Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данном курсовом проекте рассчитываем и проектируем ТЭЦ крупного города на 560 МВт. В соответствии с заданием на курсовой проект составили два варианта структурных схем. Произвели выбор основного оборудования: генераторов, блочных трансформаторов и трансформаторов связи, подсчитали количество линий каждого РУ.

Затем произвели технико-экономическое сравнение обоих вариантов схем и выбрали наиболее экономически выгодный. Согласно произведённому подсчёту нагрузок собственных нужд станции, были выбраны трансформаторы собственных нужд.

Вычислили значения токов короткого замыкания, и по ним из каталогов было выбрано и проверено остальное оборудование: выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения. Также были выбраны и проверены токоведущие части РУ. Дали описание конструкций всех РУ. На основе выбранных схем РУ была сделана полная принципиальная схема станции.

Введение

Электроэнергетика в развитых странах мира является базовой отраслью топливно-энергетического комплекса и определяет состояние экономики. Помимо количественных и структурных изменений в электроэнергетике, одна из важных тенденций - интеграция электроэнергетических систем (ЭЭС) и формирование региональных и межгосударственных энергообъединений. Целесообразность интеграции определяется возможностью использования системных эффектов в процессе маневрирования энергоресурсами, генерирующими мощностями и потоками электроэнергии. Основная цель расширения и объединения ЭЭС состоит в предоставлении потребителям на всей территории энергообъединения электроэнергии и электроэнергетических услуг высокого качества и с высокой надежностью. Тем самым электроэнергетика все в большей мере приобретает функции инфраструктурной отрасли экономики.

Основная доля в структуре генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции, работающие на органическом топливе, кроме Латинской Америки, где в силу природных условий получила приоритетное развитие гидроэнергетика

Согласно большинству прогнозов органическое топливо в ближайшие несколько десятилетий будет по-прежнему играть ведущую роль в структуре топливного баланса тепловых электростанций. Предпосылками для этого являются: благоприятная для потребителей ценовая конъюнктура органического топлива; хорошая техническая разработка технологий производства электроэнергии на базе органического топлива; значительные разведанные запасы нефти, газа и угля и постепенный перевод в эту категорию части их геологических запасов.

Условия и направления развития генерирующих мощностей в России. В последнее десятилетие условия развития электроэнергетики России изменились. К изменениям, оказывающим влияние на тенденции в развитии генерирущих мощностей, можно отнести следующие.

- Повышение уровня самостоятельности и влияния региональных органов власти на процессы принятия решений по развитию ЭЭС. Неотрегулированность правовых взаимоотношений между федеральными и региональными органами власти, стремление обеспечить большие поступления средств в местные бюджеты, высокие транспортные

тарифы на топливо и ряд других факторов способствуют усилению наметившейся тенденции строительства электростанций в регионах на местных энергоресурсах с ориентацией на обеспечение только региональных потребностей в электроэнергии. Эти факторы препятствуют сооружению крупных электростанций межсистемного значения.

- Значительно большее, чем ранее, внимание экологическим проблемам развития электроэнергетики со стороны населения и общественных организаций. Сложилось негативное отношение общественности к проектам сооружения крупных энергетических объектов, особенно ГЭС и АЭС. Надлежащий учет экологических факторов при размещении энергетических объектов в регионах ограничивает единичные мощности электростанций, требует разнесения тепловых электростанций на большей территории, снижения объемов водохранилищ ГЭС, повышает интерес к использованию малых электростанций, в т.ч. на возобновляемых энергоресурсах.

- Большой, накопившийся за последнее десятилетие дефицит инвестиционных ресурсов на развитие ЭЭС. Вводы генерирующих мощностей в этот период резко сократились (в три-пять раз меньше вводов в 1980-е годы), изменились источники инвестиций, практически отсутствуют бюджетные средства на строительство электростанций. Дефицит инвестиций стимулирует массовую реконструкцию и модернизацию существующих электростанций и ограничивает строительство новых, что способствует росту объемов строительства относительно небольших электростанций, не требующих больших единовременных инвестиций.

- Кризисные явления в энергетическом машиностроении и энергостроительной индустрии. Низкие темпы вводов генерирующих мощностей в последнее десятилетие и, соответственно, малые объемы заказов энергетического оборудования отразились на состоянии этих отраслей - ушли квалифицированные специалисты, распались крупные строительные коллективы и пр. Восстановление производственного потенциала этих отраслей, его обновление на современной основе потребуют значительных средств и времени.

- Появление реальных возможностей сооружения высокоэкономичных ГТУ и ПГУ различных мощностей. Возможные поставки в Россию современного энергетического оборудования зарубежных фирм, большие неиспользованные возможности "конверсии" российских предприятий для нужд электроэнергетики, создание совместных с зарубежными компаниями энергомашиностроительных предприятий - все это позволяет разнообразить "ассортимент" сооружаемого энергетического оборудования. В частности, вполне реальна эффективная реконструкция систем теплоснабжения небольших населенных пунктов на базе широкого использования малых ГТУ-ТЭЦ (1-20 МВт) в газифицируемых регионах России.

