Расчет электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 180 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

43

ВВЕДЕНИЕ

Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электрической энергии.

По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду используемого энергетического ресурса электростанции подразделяют на тепловые (ТЭС), атомные (АЭС), гидроаккумулирующие (ГАЭС), газотурбинные и др.

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в парогенераторе (котле) в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединённую с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат газ, мазут, а так же уголь, торф, горючие сланцы.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется положение электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может вдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создаётся обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдаётся в энергосистему на повышенном напряжении.

Существенной особенностью ТЭЦ является так же повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции с учётом выдачи тепла. Это обстоятельство определяет большой относительный расход электроэнергии на собственные нужды.

В данном курсовом проекте рассмотрен расчёт электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 180 МВт.

1. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ

До разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи электроэнергии, на которых показываются основные функциональные части установки.

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. Число и мощность генераторов на ТЭЦ выбирают в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок, при этом используют только турбогенераторы.

Структурные схемы выдачи электроэнергии для обоих рассматриваемых вариантов приведены на рис. 1.1 и 1.2.

Рис. 1.1

Рис. 1.2

1.1 Выбор генераторов

При выборе числа и мощности генераторов руководствуются следующими соображениями:

- число генераторов, присоединённых к ГРУ - не должно быть меньше двух и больше четырёх,

- ударный ток на шинах генераторного напряжения должен быть не меньше 300 кА,

- суммарная мощность выбранных генераторов должна быть в пределах от -5% до +10% от заданной мощности станции с учётом отбора мощности на собственные нужды.

Для первого варианта выбираем два генератора типа:

ТВФ-120-2У3 (U_Н = 10,5 кВ, S = 125 МВА, cos = 0,8., n = 3000 об/мин., x''_d = 19,2%, Цена: 350 тыс. у.е.).

Для второго варианта выбираем генераторы типа:

2ТВФ-63-2У3 (U_Н = 10,5 кВ, S = 78,5 МВА, cos = 0,8., x_d = 1,199, n = 3000 об/мин., Цена: 268 тыс. у.е.),

2ТВФ-32У3 (U_Н = 10,5 кВ, S =40 МВА, cos = 0,8., x_d = 2,648, n = 3000 об/мин., Цена: 250 тыс. у.е.)

1.2 Выбор трансформаторов связи

Вариант №1:

Так как питание потребителей осуществляется через КРУ-10 кВ, то выбор трансформаторов производим, как для блочной станции.

Расход мощности на собственные нужды (СН) одного турбогенератора для первого варианта S_СН находим по формулам (по заданию Р_СН = 8%):

Р_СН = (Р_СН% / 100) Р_УСТ.

где Р_СН% - расход на собственные нужды, принимаем 8%;

Руст. - установленная мощность генератора, МВт.

Р_СН = (8/100) 100 = 8 МВт.

Определяем расчётную нагрузку автотрансформаторов связи в режиме минимальных нагрузок, по формуле:

Smin.расчт.= (Рг - Рн.min_НН - Рн.min_CН - 2Рсн)/cos =

=(2100 - 22,5 - 75 - 28)/0,8 = 108,1 МВА.

Определяем расчётную нагрузку автотрансформаторов связи в режиме максимальных нагрузок:

Smax.расчт.= (Рг - Рн.max_НН - Рн.max_CН -2Рсн)/cos =

=(2100 - 30 - 100 - 28)/0,8 = 67,5 МВА.

Определяем расчётную нагрузку автотрансформаторов связи в режиме, при отключении одного генератора (аварийный режим):

Sавар.расчт.= (Рг - Рн.max_НН - Рн.max_СН - Рсн)/cos =

=(100 - 30 - 100 - 8)/0,8 = - 47,5 МВА.

Знак ”-” говорит о том, что поток мощности поменял своё направление.

Мощность автотрансформатора связи с учётом перегрузки 40%:

Sтр-ра = Sном (0,60,7)

Sном.= Sтип./k_ВЫГ.

где Sтип. - типовая мощность обмоток автотрансформатора, равная протекающей мощности самого тяжёлого режима;

k_ВЫГ. - коэффициент выгодности автотрансформатора:

k_ВЫГ.= 1- 1/(Uв/Uс) = 1-1/(330/110) = 0,66

Sтр-ра = 108,10,6/0,66 = 98,3 МВА

Принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем автотрансформатор связи типа: АТДЦТН-125000/330/110.

Данные трансформатора заносим в таблицу 2.

Вариант №2:

Выбор автотрансформаторов производим аналогичным способом что и для первого варианта:

режим минимальных нагрузок:

Smin.расчт.= (Рг - Рн.min_НН - Рн.min_СН -- Рсн)/cos =

= (263 - 22,5-16,1-10,1)/0,8 = 19,1 МВА.

режим максимальных нагрузок:

Smax.расч.= (Рг- Рн.max_НН -Pсн)/cos= =(263 - 30 - 10,1)/0,8 = 107,4 МВА.

аварийный режим:

Sавар.расчт.= (Рг - Рн.max_НН - Рн.max_СН - Рсн)/cos =

=(63 - 30 - 41,2 - 10,1)/0,8 = - 22,9 МВА.

Sтр-ра = 116,750,6/0,66 = 106,1 МВА.

Выбираем автотрансформатор связи типа: АТДЦТН-125000/330/110.

Выбираем трансформаторы (Т3 и Т4) для блока генератор-трансформатор питающих нагрузку на среднем напряжении:

Рсн = (Рсн% / 100) Руст= (8/100) 32 = 2,6 МВт._.

Во всех режимах через трансформаторы будет протекать одинаковая мощность:

Sтр-ра = 0,6 (Рг - 2Pсн) /cos = 0,6 (322 - 22,6)/0,8 =44,1 МВА.

Принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем трансформатор типа: ТРДН-63000/110.

1.3 Выбор трансформаторов СН

Напряжение собственных нужд принимаем равным 6,3 кВ.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд рассчитывается по формуле:

,

где S_ГН - мощность генератора, МВ·А;

k_СН - коэффициент, учитывающий расходы на СН, %.

