ТРДНС- 16000/20	53	1	53
Схема	88	1	88
Ячейка ГРУ-220	130	8	1040
Реактор	2,92	2	5,84
2 ячейки ГРУ	35,2	2	70,4
Ячейка КРУ-10	2,36	14	30,68
Секц. выкл 10кВ	12,5	1	12,5
Итого:			2976,42

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

,(3.4)

где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание, %. Для оборудования проекта примем Ра = 6,4 %, Ро = 2 %;

ДЭ - потери энергии в кВт·ч;

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

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:

,(3.5)

где ДРхх - потери холостого хода;

ДРкз - потери короткого замыкания;

Sн - номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

Sм - максимальная нагрузка трансформатора;

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

ф - число часов максимальных потерь; ф = 3500 час.

Потери энергии в трансформаторах:

Годовые эксплуатационные издержки:

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

Для расчета токов короткого замыкания составляем схему замещения и приводим параметры элементов схемы в относительные единицы.

Зададим значения базисных величин:

Sб=1000 МВА;

Uср.н220=230 кВ, Uср.н10=10,5 кВ,

Для нахождения базисного тока воспользуемся формулой:

.(4.1)

кА.

кА.

кА.

Расчётные выражения для определения приведённых значений сопротивлений

-система:

;(4.2)

-генератор:

; (4.3)

-трансформатор:

(4.4)

-реактор:

(4.5)

-линия электропередачи:

(4.6)

Sб, Sн - базисная и номинальная мощность, МВА ;

Iб - базисный ток, кА;

Х* - относительные сопротивления элементов схемы ;

Худ - удельное сопротивление 1 км линии, для воздушных принимается равным О,4 Ом/км;

l - длина ЛЭП, км;

uk - напряжение КЗ трансформатора в процентах;

Uср.н - среднее номинальное напряжение, кВ.

Сопротивление системы:

;

Сопротивления линий:

Сопротивления трансформаторов Т1, Т2:

Сопротивления трансформаторов Т3:

Сопротивление резервного трансформатора:

Определяем сопротивление реакторов:

Определяем сопротивления генераторов:

Сопротивление трансформаторов собственных нужд:

Схема замещения представлена на рисунке 4.1.



ё

Короткое замыкание в точке К1:

Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ в именованных единицах вычисляем по формуле:

.(4.7)

Значения токов по ветвям:

-системы:

кА;

-генераторов Г2 и Г1:

-генератора Г3:

кА - суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1.

Определим теперь ударный ток по формуле:

. (4.8)

Для системы kу=1,717 и Та=0,03с, для всех генераторов kу=1,93 и Та=0,14с.

кА - суммарный ударный ток в точке К1.

Расчётные токи для элегазовых выключателей. Расчётное время ф=0,04+0,01=0,05с.

Определим значения периодической составляющей тока для момента времени t=0,05с. Предварительно определяется номинальный ток генератора:

.(4.9)

;

.

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ к номинальному току:

; ;

.

По данному отношению и времени определим с помощью кривых [рис. 3.26, 1] отношение .

Таким образом составляющая тока КЗ для момента времени t=0,05с будет:

;

;

Для системы .

Суммарное значение периодической составляющей:

.

Апериодическая составляющая тока КЗ определится из выражения:

.(4.10)

;

;

.

Суммарное значение апериодической составляющей:

.

Результаты дальнейших расчетов приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1 Результаты расчетов токов КЗ

Точка КЗ	, кВ	,кА	, кА	, кА	, кА	, кА
К1	230	2,51	4,97	8,938	4,912	3,434
К2	10,5	54,99	66,385	169,98	57,128	37,48
К3	10,5	54,99	18,97	50,274	16,631	6,49
К4	6,3	91,6	11,267	44,299	18,065	3,4
К5	6,3	91,6	19,95	65,11	26,783	5,23
К6	10,5	54,99	69,879	191,427	60,18	25,73
К7	6,3	91,6	11,260	44,28	18,058	3,45

5. Выбор аппаратов

Выбор выключателей и разъединителей

Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равным каталожным параметрам.