- Возможности строительства электростанций независимыми производителями электроэнергии, в т.ч. собственных электростанций отдельными отраслями промышленности. Кризисные явления в инвестиционном обеспечении "большой" электроэнергетики, законодательное закрепление прав независимых производителей на производство электроэнергии на собственных электростанциях стимулирует рост доли ведомственных электростанций не только для собственных нужд, но и для выдачи электроэнергии на рынок. Широкую программу строительства таких электростанций приняло ОАО "Газпром". Все это означает рост в структуре генерирующих мощностей доли малых электростанций мощностью до 40-80 МВт.

- Реструктуризация и модернизация экономики страны на новой основе с активным применением энергосберегающих технологий, что приведет в перспективе к снижению темпов роста спроса на электроэнергию. Это подтверждает опыт развитых зарубежных стран. Указанный фактор не способствует вводу достаточно крупных электростанций.

- Существенное повышение неопределенности в спросе на электроэнергию в перспективе из за неопределенности рыночной конъюнктуры но сравнению с плановой экономикой. Действие этого фактора требует существенного увеличения адаптивности развития электроэнергетики к изменяющимся условиям, что реально может быть обеспечено за счет относительно небольших энергетических установок, сооружаемых за короткое время.

Таким образом, новые условия развития электроэнергетики в России приводят к существенным изменениям в структуре генерирующих мощностей, темпах их роста, размещении электростанций.

1. Выбор двух вариантов структурных схем проектируемой станции

1.1 Вариант 1

Для первого варианта станции устанавливаем три генератора, мощностью по 63 МВт каждый, работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВ устанавливаем три блока генератор-трансформатор с мощностью генераторов по 110 МВт каждый, и один генератор-трансформатор мощностью 63 МВт.

Связь между распределительными устройствами происходит через трёхобмоточные трансформаторы связи.

Связь с энергосистемой производится через РУВН 110 кВ.

1.2 Вариант 2

Для второго варианта станции устанавливаем три генератора, мощностью по 63 МВт каждый, работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВ устанавливаем два блока генератор-трансформатор мощностью генераторов по 160 МВт каждый, и один генератор-трансформатор мощностью 63 МВт.

Связь между распределительными устройствами также происходит через два трёхобмоточных трансформатора связи.

Связь с энергосистемой производится через РУВН 110 кВ.

2. Выбор основного оборудования

2.1 Выбор генераторов

Все генераторы выбираем серии Т3В : Т3В - 63 - 2; Т3В - 110 - 2 и Т3В - 160 - 2. Серия турбогенераторов Т3В с полным водяным охлаждением взрыво- и пожаробезопасна, так как не содержит масла и водорода. Внутренний объем генератора заполнен под небольшим избыточным давлением воздухом , циркулирующим через осушительную установку. Основной особенностью этой серии является «самонапорная» система охлаждения ротора, которая позволяет существенно снизить давление циркулирующей в роторе воды. Это исключает разгерметизацию ротора, а следовательно, повышает надежность работы. Генераторы Т3В изготовляются ОАО «Электросила» мощностью от 63 до 800 МВт.

Другой особенностью конструкции турбогенераторов Т3В является применение плоских силуминовых охладителей в виде сегментов с залитыми в них змеевиками из нержавеющей стальной трубы для охлаждения активной стали сердечника статора. Такая конструкция, кроме эффективного охлаждения, обеспечивает высокую плотность и стабильность прессовки сердечника, исключает возможность передавливания изоляционного покрытия листов активной стали, наблюдающегося в турбогенераторах с газовым охлаждением под вентиляционными распорками.

Турбогенераторы Т3В отличаются доступностью внутренних элементов для осмотра и ремонта из-за большого числа люков в обшивке, просторных концевых частей корпуса статора, отсутствие жестких требований к герметичности корпуса. Они по всем параметрам соответствуют мировому уровню, а по ряду характеристик (КПД, устойчивость, запасы мощности, безопасность, простота обслуживания) превосходит его.

Таблица 2.1 Технические данные генераторов

Тип генератора	Рн.г. МВт	Sном МВ*А	cos ц	Uн кВ	Iн.ст кА	Xd'' %	Сист. возб.	цена
Т3В-63-2	63	78,8	0,8	10,5	4,33	0,153	вч	5200
Т3В-110-2	110	137,5	0,8	10,5	9,49	0,189	вч	9000
Т3В-160-2	160	188,2	0,85	15,75		0,213	тн	13000

2.2 Выбор блочных трансформаторов

Условия выбора блочных трансформаторов:

1) Uн,вн Uуст

2) Uн,нн = Uн,г

3) Sн,т Sбл.тр

Найдем реактивную мощность генератора Q, МВАр:

Q = Р , (1)

где Р - номинальная мощность генератора, МВт. Паспортные данные. cos - коэффициент мощности генератора.

Qнг 63= 63 = 47,25 МВАр

Qнг 110= 110 = 82,5 МВАр

Qнг 160= 160 = 99,09 МВАр

Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды Р, МВт и Q,

МВАр: Р=, (2)

где n% - процентный расход на собственные нужды, зависит от вида топлива и мощности генератора, n% = 8.