Для варианта №1

выбираем два трансформатора типа ТДНС-10000/35

Резервный трансформатор СН выбираем по условию:

выбираем трансформатор с расщеплённой обмоткой ТРДНС-15000/330.

Для варианта №2

- для ГРУ

выбираем трансформатор с расщеплённой обмоткой ТРДНС-15000/10.

- для блока генератор-трансформатор

выбираем два трансформатора типа ТМ-4000/10,

Резервный трансформатор СН выбираем, как и для первого варианта, с расщеплённой обмоткой типа ТРДНС-15000/330. Поскольку в каталожных данных типовых трансформаторов с такими параметрами нет, то они будут изготавливаться на заводе по специальному заказу (трансформаторы ТРДНС-15000/330 и ТРДНС-15000/10).

Данные трансформаторов заносим в таблицу 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 Номинальные данные выбранных трансформаторов

Тип	Номинальное напряжение	Потери, кВт	Uкз%	Iхх%	Цена, тыс. у.е.
	ВН	НН	Pхх	Pкз
ТРДН-63000/110	110	10,5	50	245	10,5	0,5	110
ТДНС-10000/35	10,5	6,3	12	60	8	0,75	43
ТРДНС-15000/330	330	6,3-6,3	80	180	11/28	0,8	120
ТРДНС-15000/10	10,5	6,3-6,3	25	115	10,5/30	0,65	68
ТМ-4000/10	10,5	6,3	5,2	33,5	7,5	0,9	8,4

Таблица 1.2 Номинальные данные автотрансформатора

Тип	Номинальное напряжение	Потери, кВт	Uкз%	Iхх%	Цена, тыс. у.е.
	ВН	СН	НН	Pxx	Pкз(в-н)	В-С	В-Н	С-Н
АТДЦТН -125000/330/110	330	110	10,5	100	345	10	35	24	0,45	238,5

1.4 Предварительный выбор реакторов

Вариант 1

-питающий реактор:

Выбираем реактор РБДГ-10-2500-0,25У3.

Вариант 2

-секционный реактор:

Выбираем реактор РБ-10-1600-0,25У3.

2. ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

З = ЕнК + И,

где К - капиталовложения в сооружение электроустановки, тыс. у.е.;

Ен = 0,125 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. у.е.

И = Иа + Иру = (Ра + Ро) К/100 + ?Э10^-5,

где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание

для оборудования примем Ра = 6,4%, Ро = 3%;

?Э - потери энергии, кВТч;

= 0,008 у.е. - стоимость 1 кВтч потерянной энергии.

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:

?Э = ?РххТ + ?Рк(Sm/Sном)²ф,

Потери в автотрансформаторе:

?Э = ?РххТ + ?Рк.вн(Sm.вн/Sн.вн)²ф + ?Рк.сн (Sm.сн/Sн.сн)²ф +

+ ?Рк.нн (Sm.нн/Sн.нн)²ф,

где - ?Рхх - потери холостого хода, кВт;

?Рк - потери короткого замыкания, кВт;

Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА;

Sm - максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

Т - число часов работы трансформатора (Т = 8760 ч.);

ф - число часов максимальных потерь (ф = 4500 ч.).

Капиталовложения определяются по укрупнённым показателям стоимости элементов схем. Результаты подсчёта капиталовложений приведены в таблице:

Таблица 2.1 Вариант №1

№ п/п	Наименование оборудования	Стоимость единицы оборуд., тыс. у.е.	Кол-во, шт.	Стоимость	Итого, тыс. у.е.
1	ТВФ-120-2У3	350	2	700	1809,58
2	АТДЦТН-125000/330/110	238,5	2	715,5
3	ТДНС-10000/35	43	2	129
4	РБДГ-10-2500-0,25У3	1,18	6	7,08
5	ОРУ - 110 кВ	42	4	168
6	КРУ - 10 кВ	15	9	90

Следует отметить, что при расчёте капиталовложений в трансформаторы учитывается коэффициент доставки К = 1,5.

Таблица 2.2 Вариант №2

№ п/п	Наименование оборудования	Стоимость единицы оборуд., тыс. у.е.	Кол-во, шт.	Стоимость	Итого, тыс. у.е.
1	ТВФ-63-2У3	268	2	536	2748,415
2	ТВФ-32У3	250	2	500
3	АТДЦТН-125000/330/110	238,5	2	715,5
4	ТРДН-63000/110	110	2	330
5	ТРДНС-15000/10	68	2	204
6	ОРУ - 110 кВ	42	6	252
7	РБ-10-1600-0,25У3	1,905	3	5,715
8	КРУ - 10 кВ	15	12	180
9	ТМ-4000/10	8,4	2	25,2

Стоимости ячеек ОРУ-330 кВ не учитываем, потому что их в обоих вариантах равное количество. Количество отходящих линий РУ всех напряжений определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

Протяжённость ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в табл. 2.1 [3].

Произведём расчёт приведённых затрат для первого варианта:

1) потери энергии в трансформаторах ТДНС-10000/35:

?Э = 2128760+1/260 (10/10)²4500 = 345240 кВТч;

2) потери энергии в автотрансформаторах АТДЦНТ - 125000/330/110:

?Ркзв = ?Ркзв-н/2 = 345/2 = 172,5 кВт;

?Ркзс = ?Ркзс-н/2 = 345/2 = 172,5 кВт;

?Ркзн = ?Ркзн-н/2/Кв = 345/2/(1-1/330/110) = 261,4 кВт.

?Э = 21008760 + 1/2(172,5(116,75/125) ² + 172,5(116,75/125) ² +

+261,4(116,75/125) ²)4500 = 2942242,5 кВтч.

3) издержки на эксплуатацию:

И = (6,4 + 3) 1809,58/100 + 0,8(345240+2942242,5)10^-5 = 231 тыс. у.е.