Расчётные и каталожные параметры выключателей на 220 кВ сводим в табл. 5.1.1.

Таблица 5.1.1. Расчётные и каталожные параметры выключателей на 220 кВ

Условия выбора	Расчетные условия	Каталожные данные
		Выключатель ЯЭ-220Л-11У4	Разъединитель РНДЗ-2-220/630 Т1
1) Uрмакс Uном	Uрмакс=220 кВ	Uном=220 кВ	Uном=220 кВ
2) Iрмах Iном		Iном=1250 А	Iном = 630 А
3) Iп Iном.отк v2Iп+iа iа ном	Iп=4,912 кА v2Iп+iа=10,38 кА	Iном.отк= 40 кА iа ном=	- -
4) Iпо Iдин iу iдин	Iпо = кА iу = 8,938 кА	Iдин с=40 кА iмакс=100 кА	- iдин=100 кА
5)

Расчётные и каталожные параметры выключателей на 10 кВ, устанавливаемых сразу за генераторами, сводим в табл. 5.1.2.

Таблица 5.1.2.Расчётные и каталожные параметры выключателей на 10 кВ

Условия выбора	Расчетные условия	Каталожные данные
		Выключатель МГУ - 20 - 90/9500У3	Разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ
1) Uрмакс Uном	Uуст=10 кВ	Uном=20 кВ	Uном=20 кВ
2) Iрмах Iном	Iрмах =6636А	Iном=9500 А	Iном=8000 А
3) Iп Iном.отк v2Iп+iа iа ном	Iп=57,128кА v2Iп+iа=118,3 кА	Iном.отк= 90 кА iа ном=	- -
4) Iпо Iдин iу iмакс	Iпо=66,385кА iу=169,98кА	Iдин=105 кА iмакс =300 кА	- iдин=320 кА
5)

Таблица 5.1.3. Расчётные и каталожные параметры выключателей за реактором на КРУ (шкаф КРУ: К-ХХVII)

Условия выбора	Расчетные условия	Каталожные данные
		ВМПЭ-10-4000-31,5У3
1) Uрмакс Uном	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ
2) Iрмах Iном	Iрмах =3736А	Iном=4000 А
3) Iп Iном.отк v2Iп+iа iа ном	Iп=16,631кА v2Iп+iа=30 кА	Iном.отк =31.5 кА iа ном=112,14 кА
4) Iпо Iдин iу iмах	Iпо=18,97кА iу=50,274кА	Iдин=31,5 кА iмах=80 кА
5)

Для трансформаторов собственных нужд и пускорезервного трансформатора выбираем соответственно вакуумные выключатели ВВЭ-10-31,5/1600УЗ и ВВЭ-10-31,5/2000УЗ

Таблица 5.1.4. Расчётные и каталожные параметры выключателей ТСН и ПРТСН

Условия выбора	Расчетные условия	Каталожные данные
		ВВЭ-10-31,5/1600УЗ, ВВЭ-10-31,5/2000УЗ
	ТСН	ПРТСН
1)Uрмакс Uном	Uуст=6,3 кВ	Uуст=6,3 кВ	Uном =10 кВ
2) Iрмах Iном	Iрмах =1145 А	Iрмах =1840 А	IномСН=1600 А IномПРСН=2000 А
3) Iп Iном.отк v2Iп+iа iа ном	Iп=18,065кА v2Iп+iа= 28,95кА	Iп=26,783кА v2Iп+iа=43,11 кА	Iном.отк =31,5 кА iа ном=51,23 кА
4) Iпо Iдин iу iмакс	Iпо=11,267кА iу=44,299кА	Iпо=19,95кА iу=65,11кА	Iдин=31,5 кА iмакс=80 кА
5)

Выбор реакторов

Сопротивление линейного реактора определяется из условия ограничения тока КЗ до отключающей способности выбранного выключателя ВМПЭ-10 с Iном отк = 31,5кА.