Рсн 63 = = 5,04 МВт

Рсн 110 = = 8,8 МВт

Рсн 160 = = 12,8 МВт

Q = , (3)

Qсн 63 = = 3,78 МВАр

Qсн 110 = = 6,6 МВАр

Qсн 160 = = 7,93 МВАр

Мощность проходящая через блочный трансформатор S, МВА:

Sбл = , (4)

Sбл 63 = = 72,45 МВА

Sбл 110 = = 126,5 МВА

Sбл 160 = = 173,14 МВА

Выбираем трансформаторы:

1. В блоке с генератором Т3В-63-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-80000/110

1) 115 кВ > 110кВ

2) 10,5 кВ = 10,5 кВ

3) 80 МВА > 72,45 МВА

2. В блоке с генератором Т3В-110-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-125000/110

1) 115 кВ > 110кВ

2) 10,5 кВ = 10,5 кВ

3) 125 МВА ? 126,5 МВА

3. В блоке с генератором Т3В-160-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-200000/110

1) 121 кВ > 110кВ

2) 15,75 кВ = 15,75 кВ

3) 200 МВА > 173,14 МВА

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи

На ТЭЦ должно устанавливаться два параллельно работающих трансформатора связи с РПН имеющих мощность, достаточную для выдачи в энергосистему избыточной мощности с шин ГРУ в период минимума нагрузок.

Трансформаторы связи выбирают по условиям:

1) Uн.вн Uуст

2) Uн.сн Uуст

3) Uн.нн Uгру

4) 2Sнт Sт

Определим суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ , МВт:

= , (5)

где - суммарная активная мощность генераторов работающих на ГРУ, МВт.

==189 МВт

= = 15,12 МВт

Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины ГРУ , МВАр:

= , (6)

= = 141,75 МВАр

Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ

, МВАр = , (7)

= = 11,34 МВАр

Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шин ГРУ P, МВт и Q, МВАр:

P = 0,8 P, (8)

P = 0,8 80 = 64 МВт,

Q = P, (9)

где сos - коэффициент мощности потребляемой нагрузки с шин ГРУ.

Q = 64 =27,3 МВАр

Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы S, МВА:

2Sт = , (10)

2Sт =150,62 МВА,

Sт = 150,62/2 = 75,31

Выберем трансформатор связи типа: ТДТН - 80000/110

1) 115 кВ > 110 кВ

2) 38,5 кВ > 35 кВ

3) 11 кВ > 10 кВ

4) 80 МВА > 75,31 МВА

Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:

1) Аварийное отключение одного из трансформаторов с 40% пеегрузкой второго:

1,4 Sнт Sт

Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин ГРУ Qmax гру, МВАр:

Qmax гру = P, (11)

Qmax гру = 80 = 34,08 МВАр

Определяем нагрузку на трансформаторе Sт, МВА:

Sт = , (12)

где P - максимальная, активная мощность, потребляемая с шин ГРУ.

Sт = = 134,5 МВА 1,4 80 МВА > 134,5 МВА

Необходимо уменьшить мощность вырабатываемую генератором до 1,4Sнт=112 МВА 2) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальной нагрузке на шинах генераторного и среднего напряжения:

2Sнт Sт

Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине ГРУ ?Рнггру(n-1) ,МВт, ?Qнггру(n-1), МВАр:

?Рнггру(n-1) =?Рнггру- Рнг63 (13)

?Рнггру(n-1)= 189 - 63 = 126 МВт

?Qнггру(n-1) = ?Qнггру - Qнг63 (14)

?Qнггру(n-1) =141,75-47,25=94,5

Теперь рассчитаем реактивную максимальную нагрузку потребляемую с шин среднего напряжения

Q, МВАр: Qmax ср = Pmax ср , (15)

где P - максимальная активная мощность потребляемая с шин среднего напряжения, МВт.

Qmax ср = 45 = 21,78 МВАр

Рассчитаем нагрузку на трансформаторе Sт, МВА:

Sт=,(16)

Sт = /2 = 30,73 МВА

160 МВА > 61,46 МВА

По второму аварийному режиму трансформатор подходит

Принимаем трёхобмоточный трансформатор связи для первого и второго варианта схем типа: ТДТН - 80000/110

Таблица 2.2 Технические данные трансформаторов

Тип трансф.	Sнт, МВА	Uн, кВ	Потери, кВт	Uкз , %	Цена тыс.р
		ВН	СН	НН	Рхх	Ркз	вн-сн	сн-нн	нн-вн
ТДЦ-200/110	200	121	-	15,75	140	570	-	11,5	-	4440
ТДЦ-125/110	125	115	-	10,5	100	400	-	10,5	-	2800
ТДЦ-80/110	80	115	-	11	58	310	-	10,5	-	2274
ТДТН-80/110	80	115	38,5	11	82	390	11	18,5	7	2740

Схема перетоков мощностей для обоих вариантов

Для первого варианта

Для второго варианта

3. Расчёт количества линий всех напряжений

3.1 Расчёт количества линий на высокое напряжение

Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ , МВт:

= Рснбл + Рснгру, (17)

= 8,82 + 5,044 = 37,76 МВт

Определим общее количество линий на высокое напряжение:

nлин = , (18)

где Рст - активная мощность станции, МВт. Р1л - пропускная способность одной линии, МВт. [ 2. с 21]

nлин = = 11,69

Принимаем количество линий равное двенадцати. Количество тупиковых линий равно нулю.