4) приведённые затраты:

З₁ = 0,1251809,58 + 231 = 457,2 тыс. у.е.

Произведём расчёт приведённых затрат для второго варианта схемы:

1) потери энергии в трансформаторах ТРДН-63000/110:

?Э = 2508760+1/2245(44,1/63)²4500 = 1146112,5 кВТч;

2) потери энергии в трансформаторе ТРДНС-15000/10:

?Э = 258760+115 (12,6/25)²4500 = 350453,3 кВТч;

3) потери энергии в трансформаторах ТМ-4000/10:

?Э = 25,28760+1/233,5(3,2/4)²4500 = 139344 кВТч;

4) потери энергии в автотрансформаторах АТДЦНТ - 125000/330/110:

?Ркзв = ?Ркзв-н/2 = 345/2 = 172,5 кВт;

?Ркзс = ?Ркзс-н/2 = 345/2 = 172,5 кВт;

?Ркзн = ?Ркзн-н/2/Кв = 345/2/(1-1/330/110) = 261,4 кВт.

?Э = 21008760 + 1/2(172,5(116,75/125) ² + 172,5(116,75/125) ² +

+261,4(116,75/125) ²)4500 = 2942242,5 кВтч.

5) издержки на эксплуатацию:

И = (6,4 + 3)2748,415 /100 + 0,8(1146112,5 + 350453,3 + 139344 +

+2942242,5)10^-5 = 294,98 тыс.у.е.

6) приведённые затраты:

З₂ = 0,1252748,415 + 294,98 = 638,53 тыс.у.е.

Как видно из проведённых расчётов первый вариант схемы ТЭЦ дешевле второго на 25%.

3. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

генератор трансформатор теплоэлектроцентраль ток

Расчёт токов короткого замыкания производим для выбора шин, проверки параметров электрооборудования, а так же для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

Выбор числа и мест точек короткого замыкания обуславливается конфигурацией схемы и наиболее тяжёлыми режимами для выбираемого в последствии оборудования. На рис. 3.1 и 3.2 представлены расчётная схема и схема замещения для расчёта токов к.з.

На рис. 3.2 каждый элемент схемы замещён своим параметром, который влияет на величину тока к.з. В его обозначении в числителе указан его порядковый номер, в знаменателе - величина его сопротивления в относительных единицах.

Для расчётов сопротивлений элементов сети задаёмся базисной мощностью Sб = 100 МВА. Сопротивление элементов схемы определяются по приведённым ниже формулам.

Сопротивление системы:

Сопротивление генераторов:

Сопротивление автотрансформаторов:

Хв = 1/200(Uk.в-с + Uk.в-н - Uk.с-н) Sб/Sном.т;

Хс = 1/200(Uk.в-с + Uk.с-н - Uk.в-н) Sб/Sном.т;

Хн = 1/200(Uk.в-н + Uk.с-н - Uk.в-с) Sб/Sном.т.

Сопротивление линий:

где Ѕнг, Ѕнт - номинальные мощность генератора и трансформатора; Uк - напряжение к.з. трансформатора; Хо - удельное сопротивление линии (Хо=0,4 Ом/км); l - длина линии.

Определим сопротивление элементов схемы:

- генераторов Г1 и Г2:

- автотрансформаторов Т1 и Т2

Х_Т1В = Х_Т2В = (1/200) (38+10,5-25)1000/200 = 0,587;

Х_Т1Н = Х_Т2Н = (1/200)(38+25-10,5)1000/200 = 1,312;

Х_Т1С = Х_Т2С = (1/200)(10,5+25-38)1000/200 ? 0;

- линий:

- трансформаторов собственных нужд:

ЭДС генераторов определяется по формуле:



Принимаем на ГРЭС-600 установку блоков генератор-трансформатор, где генераторы типов ТВВ-320-2ЕУ3, трансформаторы типов ТЦ-400000/330.

Определяем сопротивления генераторов:

ЭДС генераторов ГРЭС:

Определяем сопротивления трансформаторов:

Вычислим сопротивление системы:

ЭДС энергосистемы принимается Е_С = 1;

Базисный ток определяется из выражения

где Uср.ном. - среднее номинальное напряжение в точке КЗ.

В ходе расчета необходимо определить следующие составляющие токов короткого замыкания.

1) периодическую составляющую тока к.з. в начальный момент времени



где - ЭДС i-ого эквивалентного источника ветви схемы замещения;

Хi - сопротивление i-ой ветви схемы замещения.

2) ударный ток

iу = v2КуInо;

где Ку - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания (Та) апериодической составляющей тока к.з., определяемый по [2];

3) периодическая составляющая тока к.з. в момент времени

ф = ф_РЗ+ф_СО,

где ф_РЗ - время действия релейной защиты (ф_РЗ =0,01 с);

ф_СО - собственное время отключения выключателя.

Периодическая составляющая определяется по соотношению Ini/Inо, которая определяется по кривым [2] в зависимости от ее мощности, приведенной к ступени напряжения, где находится точка к.з.:

I'ном = Рном/(v3Uср.н соsцн).

Если I_ПО /I'ном < 1, то принимаем Ini = I_ПО.

4)апериодическая составляющая тока к.з. в момент времени ф:

iаф = v2 I_ПО е^-ф/фа.

Преобразуем схему замещения и производим расчет токов к.з. для точки К1.

Для начала упростим схему замещения энергосистемы:

Рис. 3.1 Шины высшего напряжения проектируемой ТЭЦ

Х_ГРЭС = (Х_Г1+Х_Т1)(Х_Г2+Х_Т2)/(Х_Г1+Х_Т1+ Х_Г2+Х_Т2) = 0,3735;

Е_ГРЭС = 1,092 т.к.

Произведём расчёт токов короткого замыкания в точке 1:

Х_Г1,2 = Х_ТВ1,2+Х _ТН1,2 + Х _Г1,2 = 0,587+1,312+2,44=4,339;

После соответствующих преобразований схема примет вид: (рис. 3.2)



Рис. 3.2

Найдём периодическую составляющую тока к.з. в начальный момент времени:

Базисный ток:

I_ПО1= I_ПОС1+ I_ПОС2+ I_ПОГ1+ I_ПОГ2 =1,147+2,17+0,44+0,44 = 4,2 кА.