Результирующее сопротивление цепи КЗ до реактора определяем по выражению:

.(4.2.1)

где - начальное значение периодической составляющей тока КЗ при КЗ на шинах генераторного напряжения.

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения Iном отк = 31,5кА будет:

. (4.2.2)

Их разность даст требуемое Хр:

.(4.2.3)

Далее по Uном=10 кВ и Iном=1870 А выбираем реактор с большим Хр [2,стр.342]:

РБДГ 10-2500-0,25У3; Uн=10 кВ;

Iдлит доп=2150 А;

Хном=0,25 Ом.

Таблица 5.1.4. Расчётные и каталожные параметры реактора

Условия выбора	Расчетные условия	Каталожные данные
		РБДГ 10-2500-0,25У3
1) Uрмакс Uном	Uуст=10 кВ	Uном =10 кВ
2) Iрмах Iном	Iрмах =1870А	Iном=2500 А
3) хр хном	хр=0,12	хном=2150
4)iу iмах	iу=50,274кА	iмах=60 кА
5)

Выбор разрядников.

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

-на напряжение 220 кВ:

РВМГ - 220 МУ1;

-на напряжение 10 кВ:

РВО-10У1.

Выбор предохранители

Выбираем предохранители по номинальному напряжению

Результаты выбора показаны на 1 листе графической части.

6. Выбор токоведущих частей

Наметим места выбора токоведущих частей на рис.6.1.

Рис.6.1 Места выбора токоведущих частей

Выбор гибкого токопровода для соединения Г ТВФ-120 с КРУ 10 кВ

Это участок 1-2 на рисунке.

Выбираем сечение провода по экономической плотности тока [1, с.248]:

,(6.1)

где =1,0 - экономическая плотность тока (1, с.230);

.(6.2)

Принимаем 2 несущих провода АС-300/39. Тогда сечение АL проводов будет:

.(6.3)

Число проводов А-185 будет:

.

Принимаем токопровод 2*АС-300/39+7*А-185 диаметром d=170,5 мм, расстояние между фазами D=3 v [2, c.244].

2)Проверяем по допустимому току:

.

Должно выполняться условие ,

, 4920>3725 - выполняется.

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

4)Проверяем токопровод по условиям схлёстывания.

Находим силу взаимодействия между фазами:

, (6.4)

Iп,о=66,385 кА, Тмах=5500ч.

Сила тяжести 1 м провода с учётом массы колец 1,6 кг, если АС-300/39 -1,132 кг и А-185 - 0,502 кг [2, с.427-428].

.

Принимая tрз=0,1с (из выбора выключателя на КРУ), рассчитаем эквивалентное по импульсу время действия защиты (с учётом влияния апериодической составляющей тока КЗ): tэк=0,1+0,05=0,15 с.

h=2 м - стрела провеса провода.

По рассчитанным отношения по диаграмме [1, с.245] находим .

Определяем допустимое отклонение фаз и сравниваем с расчётным

,(6.5)

-наибольшее допустимое расстояние в свету между фазами в момент их наибольшего сближения (для токопроводов генераторного напряжения [1, с.245]).

Схлёстывание не произойдёт, так как >b.

Выбор пофазноэкранированного токопровода для соединения генераторов с ТСН и Тр связи

Это участок 0-1-3-4 и 0-7-8-9 рис.6.1.

Выбираем из каталога [2, с.540] токопровод ГРТЕ-10-8550-250 и сводим параметры в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 Параметры ГРТЕ-10-8550-250

Параметры	ГРТЕ-10-8550-250
Номинальное напряжение	10 кВ
Номинальный ток	8550 А
Ток эл/дин стойкости	250 кА
Тип опорного изолятора	ОФР-20-375с
Трансформаторы напряжения	ЗНОМ-10
	ЗОМ-1/10
Трансформатор тока	ТШ-20-10000/5

Выбор сборных шин РУ 220 кВ и токоведущих частей от них до блочного Тр

Это участок 11-10 и РУВН 220кВ.