Количество линий отходящих в энергосистему определяется:

nл.сист = nлин - nтуп, (19)

nл.сист = 12 - 0 = 12

3.2 Расчёт количества линий на среднее напряжение

n= , (20)

где Рmax - максимальная активная мощность потребляемая с шин среднего напряжения, МВт.

nл = = 3

Принимаем количество линий равное четырем.

3.3 Количество линий на низком напряжении рассчитываем по экономической плотности тока

Определим максимальный ток всех линий Imax, А:

Imax = , (21)

где Рmax - максимальное потребление с шин низкого напряжения активной мощности, МВт. Uф - среднее фазное напряжение на шинах низкого напряжения, кВ. cos - коэффициент мощности на низком напряжении.

Imax = = 4781 А = 4,78 кА

Определяем суммарное экономическое сечение кабелей Fj, А:

Fj = , (22)

где jэ - экономическая плотность тока. [ 5 , Т. 10.1, С. 548] Fj = = 3984,47 мм2

Рассчитаем количество кабелей:

nл =, (23)

nл = = 21,54

Принимаем общее количество кабелей равное 24.

Выбираю кабель марки АСБ - 10 - 3 185.

Необходимо проверить кабель. Для этого нужно определить ток одного кабеля Imax1л, А.

Imax1л = , (24)

где n - принятое количество кабелей.

Imax1л = = 199,22 А

Imax1л < Iдоп

Кабель по условиям подходит.

4. Выбор схем распределительных устройств всех напряжений

РУВН-110 кВ

Для РУВН-110 кВ в соответствии с заданием курсовой работы выбираем схему с двумя рабочими с секционированными выключателями, и обходной системами шин с двумя обходными и с двумя шиносоединительными выключателями. . Эта схема применяется при числе присоединений 12 и более, в данном случае на РУ-110кВ 16 присоединений (4 блочных трансформатора, 2 трансформатора связи и 12 системных линий) для первого варианта и 15 присоединений (3 блочных трансформатора, 2 трансформатора связи и 12 системных линий) для второго варианта выбранных схем.

Секции шин соединены между собой нормально включенными (для выравнивания потенциалов по секциям шин) секционными выключателями.

На РУСН-35 кВ согласно [3] п.8.14 применяем одну секционированную систему шин, в нормальном режиме секционный выключатель включён и выравнивает потенциалы по секциям шин. Недостаток этой схемы состоит в том, что при выводе в ремонт или коротком замыкании на одной из секций шин отключится часть потребителей количество присоединений равно 6-ти (4-ре линии, 2-а трансформатора связи). Присоединения фиксированные.

На генераторное распределительное устройство применим одну секционированную системную сборных шин. Шины ГРУ секционируются по количеству генераторов, секционный выключатель нормально включён для выравнивания потенциалов по секциям шин. Для ограничения токов которого замыкания на шинах в цепи секционного выключателя применяются секционные реакторы, в цепи секционного реактора предусматривается шунтирующий разъединитель, который закорачивает один из секционных реакторов в режиме вывода в ремонт одного из генераторов, чтобы уменьшить посадку напряжения на секционном реакторе.. Питающие потребитель линии запитываются с шин ГРУ через групповые реакторы, они предусмотрены для:

- ограничения тока короткого замыкания в линии с целью установки малогабаритных вакуумных выключателей встроенных в КРУ;

- поддержание напряжения на шинах в пределах 65% от номинального напряжения при коротком замыкании в линии; - уменьшение габаритов ГРУ за счёт уменьшения количества присоединений к шинам.

4.1 Схема для первого варианта

4.2 Схема для второго варианта

5. Технико-экономическое сравнение двух вариантов

5.1 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат

Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу, в которую вносятся только те элементы на которые варианты различаются.

Таблица 5.1 - Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам

Наименование и тип соединения	Стоимость единицы тыс.руб	1 Вариант	2 Вариант
		Количество штук	Суммарная стоимость	Количество штук	Суммарная стоимость
Т3В-110-2	9000	3	27000	-	-
Т3В-160-2	13000	-	-	2	26000
ТДЦ-125/110	2800	3	8400	-	-
ТДЦ-200/110	4440	-	-	2	8880
Ячейка 110 кВ	600	1	600	-	-
Итого			36000		34880

5.2 Расчет для первого варианта

Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах , кВт•ч:

, (25)

где - потери на холостом ходу в трансформаторе, кВт. t - число часов работы трансформатора в году, ч. - потери при коротком замыкании в трансформаторе, кВт. - мощность проходящая через трансформатор, МВА. - номинальная мощность трансформатора, МВА. - число часов максимальных потерь. Зависит от числа часов использования максимума нагрузки, для . [ 4 ,С. 396]

Потери в трансформаторе ТДЦ-125000/110

кВт•ч

Так как трансформаторов три, то:

кВ•ч

Определим эксплуатационные затраты , тыс.руб:

- стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах, тыс.руб/кВт•ч:

, (26)

где - стоимость одного кВт•ч (80коп/кВт•ч)

тыс.руб/кВтЧч

- расходы на ремонт, амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат, тыс.руб.