Ударный ток: для системы связанной с шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 330 кВ К_У = 1,78, а для блока турбогенератор - повышающий трансформатор при мощности турбогенератора 100 МВт К_У = 1,965.

i_Уc1 = v2 1,1471,78 = 2,89 кА;

i_Уc2 = v2 2,171,78 = 3,45 кА;

i_Уг1 = i_Уг2 = v2 0,561,965 = 1,55 кА;

i_У = 2,89+3,45+21,55= 11,44 кА;

Периодическая составляющая тока к.з. в момент времени ф:

Для того чтобы определить ф_СО, необходимо выбрать высоковольтный выключатель. Выбор выключателя производим по номинальным напряжению U_НОМ > U_{Р. МАХ}, току I_НОМ > I_{Р. МАХ} и току отключения I_ОТКЛ > I_ПО, а также по роду установки и конструктивному исполнению.

где S_НОМ и U_СР.НОМ - номинальная мощность и средненоминальное напряжение присоединения; К - коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок (для трансформатора работающего в блоке с генератором К=1,5.

Выбираем элегазовый выключатель ВГУ-330Б-40/3150У1 у которого собственное время отключения ф_СО = 0,04 с.:

ф = ф_РЗ+ф_СО = 0,01+0,04=0,05 с.;

Из отношения Inо/Iр.ном по кривым [рис. 3.1,[5]] определяем К:

Для ветвей генераторов Г1 и Г2 0,56/0,33 = 1,72 получим К=0,95

Ini_Г1,2 = 0,950,56 = 0,52 кА,

Для системы Ini = I_ПО : Ini_C1 = I_ПОC1 = 1,147 кА;

Ini_C2 = I_ПОC2 = 2,17 кА.

Ini= 1,147+2,17+20,52 = 4,357 кА.

Апериодическая составляющая тока к.з. в момент времени ф:

iаф_С1 = v21,147е^-0,05/0,04 = 0,46 кА,

iаф_С2 = v22,17е^-0,05/0,04 = 0,88 кА,

iаф_Г1,2 = v20,56е^-0,05/0,04 = 0,46 кА,

Максимальное значение апериодической составляющей тока к.з.:

i_КС1 = v2 Ini_C1 + iаф_С1 = v21,147+0,46 = 2,08 кА,

i_КС2 = v22,17+0,88 = 3,94 кА,

i_КГ1,2 = v20,52+0,65 = 1,38 кА.

i_К= 21,38+3,94+2,08 = 8,78 кА.

Дальнейшие расчёты аналогичны расчётам точки К1.

Результаты расчётов сведём в табл. 3.1.

Так как точка К4 находится за ТСН, то при расчете составляющих тока к.з. необходимо учесть двигатели, присоединенные непосредственно к шинам данной секции и к другим секциям, связанным с расчетной через магистрали резервного питания.

По [Л-1, с. 189] для оценок тока к.з. применяют мощность двигателей при питании от резервного трансформатора:

I_ПОД. = 4Р_НОМ./Uном. = 48 / 6,3 = 5,08 кА.

Составляющие тока к.з. от двигателей определяются по формулам:

периодическая составляющая тока в момент времени ф:

Inф = 4(1,25Sном.тсн.)/Uном.= 4 (1,2510) / 6 =8,3 кА;,

где Sном.тсн. - номинальная мощность ТСН, МВА;

ударный ток:

iу.под. = v2КуInо = v21,655,08 = 11,8 кА.

апериодическая составляющая тока к.з.:

iаt = v2Inоe- ^t/Tд = v25,08е^-0,1/0,05 =0,97 кА,

где Тд - постоянная времени затухания тока к.з. (периодической составляющей) от двигателей Тд = 0,05 с.;

апериодическая составляющая тока к.з.(максимальное значение):

i_К. = v2Inоe- ^t/Taд + iаt = v25,08е^-0,1/0,05 + 5,08=6.

Для расчёта точки к.з. на КРУ-10 кВ (точка К5) необходимо выбрать реактивность реактора. Для этого необходимо выполнить следующие операции.

Рассчитать результирующее сопротивление схемы при отсутствии реактора:

,

Рассчитать требуемое сопротивление реакторов для ограничения токов к.з.

Хр = Хрез. - Хсх = 0,303 - 0,097 = 0,206 Ом.

Выбран реактор типа РБУ 10-1600 - 0,25У3.

Проверим выбранный реактор на стойкость в режиме к.з.:

1) ток электродинамической стойкости imax = 49 кА, что больше ударного тока iу = 45,41 кА;

2) термическая стойкость: заводом гарантирована термическая стойкость

It =19,3 кА в течение 8 с.,

тогда Вк^зав =19,3²8 > Вк ^расч = 16,7 ² (0,105+0,125);

Выбранный реактор удовлетворяет всем требованиям.

Таблица 3.1 Результаты расчёта токов к.з.

Точка К.З.	Источник	Iб, кА	Ino, кА	Int, кА	Iat, кА	iу, кА	iК, кА
К1	Система 1	1,67	1,147	1,147	0,46	2,89	2,08
	Система 2		2,17	2,17	0,88	5,45	3,94
	Генератор 1,2		0,56	0,52	0,65	1,55	1,38
	Суммарный		4,44	4,357	-	11,44	7,4
К2	Система 1	5,026	2,2	2,2	1,88	6	4,98
	Система 2		4,27	4,27	3,65	11,62	9,67
	Генератор 1,2		2,03	1,95	1,74	5,52	4,5
	Суммарный		10,53	10,37	-	28,7	23,65
К3	Система	52,55	19,9	19,9	9,66	54,3	37,7
	Генератор 1		3,31	3,31	2,52	9,2	7,2
	Генератор 2		39,4	32,3	40,3	110	85,8
	Суммарный		62,6	55,1	-	173,5	130,7
К4	Система	91,75	3,6	3,6	2,98	9,8	8,06
	Генератор 1		0,6	0,6	0,62	1,66	1,466
	Генератор 2		7,1	5,112	3,19	18,5	10,4
	Нагрузка		5,08	8,3	0,97	11,8	6
	Суммарный		16,38	17,6	-	41,76	25,9
К5	Система	52,55	5,3	5,3	3,2	14,41	10,67
	Генератор 1		0,9	0,9	0,54	2,4	1,8
	Генератор 2		10,5	7,9	6,4	28,6	17,54
	Суммарный		16,7	7,03	-	45,41	14,98

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям с последующей проверкой их работоспособности в аварийном режиме. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равными номинальным (каталожным) параметрам.