1) Так как сборные шины не выбираются по экономической плотности тока, то определяем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наибольшего присоединения (здесь для блока Г 100 МВА-Тр).

(6.6)

Так как Г нельзя загружать большей мощностью, чем его мощность, то

Выбираем провод [2, с.429] при условии АС-120/27 с . Но провод данного сечения не проходит по условиям коронирования, поэтому берём АС-240/39 с при горизонтальном расположении фаз.

2)Проверка шин на схлёстывание не проводиться, так как Iп,о=2,51кА< 20 кА

3)Проверка шин на термическое действие также не производится, так как у нас шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе [1, с.248].

Выбираем токоведущие части от выводов Тр до РУ 220 кВ (участок 10--11). Выполняем их также гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока.

(6.7)

Принимаем 1 провод в фазе АС-330/43 с .

Проверяем по допустимому току:.

Аналогичным образом выбираем гибкие провода на участках 11-12-14-18 и 13-15. Результаты сводим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2

Участок	Марка провода	, А	, А
10-11	АС-330/43	680	328
11-18	АС-240/39	610	42,0
11-12	АС-240/39	610	147,6
11-14	АС-240/39	610	147,6
Сб. шины 220кВ	АС-240/39	610	328

Выбор сборных шин КРУ 10 кВ

1)Определяем расчётные токи продолжительных режимов

.(6.8)

Принимаем двухполосные шины по условию нагрева в продолжительном режиме 2*(120*10) с , q=2400 [2, с.395].

Проверяем по допустимому току .

2)Проверяем шины на термическую стойкость:

, (6.9)

где - действительная температура охлаждающей среды;

- номинальная температура охлаждающей среды;

- длительно допустимая температура для шин. [1, с.230].

.

По кривой [1, с.198] определяем fн=50.

, (6.10)

где к = 1.054 (1, с.197).

. (6.11)

.

По кривой [1, с.198] определяем - выполняется.

3)Проверка шин на эл/дин стойкость:

Определяем пролёт между изоляторами [1, с.231] для AL шин при условии, что частота собственных колебаний меньше 200 Гц и шины расположены на изоляторах «плашмя»:

,(6.12)

где - момент инерции [1, с.232];

Принимаем и расстояние между фазами а=0,8 м.

Определяем расстояние между прокладками по двум условиям [2, с.234]:

а), (6.13)

б),(6.14)

где Е =Па - модуль упругости по табл. 4-3 [1, с.233];

=2b=2 см расстояние между осями полос;

масса полосы на единицу длины;

плотность AL;

- по (1, с.234) коэффициент формы;

момент инерции полосы.

Рассчитаем ,

.

Принимаем меньшее значение, равное 0.51 м.

Тогда можно определить число прокладок в пролёте:

. (6.15)

При 4 прокладках в пролёте расчётный пролёт будет:

. (6.16)

Определяем силу взаимодействия между полосами [1, с.234]:

.(6.17)

Напряжение в материале полос (1, с.235):

, (6.18)

где - момент сопротивления одной полосы. [1, с.232] Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз [1, с.233]:

, (6.19)

где момент сопротивления пакета шин.

Расчётное напряжение:

. (6.20)

Сравниваем с допустимым напряжением для AL шин [1, с.233]: , - выполняется.

Таким образом, шины механически прочны.

Выбор токоведущих частей от ТСН и РТСН до выключателей

Это участки 5-6, 16-17, 19-20 на рисунке 5.1.

Определим Iмах для того, чтобы узнать, какие токоведущие части будем устанавливать:

;(6.21)

для ТСН1, ТСН2, ТСН 3;

для РТСН.

Там, где у нас ток больше 1000 А, берём комплектные токопроводы, иначе - кабели.

Выбираем комплектные токопроводы для участка 19-20 из [2, с.543]. Сводим их параметры в таблицу 5.3.