, (27)

тыс.руб

, (28)

 тыс.руб

Подсчитаем затраты по варианту, тыс.руб. :

, (29)

где - нормативный коэффициент эффективности

тыс.руб

5.3 Расчет для второго варианта

Порядок расчета как и для первого варианта. Воспользовавшись формулой (25) найдем

кВт•ч

Определим эксплуатационные затраты, по варианту 1, по формулам (26), (27) и (28)

тыс.руб

тыс.руб

тыс.руб

Подсчитаем затраты по варианту, по формуле (29):

тыс.руб

5.4 Сравним варианты

(30)

Так как разница между вариантами составляет 7%. Дальнейшие расчеты будем производить только для второго варианта структурных схем.

6. Схема собственных нужд

Для обеспечения технологического процесса работы станции необходимо запитывать потребителей собственных нужд: электродвигатели, освещение, отопление и так далее. Для этого на станции сооружается два РУ собственных нужд:6 кВ и 0,4 кВ

На ТЭЦ можно выделить блочную и неблочную часть.

Согласно НТП питание собственных нужд в блочной части осуществляется отпайкой с выводов генератора, через понижающие трансформаторы.

Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям:

1)

2) кВ

3)

Для генератора Т3В-160-2 принимаем трансформатор типа: ТДНС - 16000/20

1) 10,5 кВ = 10,5 кВ

2) 6,3 кВ = 6,3 кВ

3) 16 МВА > 15,06 МВА

Для генератора Т3В-63-2 принимаем трансформатор типа: ТДНС - 10000/35

1) 10,5 кВ = 10,5 кВ

2) 6,3 кВ = 6,3 кВ

3) 10 МВА > 6,35 МВА

Питание рабочих секций собственных нужд в неблочной части выполняется с шин ГРУ, причем с одной секции шин ГРУ можно запитывать не более 2-х рабочих секций собственных нужд. Количество рабочих секций собственных нужд в неблочной части определяется количеством котлов. На ГРУ в проектируемой станции предусматривается два котла. Один котел запитывается с первой секции ГРУ и один со второй. Питание на резервную магистраль подается от резервного источника. На данной электростанции питание на резервную магистраль подается через пуско - резервный трансформатор собственных нужд с низкой обмотки трансформатора связи до выключателя. При этом предусматривается полусекция собственных нужд.

Трансформаторы собственных нужд в неблочной части выбираются по условиям:

1)

2) кВ

3)

Определим мощность проходящую через трансформатор собственных нужд , МВА.

, (31)

где n - количество рабочих секций к - количество секций СН запитываемых с одной секции ГРУ

МВА

Для первой и второй секции шин ГРУ подходит трансформатор типа:

ТДНС-10000/35

1) 10,5 кВ=10,5 кВ

2) 6,3 кВ=6,3 кВ

3) 10 МВА > 9,45 МВА

Так же на ТЭЦ предусматривается резервные ТСН, которые должны быть такими же как и самый мощный рабочий включая блочную часть.

Принимаем резервные ТСН: ТДНС - 16000

Резервный трансформатор подключаем к низкой обмотки трансформатора связи до выключателя.

В цепи резервного трансформатора со стороны шин предусматривается выключатель

Схема собственных нужд

7. Расчет токов короткого замыкания

7.1 Расчетная схема

Прежде чем рассчитывать токи короткого замыкания необходимо выбрать секционный реактор, установленный на ГРУ для ограничения токов короткого замыкания.

Секционный реактор выбирается по условиям:

1)

2)

Рассчитаем номинальный ток цепи , кА.

, (32)

где - номинальный ток генератора, кА. Берется из паспортных данных.

кА

По заданным условиям подходит реактор типа:

РБГ 10-2500-0,20У3

1) 10 кВ=10 кВ 2) 2,5 кА > 2,165 кА Расчет токов короткого замыкания производится для выбора установок защиты и проверки оборудования на термическую и динамическую устойчивость. Для упрощения расчетов применяются следующие допущения:

- не учитывают насыщения сердечника трансформатора;

- не учитывают ток намагничивания трансформатора;

- пренебрегают активным сопротивлением цепи, так как оно мало по сравнению с индуктивным;

- считают трехфазную систему идеально симметричной.

Эти допущения делают погрешность в расчетах в 10 в сторону увеличения токов короткого замыкания. В практических расчетах необходимо определять следующие токи:

In,o- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент возникновения короткого замыкания- определяется для проверки оборудования на термическую устойчивость. iуд - ударный ток- определяется для проверки оборудования на электродинамическую устойчивость. In,ф и iа,ф - соответственно периодическая и апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент отключения или в момент разведения контактов выключателя. Расчет производится в относительных единицах. Для этого принимают Sб=1000 мВА.