Таблица 4.1

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель	Разъединитель
Iраб.max, кА	Iном, кА	Iном, кА
Uу, кВ	Uном, кВ	Uном, кВ
Int, кА	Iотк, кА	-
v2Int + iat, кА	v2Iотк(1+н), кА	-
iу, кА	iп.св, кА	iп.св, кА
Inо, кА	Iп.св, кА	-
Вк = I2nо(tотк + Та), кА2с	Вт = I2ttt, кА2с	Вт = I2ttt, кА2с

В таблице 4.1 приняты следующие величины:

Iраб.max - максимальный рабочий ток аппарата;

Uу - напряжение установки;

Iном - номинальный ток аппарата:

Uном - номинальное напряжение аппарата;

Int - периодическая составляющая тока к.з. в момент времени t;

Inо - начальное значение периодической составляющей тока к.з.;

iу - ударный ток к.з.;

Вк - расчетный тепловой импульс тока к.з.;

Iотк - номинальный ток отключения аппарата;

iп.св. - предельный сварной ток;

Вт - нормированный тепловой импульс аппарата;

н - содержание апериодической составляющей;

tотк = tр.з. + tс.отк. - время отключения тока к.з.

Результаты выбора электрических аппаратов для разных цепей схемы приведены в табл. 4.2-4.6.

Таблица 4.2 Выбор аппаратов в цепи генератора

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГУ 20-90/9500-УЗ	Разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ
Iраб.max =7,22 кА	Iном = 9,5 кА	Iном = 8 кА
Uу = 10 кВ	Uном = 20 кВ	Uном = 20 кВ
Int = 55,51 кА	Iотк = 90 кА	-
v2Int + iat = 130,7 кА	2Iотк(1+н) = 145 кА	-
Iу = 173,5 кА	iп.св =300 кА	iп.св = 320 кА
Inо = 62,6 кА	Iп.св = 105 кА	-
Вк = 690,85 кА2с	Вт=I2ttt =8547 кА2с	Вт=I2ttt=15625 кА2с

Таблица 4.3 Выбор выключателей для КРУ-10 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные
	ВМПЭ-10 3200-20 У3
Iраб.max = 2,06 кА	Iном = 3,2 кА
Uу = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Int = 7,03 кА	Iотк = 20 кА
v2Int + iat = 14,98 кА	2Iотк(1+н)= 35,94 кА
Iу = 22,73 кА	iп.св =52 кА
Inо = 16,7 кА	Iп.св = 20 кА
Вк = 64,1 кА2с	Вт = I2ttt = 3970 кА2с

Таблица 4.4 Выбор выключателей за ТСН

Расчётные данные	Каталожные данные
	ВМПЭ 11-1250-20 ТЗ
Iраб.max = 1,1 кА	Iном = 1,25 кА
Uу = 6,3 кВ	Uном = 11 кВ
Int = 17,6 кА	Iотк = 20 кА
v2Int + iat = 25,9 кА	2Iотк(1+н) = 35,94 кА
Iу = 41,76 кА	iп.св =52 кА
Inо = 16,38 кА	Iп.св = 20 кА
Вк = 46,9 кА2с	Вт = I2ttt = 3200 кА2с

Таблица 4.5 Выбор аппаратов для ОРУ-110 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВЭК-110-40/2000 У1	Разъединитель РНДЗ.1-110/2000 У1
Iраб.max = 1,5 кА	Iном = 2 кА	Iном = 2 кА
Uу = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 220 кВ
Int = 10,37 кА	Iотк = 40 кА	-
v2Int + iat = 23,65 кА	v2Iотк(1+н)=35,36 кА	-
Iу = 28,7 кА	iп.св =102 кА	iп.св = 100 кА
Inо = 10,53 кА	Iп.св = 40 кА	-
Вк = 23,3 кА2с	Вт = I2ttt = 3200 кА2с	Вт = I2ttt= 1600 кА2с

Таблица 4.6 Выбор аппаратов для ОРУ-330 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГУ-330Б-40/3150 У1	Разъединитель РНДЗ.1-330/3200 У1
Iраб.max = 0,5 кА	Iном = 3150 А	Iном = 3,2 кА
Uу = 330 кВ	Uном = 330 кВ	Uном = 330 кВ
Int = 4,36 кА	Iотк = 40 кА	-
v2Int + iat = 7,4 кА	v2Iотк(1+н)= 32,48кА	-
iу = 11,44 кА	iп.св =102 кА	iп.св = 160 кА
Inо = 4,44 кА	Iп.св = 40 кА	-
Вк = 18,2 кА2с	Вт = I2ttt = 3200 кА2с	Вт = I2ttt= 3970 кА2с

4.2 Выбор ОПН

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

ОПН - 330; ОПН - 110; ОПН - 10.

4.3 Выбор предохранителей

Для защиты трансформаторов напряжения на КРУ применяются плавкие предохранители. Выбор предохранителей осуществляется по следующим параметрам:

Номинальное напряжение UнUp.max

Номинальный ток IнIр.мах

Номинальный ток отключения Iоткл.Ino

Выбираем предохранитель ПКТ 101-10-200-20 У1

4.4 Выбор комплектных РУ

Выбор КРУ производится по уровню напряжения и величине рабочего тока Ip.мах. Для вводных ячеек КРУ:

Выбираем КМ-1-10/3200 (I_ОТКЛ.=31,5 кА, I_ДИН.=81 кА) с выключателем ВМПЭ-10 3200-20 У3.