Таблица 6.1 Параметры комплектных токопроводов

Параметры	Участок
	19-20 за РТСН
	ТЗК-6-1600-51
Номинальное напряжение, кВ	6
Номинальный ток, А	1600
Эл/дин стойкость, кА	51
Расположение шин	По треугольнику

Выбираем кабель для участка 5-6, 16-17 по экономической плотности тока и допустимому току

Выбираем 3 одножильных АL кабеля ААШп с сечением 185и

Iдоп=3*580 А<934 А - выполняется.

Выбор шин собственных нужд с учётом подпитки от двигателей

Расчёт производим аналогично расчёту сборных шин КРУ, но с учётом подпитки от двигателей.

1).

Принимаем однополосную шину [2, с.395] (80*6)мм с , q=480 .

Проверяем по допустимому току - выполняется.

2)Проверяем шины на термическую стойкость:

.

По кривой [1, с.198] определяем fн=57:

.

Тепловой импульс Вк определяется с учётом подпитки от двигателей СН:

,(6.22)

где ;(6.23)

;

- начальное значение периодической составляющей тока от двигателей;

- суммарный ток от всех источников за ТСН;

- коэффициент [1, с.188];

постоянная времени апериодической и

периодической составляющей тока.

Определим .

.

Подставляем .

По кривой [1, с.198] определяем - выполняется.

7. Выбор типов релейной защиты

Защиты блока генератор - трансформатор

продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ - 565;

продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ - 565;

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

газовая защита трансформатора - от замыкания внутри кожуха трансформатора;

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

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

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

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

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

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

Защиты трансформаторов собственных нужд

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

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

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

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

Защита шин

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

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

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

на шиносоединительном выключателе - двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

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

Защита ЛЭП

дистанционная защита

токовая защита нулевой последовательности

токовая отсечка

направленная защита с высокочастотной блокировкой

8. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

Выбор контрольно-измерительных приборов

Генератор

Тип прибора Класс

Цепь статора: точности

Амперметр в каждой фазе Э - 3771,5

Вольтметр Э - 3771,5

Ваттметр Д - 3651,5

Счётчик активной энергии И - 6751,0

Счётчик реактивной энергии И - 675М2,0

Регистрирующие приборы:

Ваттметр Н- 3951,5

Амперметр Н - 3931,5

Вольтметр Н - 3931,5

Цепь ротора:

Амперметр постоянного тока Э - 3771,5

Вольтметр постоянного тока Э - 3771,5

Регистрирующий амперметр Н - 3931,5

Цепь синхронизации:

Частотомер Н - 3572,5

Вольтметр Э - 3771,5

Синхроноскоп Э - 327-

Двухобмоточный трансформатор

НН:

Амперметр Э - 3771,5

Ваттметр Д - 3651,5

Варметр с двухсторонней шкалой Д - 3652,5

Счётчик активной энергии И - 6751,0

Счётчик реакт. Энергии И - 675М2,0

Сборные шины 10 кВ

На каждой секции:

ВольтметрЭ - 3771,5

Частотомер Н - 3572,5

Сборные шины 220 кВ

На каждой секции или системе шин:

ВольтметрЭ - 3771,5

Вольтметр регистрирующий Н - 3931,5

Частотомер Н - 3572,5

Осциллограф

ЛЭП 220 кВ

3 амперметра Э - 3771,5

Ваттметр с двухсторонней шкалойД - 3651,5

Варметр с двухсторонней шкалойД - 3652,5

Счётчик активной энергииИ - 6751,0

Счётчик реактивной энергииИ - 675М2,0

Осциллограф

Линия 10 кВ к потебителям

Амперметр Э - 3771,5

Счётчик активной энергииИ - 6751,0

Счётчик реактивной энергииИ - 675М2,0

Выбор трансформаторов тока и напряжения

Выбор трансформаторов тока в цепи Г ТВФ-120-2ЕУ3

Перечень необходимых измерительных приборов берём из п. 8.1. Так как участок от выводов Г до стены турбинного отделения выполнен пофазноэкранированным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250, то выбираем встроенные трансформаторы тока ТШ-20-10000/5.