7.2 Схема замещения

Схема замещения составляется по расчетной схеме.

Каждый элемент расчетной схемы показывается в виде сопротивления, все источники, то есть генераторы и энергосистема показывается с точкой на конце, либо значком «электрическая машина». На схеме замещения каждое сопротивление нумеруется, числитель - порядковый номер, а знаменатель - числовое значение.

При расчете токов короткого замыкания тупиковые линии не учитываются, учитываются сопротивления только системных линий. 7.3 Расчет сопротивлений

Расчет производится в относительных единицах.

Базисную мощность принимаем равной 1000 МВА. Рассчитаем сопротивление энергосистемы:

 , (33)

где - сопротивление энергосистемы. - базисная мощность. - мощность энергосистемы. Рассчитаем сопротивление линий:

, (34)

где - удельное сопротивление 1км линии. [ 4 ,С.130] - длина ЛЭП, км. - ближайшее большое напряжение по ряду средних напряжений, кВ.

Рассчитаем сопротивление блочного трансформатора:

, (35)

где - индуктивное сопротивление обмоток трансформатора. Паспортные данные.

кВ

Рассчитаем сопротивление блочного генератора:

, (36)

где - сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси. Берется из паспортных данных генератора.

Рассчитываем сопротивления трехобмоточных трансформаторов связи:

, (37)

где , , - процентные напряжения

, (38)

,

(39)

Так как на ТЭЦ низкая обмотка трехобмоточного трансформатора должна обращаться в ноль, поменяем местами и , получается ;

Воспользовавшись формулой (35) найдем сопротивления высокой и средней обмотки:

Рассчитаем сопротивление реактора:

, (40)

где - номинальное сопротивление реактора, Ом,, указывается в типе реактора.

Рассчитаем сопротивление генераторов на ГРУ по формуле (36):

7.4 Расчет точки К-1

7.4.1 Преобразование схемы замещения

Отбрасываем сопротивления и , так как они равны нулю.

Объединяем сопротивления всех линий в одно, складывая их параллельно:

,

Сложим последовательно сопротивление энергосистемы и линий:

Объединим сопротивления блоков генератор-трансформатор, сложив их последовательно:

Объединим сопротивления блоков генератор-трансформатор, сложив их последовательно, а затем параллельно:

Отбрасываем сопротивления и , так как через них ток в точку короткого замыкания не течет, потому что они находятся между точками с равным потенциалом. Сложим сопротивления трансформаторов связи на высокой стороне, как параллельно соединенные и объединим его с эквивалентным сопротивлением генераторов подключенных к ГРУ и реакторов:

Расчет токов короткого замыкания ведется по отдельным генерирующим ветвям, а затем будем определять результирующие токи:

Прежде чем производить расчет, определим базовый ток относительно точки короткого замыкания , кА:

, (41)

кА

Рассчитаем энергосистемы и генераторов , кА:

, (42)

где Е*"-сверхпереходное ЭДС источника. Для системы равен 1. Хрез-результирующее сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ

кА

кА

кА

кА

, (43)

где - ударный коэффициент. [ 4 ,С. 150]

кА

кА

кА

кА

, (44)

кА

кА

кА

кА

Так как система является источником бесконечной мощности, то

Для остальных генерирующих ветвей нужно вначале определить источником какой мощности они являются. Для этого определяем номинальный ток источника относительно точки короткого замыкания для генератора и :

, (45)

кА

Далее определяем соотношение:

, (46)

кА,

Значит генератор является источником неограниченной мощности и .кА

Для генератора :

кА

Определяем соотношение:

,

кА,

Значит генератор является источником ограниченной мощности. По кривой соответствующей каждому отношению для с определяем коэффициент K с помощью него найдем:

(47)

кА

Для генераторов :

кА

Определяем соотношение:

,

кА,

Значит генераторы являются источниками ограниченной мощности. По кривой соответствующей каждому отношению для с определяем коэффициент K с помощью него найдем:

(48)

кА

Таблица 7.1 - суммарные токи короткого замыкания для точки K - 1

19,93 кА	49,67 кА	21,19 кА	19,18 кА

Расчет остальных точек выполняется аналогично расчету точки К-1

7.5 Расчет точки K-6

При коротком замыкании в точке К-6 двигатели подключенные к ней переходят в режим генератора и начинают подпитывать точку КЗ. При расчете этой точки принимаются три генерирующие ветви:

7.5.1 Преобразование схемы замещения

Для расчета точки K-6 используем преобразования точки K-1

Объединим сопротивления генераторов и систему в одно сопротивление, т. к. они подпитывают точку короткого замыкания через несколько трансформаторов.