Для секционной ячейки:

Выбираем КМ-1-10/1600 (I_ОТКЛ.=31,5 кА, I_ДИН.=81 кА,) с выключателем ВМПЭ-10 1600-20-У3 (I_ОТКЛ.=31,5 кА, I_ДИН.М=81 кА, I_t=31,5 кА, t =4 с.)

Для линейных ячеек КРУ:

Выбираем КМ-1-10/1000 (I_ОТКЛ.=31,5 кА, I_ДИН.=81 кА) с выключателем ВМПЭ-10 1000-20-У3 (I_ОТКЛ.=31,5 кА, I_ДИН.М=81 кА, I_t=31,5 кА, t =4 с.)

5. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Основное электрическое оборудование электростанций и аппаратов в этих цепях соединяется между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электроустановок.

В ОРУ - 110 кВ, 330 кВ применяют гибкие шины, выполненные проводом АС. Сечение гибких шин выбирается по длительно допустимому току самого большого присоединения.

Ток самого большого присоединения определяется по выражению:

Iнорм = Sн/v3Uн.

Гибкие шины крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. Расчёт на электродинамическое действие не производим, так как ток меньше 20 кА.

Произведём расчёт гибких шин для ОРУ-110 кВ:

ток самого мощного присоединения (трансформатора 200 МВт):

Imax = 200/v3110 = 1,05 кА;

принимаем провод АС-600/72: Iдоп = 1050 А.

Выбранные гибкие шины удовлетворяют так же и по условию короны - минимальное сечение провода при напряжении 110 кВ по условиям короны должно быть не менее 70 мм².

Аналогично выбираем гибкие шины для ОРУ - 330 кВ:

1) Imax = 200/v3330 = 0,35 кА;

2) принимаем провод АС-240/32: Iдоп = 605 А.

3) согласно условиям короны шинное сечение провода при напряжении 330 кВ должно быть не менее 600 мм², поэтому к установке применяем провод марки АС-600/72: Iдоп = 920 А.

Произведём выбор токопровода от автотрансформатора до ОРУ-330 кВ:

Imax = 0,35 кА.

qэ = 350/1 = 350 мм²; принимаем провод АС-600/72: Iдоп = 920 А.

проверяем сечение по длительно допустимому току:

Imax = 350 А < Iдоп = 920 А.

Аналогично выбираются токопроводы на участке от автотрансформатора до ОРУ - 110 кВ:

1) Imax = 1,05 кА.

2) qэ = 1050/1 = 1050 мм²; принимаем провод 2хАС-600/27:

Iдоп = 920 А.

3) проверяем сечение по длительно допустимому току:

Imax = 1050 А < Iдоп = 2920 = 1840 А.

В блоке генератор - трансформатор от генератора до трансформатора и отпайки к трансформатору СН выполняется комплектным токопроводом. Для генераторов ТВФ-120-2 выполняется соединение токопроводом типа ГРТЕ-10-8550-250, у которого номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток - 8550 А, электродинамическая стойкость - 250 кА, тип встроенного трансформатора тока (ТТ) - ТШ-20-10000/5, трансформатора напряжения (ТН) - 3НОМ-10.

Произведём выбор жёстких шин в КРУ-10 кВ.

Жёсткие шины выбираются по экономической плотности тока. Ток в нормальном режиме:

Iном = 30/(v3210,50,8) = 1,03 кА,

I_МАХ = 1,11,03 = 1,133 кА.

Выбираем двухполосные плоские алюминиевые шины 2(606),

Iдоп = 1350 А.

Выбранные шины необходимо проверить по:

термической устойчивости (проверка сводится к определению допустимого по условиям нагрева токам к.з. сечения и сопоставления его с выбранным):



где С - коэффициент, зависящий от материала шин (для алюминия С=91);

мм² < 720 мм².

механической прочности. Определяем пролёт l при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

где q - сечение провода, q = 60,62 = 7,2 см²

Если шины на изоляторах расположены плашмя, то (по таб. 4.1, [1]):

J = bh³/ 6 = 0,66³ / 6 = 21,6 см⁴;

Принимаем расположение пакета шин плашмя, пролёт 1,2 м, расстояние между фазами a = 0,8 м. Определяем расстояние между прокладками:

где Е - модуль упругости материала шин (по Таб. 4.2, [1]) Е= Па;

К_Ф - коэффициент формы (по рис. 4.5, [1]), К_Ф = 0,4

J_П = hb³/ 12 = 60,6³ / 12 = 0,108 см⁴;

a_П = 2b = 20,6 = 1,2 см;

m_П - масса полосы, определяется по сечению q, плотности материала шин (для алюминия 2,710^-3 кг/см²) и длине l = 100 cм.

m_П = 2,710^-3 60,6100 = 0,972 кг/м;

Принимаем меньшее значение l_П = 0,395 м, тогда число прокладок в пролёте

При двух прокладках в пролёте расчётный пролёт:

Определяем силу взаимодействия между полосами:

где b = 0,6 мм = 0,006 м.

Напряжение в материале полос:

где W_П = h*b²/ 6 = 6*0,6² / 6 = 0,36 см³;

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:



где W_Ф = bh²/ 3 = 0,66² / 3 = 7,2 см³;

,

что меньше = 75 МПа.

Таким образом выбранные шины удовлетворяют условиям проверки.

Жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых осуществляется по следующим условиям:

Номинальное напряжение UнUуст.

Допустимая нагрузка Fдоп.=0,6Fразр.Fрасч.

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчётная сила: Fрасч.

Выбираем опорные изоляторы И4-80 УХЛ3.

Выбор жёстких шин для СН производится аналогично:

Imax = 1,110000/(v360,8) = 1325 А.