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения (см. 1 лист графической части) и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока по таблице 8.2.1.

Таблиц а 8.2.1 Вторичная нагрузка на трансформаторов тока

Прибор	Тип	Кол-во	Потребляемая мощность, В·А
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-377	3	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д-365	1	0,5		0,5
Варметр	Д-365	1	0,5		0,5
Счётчик активной энергии	И-675	1	2,5		2,5
Счетчик реактивной энергии	И-675М	1	2,5	2,5	2,5
Регистрирующий ваттметр	Н-395	1	10		10
Регистрирующий амперметр	Н-393	1	10	10	10
Суммарная нагрузка	-	-	26,1	22,6	26,1

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

Найдём общее сопротивление приборов:

rприб = Sприб / I22 = 26,1/ 52 = 1,04 Ом.(8.2.1)

Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 10Р составляет 1,2 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов будет:

rпр = Z2 ном - r приб - r к = 1,2 - 1,04 - 0,1 = 0,06 Ом,(8.2.2)

где rк - сопротивление в контактах;

rпр - сопротивление соединительных проводов;

Z2 ном - номинальная нагрузка.

Принимая длину соединительных проводов с АL жилами l = 20 м [1, с.379], определим сечение:

.(8.2.3)

Во вторичных цепях электростанции с генераторами 100 МВт и выше используются AL жилы (с = 28.3·10-9 Ом·м);

- расчётная длина, зависящая от схемы соединения Тр тока [1, с.380].

Выбираем контрольный кабель АКРВГ с жилами 18 мм2.

Так как у нас пофазноэкранированный токопровод ГРТЕ-10-8550-250, то выбираем встроенный трансформатор напряжения ЗНОМ-10, к которому присоединяются измерительные приборы и приборы контроля изоляции в цепи генератора.

Подсчёт нагрузки основной обмотки приведен в таблице 8.2.2.

Таблица 8.2.2 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Sобм, В·А	Число паралл. катушек	cosц	sinц	Число приборов	Общая мощность
							Р, Вт	Q,Вар
Вольтметр	Э-377	2	1	1	0	1	2	-
Ваттметр	Д-365	1,5	2	1	0	2	6	-
Варметр	Д-365	1,5	2	1	0	1	3	-
Датч. акт. мощности	Е-829	10	-	1	0	1	10	-
Датч. реакт. мощности	Е-830	10	-	1	0	1	10	-
Счётчик акт. эн.	И-675	2 Вт	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Ваттметр регистр.	Н-395	10	2	1	0	1	20	-
Вольтметр регистр	Н-393	10	1	1	0	1	10	-
Частото-метр	Э-372	3	1	1	0	2	6	-
Сумма	-	-	-	-	-	-	71	9,7

Полную вторичную нагрузку определим по формуле:

.

Выбранный трансформатор напряжения имеет номинальную мощность в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счётчиков, 75 ВА.

Тогда имеем: S2? < Sдоп (71,65<75). Следовательно, ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

Все выбранные трансформаторы тока и напряжения представлены на первом листе графической части проекта.

9. Выбор конструкции и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте

ОРУ сооружаются на электростанциях при напряжении 35 кВ и выше при нормальных условиях внешней среды.

Компоновку ОРУ выбирают, исходя из схемы соединений, перспектив развития и особенностей конструкции устанавливаемых электрических аппаратов. При этом большое значение имеет число рядов размещения выключателей, количество ярусов расположения проводов и тип разъединителей.

Разработка ОРУ с использованием типового проекта сводится к выбору расположения ячеек и компоновке в ячейках выбранного оборудования.