Получаем схему

Рассчитаем сопротивление трансформатора собственных нужд по формуле (36)

Получим лучевую схему методом коэффициентов участия, сложив для начала параллельно и :

 ,

7.5.2 Расчет токов короткого замыкания для точки К-6

Для расчетов воспользуемся формулами, приведенными в пункте 8.4.2:

кА

Найдем активную мощность двигателя собственных нужд:

МВт

кА (49)

кА

кА

кА

кА

7.5.2.3 Раcчет

кА

кА

кА

кА

кА

кА

(50)

Составим таблицу с указанием места короткого замыкания, генерирующих ветвей и полученных токов короткого замыкания:

Таблица 7.2 - расчетные токи короткого замыкания

Источник	Наим. генер. ветвей	Iбаз, кА	Iпо, кА	Iуд, кА	Iаф, кА	Iпф, кА
К1 система шин 110 кВ	C1	5,02	11,59	26,36	10	11,59
	G1,G2		3,23	9,23	4,51	3,32
	G3		1,67	4,56	2,204	1,67
	G4,G5,G6		3,81	10,55	5,17	3,24
	Всего		20,39	50,72	21,88	19,91
К2 система шин 35кВ	C1	15,6	7,76	17,65	6,69	7,76
	G4,G5,G6		11,16	30,93	15,15	9,48
	Всего		18,92	48,58	21,85	17,245
К3 генератор ГРУ 10кВ	C1	54,98	39,84	90,6	34,17	39,84
	G5,G6		27,62	76,56	37,51	22,92
	G4		30,61	84,84	41,57	21,43
	Всего		98,07	252	113,25	84,19
К4 генератор блока 63МВт	C1	54,98	35,45	80,61	30,58	35,45
	G3		30,59	84,79	40,45	26,92
	Всего		66,04	165,4	71,03	62,37
К5 генератор блока 160 МВт	C1	36,66	44,17	100,45	38,04	44,17
	G1		36,53	101,51	49,6	26,67
	Всего		80,7	201,96	87,04	70,84
К6 шина собственных нужд	C1	91,64	7,86	17,87	6,78	7,86
	G1		6,51	18,23	8,84	6,51
	M		10,16	23,7	11,2	2,44
	Всего		24,53	59,71	26,82	16,81

8. Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели и разъединители выбираются в зависимости от исполнения распределительного устройства. Распределительное устройство 10кВ выполняется закрытым, а распределительные устройства 35 и 110кВ - открытыми. Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:

1) надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;

2) быстрота действия, то есть наименьшее время отключения;

3) пригодность для автоматического повторного включения, то есть быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110кВ и выше; удобство ревизии и осмотра контактов и механической части; взрыво- и пожаробезопасность; удобство транспортировки и обслуживания. В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна перетокам мощности через трансформатор.

8.1 Выбор выключателей

Выключатели выбирают по условиям:

1)

2)

3)

8.1.1 Выбор выключателей на ОРУ-110 кВ, цепь генератор-трансформатор 160 МВт

кВ

, (51)

где - мощность, проходящая через самое мощное присоединение - блок генератор-трансформатор.

кА

Выбираем выключатель элегазовый типа ВГБУ-110 на напряжение 110 кВ

Выбранный нами выключатель необходимо проверить по условиям:

1) На ток отключения:

40 кА > 19,91 кА

2) На возможность отключения апериодической составляющей:

, (52)

где - допустимая относительное содержание апериодической составляющей в токе отключения.

Паспортные данные:

кА

25,45 кА > 21,88 кА

3) На термическую устойчивость:

(53)

где и - ток и время термической стойкости. Определяется по паспорту выключателя.

кА2•с

, (54)

где

- время срабатывания защиты

- полное время выключения выключателя по паспорту

кА2•с

4800 кА2•с > 177,78 кА2•с

4) На электродинамическую устойчивость

102 кА > 50,717 кА

8.1.2 Выбор выключателей на ОРУ-35 кВ

Самое мощное присоединение цепь трансформатора связи Выбор выключателей на ОРУ-35 кВ в цепи трансформатора связи, выбираются аналогично кВ

кА

Выбираем выключатель вакуумный типа ВБЦ-35-31,5/1600 УЗ

Выбранный нами выключатель необходимо проверить по условиям:

1) На ток отключения: 31,5 кА > 17,245 кА

2) На возможность отключения апериодической составляющей:

кА

17,81 кА < 21,85кА

3) На термическую устойчивость:.

кА2•с

кА2•с

1200 кА2•с > 110,96 кА2•с

4) На электродинамическую устойчивость

80 кА > 48,577 кА

8.1.3 Выбор выключателей на ГРУ, цепь ввода генератора 63 МВт

Выбор выключателей на ГРУ выбираются аналогично

кВ

(55)

кА

(56)

кА

Выбираем выключатель МГ-10-5000/1800

Выбранный нами выключатель необходимо проверить по условиям:

1) На ток отключения: 105 кА > 62,76 кА

2) На возможность отключения апериодической составляющей:

кА 59,39 кА < 71,68 кА

3) На термическую устойчивость:

кА2•с

кА2•с

49000 кА2•с > 21161 кА2•с

станция оборудование схема генератор

4) На электродинамическую устойчивость

175 кА > 167,16 кА

8.1.4 Выбор выключателей на отходящие линии с ГРУ

кВ

Выбираем выключатель типа ВБКЭ-10-20/630

630 А > 199,2 А

Выбранный выключатель необходимо проверить:

1) На отключающую способность:

20 кА < 30,61 кА

Так как выключатель не проходит по отключающей способности необходимо выбрать групповой реактор на отходящие линии.