Принимаем одно полосные шины 8010 мм², Iдоп = 1480 А.

механические напряжения:

qmax = (0,05 +27,2) =27,25 Мпа ?доп.= 75 МПа.

Выбранное сечение удовлетворяет условиям механической прочности.

Также выберем опорные изоляторы И4-80 УХЛ3.

6. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

6.1 Защиты блока генератор-трансформатор

продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ - 562;

продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ - 562;

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 в 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.

6.2 Защита автотрансформаторов (АТ)

от всех видов КЗ в обмотках всех сторон АТ и на его выводах - продольная дифференциальная токовая защита;

от многофазных КЗ на выводах стороны НН АТ - дифференциальная токовая защита или МТЗ с комбинированным пуском по напряжению, которая одновременно выполняет функции защит от внешних КЗ;

от замыканий внутри кожуха АТ, устройства РПН АТ, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла - газовая защита;

от замыкания на землю со стороны НН АТ защита напряжения нулевой последовательности, действующая на сигнал;

от внешних многофазных КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) - 4) - токовая защита обратной последовательности с приставкой от симметричных КЗ (МТЗ с пуском по напряжению);

от внешних КЗ на землю в сети с большим током замыкания на землю - токовая направленная защита нулевой последовательности;

от перегрузок - МТЗ с использованием тока одной фазы;

в качестве пускового датчика - устройства тушения пожара н АТ - токовая защита нулевой последовательности с заземляющим проводом.

6.3 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.

6.4 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.

6.5 Защита ЛЭП

высокочастотная защита;

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

7. ВЫБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. В зависимости от характера объекта и структуры его управления объем контроля и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления (ГЩУ), блочном щите управления (БЩУ) и центральном щите (ЦЩУ) на электростанциях с блоками генератор-трансформатор и на местных щитах.

Перечислим основные приборы, рекомендуемые для установки на проектируемой ТЭЦ.

Таблица 7.1

	Тип прибора	Класс точности
1) Турбогенератор.
Статор:
Амперметр в каждой фазе Вольтметр Ваттметр Варметр Счётчик активной энергии Счётчик реактивной энергии	Э - 377 Э - 377 Д - 365 Д - 365 И - 675 И - 675М	1,5 1,5 1,5 2,5 1,0 2,0
Регистрирующие приборы
Частотомер Суммирующий ваттметр Варметр	Н - 397 Н - 395 Н - 395	2,5 1,5 1,5
Ротор:
Амперметр Вольтметр Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителя	Э - 377 Э - 377 Э - 377	1,5 1,5 1,5
Регистрирующие приборы
Частотомер Суммирующий ваттметр Варметр	Н - 397 Н - 395 Н - 395	2,5 1,5 1,5
2) Автотрансформатор связи.
Амперметр Ваттметр Варметр с двухсторонней шкалой	Э - 377 Д - 365 Д - 365	1,5 1,5 2,5
3) Трансформатор собственных нужд.
Сторона питания:
Амперметр Ваттметр Счётчик активной энергии	Э - 377 Д - 365 И - 675	1,5 1,5 1,0
4) Сборные шины 110 кВ
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и регистрирующий вольтметр	Э - 377	1,5
5) Пускорезервный трансформатор (ПРТСН)
Амперметр Ваттметр Счётчик активной энергии	Э - 377 Д - 365 И - 675	1,5 1,5 1,0

Производим выбор трансформаторов тока для присоединения контрольно-измерительных приборов в цепи генератора ТВФ-120-2У3.

Выбор трансформаторов тока осуществляется:

По напряжению установки: Uу ? Uном;

По максимальному току: Iраб.мах ? Iн,

По динамической устойчивости: Iу ? Кдинv2I₁ном,

По термической устойчивости: Вк ? (КтI₁ном)²tт,

По вторичной нагрузке: Ж₂ ? Ж₂ном.

Трансформаторы напряжения выбираются:

По напряжению установки: Uу ? Uном,

По вторичной нагрузке: Ѕ2 ? Ѕ2ном.

7.1 Выбор трансформаторов тока

Цепь генератора.

Встроенные в токопровод трансформаторы тока ТШ-20-10000/5

Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в табл. 7.2

Таблица 7.2

Прибор	Тип	Кол-во	Потребляемая мощность, В·А
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-350	3	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д-365	1	0,5		0,5
Варметр	Д-365	1	0,5		0,5
Счётчик активной энергии	И-675	1	2,5		2,5
Счетчик реактивной энергии	И-675М	1	2,5	2,5	2,5
Суммирующий ваттметр	Н-395	1	10		10
Варметр	Н-395	1	10	10	10
Суммарная нагрузка			26.1	12,6	26,1

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

r_приб= S_приб / I₂² = 26,1/ 5² = 1,04 Ом

Тогда r_пр = Z_{2 ном} - r _приб - r _к,

где r_к - сопротивление в контактах, Ом;

r_пр - сопротивление соединительных проводов, Ом;

Z_{2 ном} - номинальная нагрузка, Ом.

r_пр = 1,2 - 1,04 - 0,1 = 0,06 Ом.

Ориентировочная длина l = 10 м.

Во вторичных цепях электростанции с генераторами 100 МВт и выше используются медные жилы (с = 17,5·10^-9 Ом·м)

Тогда расчётное сечение проводов:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 4 мм².

7.2 Выбор трансформаторов напряжения

Цепь генератора.

В токопровод встроены трансформаторы напряжения 3НОМ-10.

Мощность приборов, подключённых к ТН, приведена в табл. 7.3.