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

Таблица 9.1 Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различных элементов ОРУ 220 кВ

Наименование расстояния	ОРУ 220 кВ
От токоведущих частей, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м	1800мм
Между проводами разных фаз	2000 мм
От токоведущих частей, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой 1,6 м, до габаритов транспортируемого оборудования	2550мм
От неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов	4500мм

Таблица 9.2 Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различных элементов закрытого РУ 10кВ

Наименование расстояния	РУ 10 кВ
От токоведущих частей до заземленных конструкций и частей зданий	120мм
Между проводниками разных фаз	130мм
От токоведущих частей до сплошных ограждений	150мм
От токоведущих частей до сетчатых ограждений	220мм
Между неогражденными токоведущими частями различных цепей	2000мм
От неогражденных токоведущих частей до пола	2500мм

Размещения оборудования должно быть как можно ниже для облегчения обслуживания оборудования, но выше, чтобы исключит случайное прикосновение. Аппараты устанавливаются на железобетонные основания с высотой 2-4 м, определяемые по условиям безопасности.

В качестве проводников желательно использовать провода АС.

Порталы выполняются из стандартных опор. На вершинах опор устанавливают молниеотводы.

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

В данном проекте на напряжение 220 кВ применена схема двух рабочих с обходной системой шин (число присоединений равно шести), которая обеспечивает возможность отключения любого присоединения, а также вывод в ремонт любого выключателя без отключения других присоединений.

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

Жёсткие шины позволяют применить более простые несущие конструкции, уменьшить занимаемую площадь и высоту ОРУ. Однако стоимость жёстких шинных конструкций несколько выше стоимости гибких шин, а так же для крепления требуются более дорогие и менее надёжные опорные изоляторы.

Для крепления гибких проводов предусматриваются порталы, для жёстких шин и аппаратов опоры в виде стояк и стульев или так же порталы.

Оборудование одного присоединения занимает горизонтальную полосу, которую называют ячейкой.

Надёжность ОРУ достигается соблюдением достаточных изоляционных расстояний в воздухе между токоведущими частями разных фаз и между токоведущими и заземлёнными частями.

Для удобства обслуживания (монтажа, ремонта) предусматривается проезд вдоль ряда выключателей. Габариты проезда должны быть не менее 4 м по ширине и высоте.

На напряжении 10 кВ распределение электроэнергии осуществляется комплектным распределительным устройством (КРУ) внутренней установки с воздушной изоляцией. В данном курсовом проекте использованы шкафы КРУ марки К-ХХVII с маломасляными выключателями ВМПЭ на выкатных тележках. Шкафы состоят из жёсткого металлического корпуса, внутри которого размещено основные электрические аппараты и система жёстких шин, а также приборы для измерений, управления и релейной защиты со всеми соединениями. Жёсткая ошиновка выполнена двухполосными прямоугольными алюминиевыми шинами которые крепятся на опорных изоляторах марки ИО-10-3,75У3.

Такой тип РУ выбран из-за ряда преимуществ по сравнению с другими типами РУ (надёжность, безопасность для обслуживающего персонала, пожаробезопасность, возможность расширения схемы распределения, быстрая замена повреждённых выключателей, а также скорость и простота монтажа шкафов КРУ). В центральной части здания в два ряда расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей, далее следуют ячейки генераторных, трансформаторных и секционных выключателей, реакторов и шинных трансформаторов напряжения. Шаг ячейки 3 м.

У стен здания расположены шкафы КРУ. Все кабели проходят в двух кабельных тоннелях. Охлаждающий воздух к реакторам подводится из двух вентиляционных каналов, нагретый воздух выбрасывается наружу через вытяжную шахту. В каналы воздух подается специальными вентиляторами, установленными в трех камерах.

Обслуживание оборудования осуществляется из трех коридоров: центральный коридор управления шириной 2000 мм, коридор вдоль шкафов КРУ, рассчитанный на выкатку тележек с выключателями, и коридор обслуживания вдоль ряда генераторных выключателей.

Литература

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «Электрооборудование станций и подстанций», 2 изд. - М: Энергия 1980г.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

Мазуркевич В.Н., Свита Л.Н. «Методические указания по курсовому проектированию по курсу: Основы проектирования электрических станций и подстанций». - Мн.: БПИ, 1987

Размещено на Allbest.ru