Таблица 7.3

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
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
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	2	6
Суммарная нагрузка							51	9,7

Полную мощность определим по формуле:

Допустимая мощность ТН: S_д = 52 В·А

Тогда имеем: S_2? < S_доп

Следовательно, ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

Выбор остальных измерительных трансформаторов производится аналогичным образом. Результаты сводим в таблицы 7.4 и 7.5:

В автотрансформаторах связи имеются встроенные трансформаторы тока типа ТВТ-110 и ТВТ-330-1-600/5. В трансформатор СН встраиваются трансформаторы тока типа ТВТ-10-1-5000/5. С низкой стороны 6 кВ пускорезервных трансформаторов устанавливаем трансформаторы тока типа ТШЛК - 10 - 3000/5

Таблица 7.4 Выбор трансформаторов напряжения

Место установки	Тип	Напряжения обмоток
		Uном, кВ первичной	Uном, В вторичной	Uном, В дополнительной
ОРУ - 330 кВ	НКФ-330-73	330/v3	100/v3	100
ОРУ - 110 кВ	НКФ-110-57	110/v3	100/v3	100
КРУ-10 кВ	ЗНОЛ.06	10/v3	100/v3	100:3 или 100

Таблица 7.5 Выбор трансформаторов тока

Место установки	Тип	Расчетные данные цепи	Каталожные данные
ОРУ - 330 кВ	ТФУМ-330 А 500/5-У1	Uр=330 кВ Iр.мах=500 А Iу=11,44 кА Вк=….кА2с	Uном=330 кВ Iном=500 А Iдин=49,5 кА Вт=745 кА2с
ОРУ - 110 кВ	ТФЗМ-110 Б-III 1500/5-У1	Uр=110 кВ Iр.мах=1500 А Iу=28,7 кА Вк=….. кА2с	Uном=110 кВ Iном=1500 А Iдин=158 кА Вт=13872 кА2с
Цепь трансформатора собственных нужд (НН)	ТПЛК-10 1500/5-У3	Uр=6 кВ Iр.мах=1100 А Iу=41,76 кА Вк=…… кА2с	Uном=10 кВ Iном=1500 А Iдин=74,5 кА Вт=15038 кА2с
КРУ-10 кВ	ТЛ-10-II 2000/5-У3	Uр=10 кВ Iр.мах=1600 А Iу=45,41 кА Вк=…… кА2с	Uном=10 кВ Iном=2000 А Iдин=128 кА Вт=4800 кА2с
КРУ-10 кВ (секционный выключатель)	ТЛ-10-II 1000/5-У3	Uр=10 кВ Iр.мах=800 А Iу=45,41 кА Вк=…… кА2с	Uном=10 кВ Iном=1000 А Iдин=128 кА Вт=4800 кА2с

8. ВЫБОР КОНСТРУКТИВНЫХ ТИПОВ ВСЕХ РУ И РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ РУ

Типовые конструктивные решения служат основой для разработки конструкций РУ при проектировании конкретной электростанции. Окончательное решение по конструкции РУ принимается на основании технико-экономического сопоставления ряда эскизно проработанных вариантов компоновок.

РУ должны удовлетворять ряду требований. Основные из них: надёжность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

Надёжность в работе означает малую вероятность возникновения повреждения оборудования, КЗ в РУ, локализацию повреждения, если оно всё-таки возникло.

Требования экономичности предполагает возможно меньшие размеры РУ, капитальные затраты и сроки сооружения.

Для оперативного персонала необходимо обеспечить безопасность и удобство осмотра оборудования, произведений переключений и выполнения работ по устранению мелких неполадок, для ремонтного персонала - безопасность и удобство ремонта и замены оборудования при снятии напряжения лишь с того присоединения, которому принадлежит ремонтируемое оборудование. Требование возможности расширения означает возможность подключения к РУ новых присоединений.

ОРУ сооружается при напряжениях 35 кВ и выше. Они дешевле ЗРУ, но менее удобны в обслуживании и занимают большую площадь.

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.

В ОРУ-330 кВ и ОРУ-110 кВ принята схема четырёхугольника. Схема принята согласно НТП и обеспечивает все требования, предъявляемые к ОРУ. Схема надёжна, обеспечивает бесперебойность питания, экономична (используется четыре выключателя и четыре присоединения), безопасна в обслуживании и при ремонтах, удобна в эксплуатации.

К ОРУ присоединены по две воздушные ЛЭП и два автотрансформатора связи АТДЦТН-125000/330/110. Каждый элемент схемы линий, автотрансформатор, присоединяются между двумя соседними выключателями. Все аппараты данных ОРУ располагаются на типовых опорных конструкциях, выполненных из металла или железобетона. Кабели располагаются в лотках из ж/б плит и служат одновременно переходными дорожками. Ошиновка ОРУ выполняется гибким токопроводом. Порталы, и все опоры под аппаратами - стандартные, железобетонные. Площадка ОРУ окружается от остальных территорий станции внутренним забором высотой 1,6 м - сплошным сетчатым и решётчатым.

В системе шин СН использован КРУ внутренней установки К-XXVI, которые состоят из жёсткого металлического корпуса, внутри которого размещена вся необходимая аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделён на отсеки металлическими перегородками. Выключатели типа ВМПЭ с приводами установлены на выкатных тележках.

На напряжении 10 кВ распределение электроэнергии осуществляется комплектным распределительным устройством (КРУ) внутренней установки с воздушной изоляцией. В данном курсовом проекте использованы шкафы КРУ марки КМ-1-10 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 2(606) которые крепятся на опорных изоляторах марки И4-80 УХЛ3.

Такой тип РУ выбран из-за ряда преимуществ по сравнению с другими типами РУ, таких как надёжность, безопасность для обслуживающего персонала, пожаробезопасность, возможность расширения схемы распределения, быстрая замена повреждённых выключателей, а также скорость и простота монтажа шкафов КРУ.

ЛИТЕРАТУРА

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергия, 1980.

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

Мазуркевич В.Н., Свита Л.Н. Методические указания по курсовому проектированию по курсу «Электрическая часть электрических станций». - Мн.: БГПА, 1982.

Неклепаев В.Н. Электрическая часть электростанций. - М.: Энергия, 1976.

Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - М.: Энергия, 1974.

Руцкий А.И. Электростанции и подстанции. - Мн.: Выш. школа, 1974.

Размещено на Allbest.ru