Реакторы выбираются по условиям:

1)

2)

3)

кВ

, (57)

где - количество линий подключенных к реактору.

- ток одной линии

А

Определим результирующее сопротивление цепи КЗ до места установки реактора (К-1)

Ом (58)

По формуле вычислим (59)

кА

Определим требуемое сопротивление

Ом (60)

Определим сопротивление реактора

Ом (61)

По каталогу выбираем реактор РБС 10-21000-0,35 УЗ

Рассчитываем токи за реактором

кА (62)

кА (63)

кА (64)

Выбранный реактор проверяем по условиям

1) На динамическую устойчивость:

40,7 кА < 49 кА

2) На термическую устойчивость:

, (65)

кА2•с

= по формуле (53)

кА2•с

3) На потерю напряжения в нормальном режиме:

, (66)

- коэффициент магнитной связи между ветвями реактора, .

1,27% < 2%

4) На остаточное напряжение

, (67)

84,93% > 65

8.1.5 Выбор выключателей в системе СН

кВ

(68)

(69)

Выбираем выключатель ВВЭ-10-31,5/1600Т3

Выбранный нами выключатель необходимо проверить по условиям:

1) На ток отключения: 31,5 кА > 16,81 кА

2) На возможность отключения апериодической составляющей:

кА

26,82 кА > 17,81 кА

3) На термическую устойчивость:.

кА2•с

кА2•с

2976,75 кА2•с > 140,2 кА2•с

4) На электродинамическую устойчивость

80 кА > 59,71 кА

8.2 Выбор разъединителей

Разъединители выбираются по условиям:

1)

2)

8.2.1 Выбор разъединителей на ОРУ-110 кВ Выбираем разъединители типа РГ-126/1000 УХЛ1

кВ

кА

- берется из выбора выключателя

Выбранный разъединитель необходимо проверить:

1) На электродинамическую устойчивость:

63 кА > 50,717 кА

2) На термическую устойчивость:

кА2•с

кА2•с

Остальные разъединители, кроме разъединителей в цепи отходящих линий, выбираются аналогично разъединителям на 110 кВ.

8.2.2 Выбор разъединителей на ОРУ-35 кВ

35 кВ = 35 кВ

1000 A > .206 A

1000 A > 412 A

Выбираем разъединители типа РД-35/1000 УХЛ1

Выбранный разъединитель необходимо проверить:

1) На электродинамическую устойчивость:

63 кА > 48,57 кА

2) На термическую устойчивость:

кА2•с

кА2•с

8.2.3 Выбор разъединителей на ГРУ

20 кВ > 10 кВ

6300 A > 4330 A

Выбираем разъединители типа РРЧ-20/6300 МУ3

Выбранный разъединитель необходимо проверить:

1) На электродинамическую устойчивость:

200 кА > 167,16 кА

2) На термическую устойчивость:

кА2•с

кА2•

Разъединители в цепи отходящих линий встроены в КРУ - К-59У1

Таблица 8 - Выбор выключателей и разъединителей

Расчетные данные	Каталожные данные
	выключатель	разъединитель
Выключатели и разъединители на ОРУ 110 кВ в цепи блока трансформатор-генератор
кВ А кА кА кА кА кА2•с	ВГБУ-110-40/2000 кВ кА кА кА кА кА2•с	РГ-126/1000 УХЛ1 кВ 1 кА кА кА2•с
Выключатели и разъединители на ОРУ 35 кВ в цепи трансформатора связи
кВ А А кА кА кА кА кА2•с	ВБЦ-35-31,5/1600-УЗ кВ А кА кА кА кА2•с	РД-35/1000-УХЛ1 кВ А кА кА2•с
Выключатели и разъединители на ГРУ 10 кВ в цепи генератора
кВ кА кА кА кА кА кА кА2•с	МГ-10-5000/1800 кВ кА кА кА кА кА2•с	РРЧ-20/6300 МУ3 кВ кА кА кА2•с
Выбор выключателей на отходящие линии с шин ГРУ
кВ А кА кА кА кА кА2•с	ВБКЭ-10-20/1600 УЗ кВ А кА	разъединители встроены в КРУ К-59У1

9. Выбор измерительных трансформаторов тока

9.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по условиям:

1)

2)

3)

9.1.1 Выбор трансформаторов тока на РУВН 110 кВ

На распределительном устройстве 110кВ в комплекте с выключателем ВГБУ-110 поставляется встроенный трансформатор тока ТВ-110-II-1000/1 Проведем проверку выбранного трансформатора по условиям выбора:

где: - номинальное рабочее напряжение первичной обмотки трансформатора тока, ; - напряжение на РУ-110кВ где устанавливается трансформатор тока, .

, условие выполняется.

2)

где: - максимальный ток цепи трансформатор - генератор, в которой устанавливается выключатель,

 (70)

,

условие выполняется.

Проведем проверку трансформатора по условиям:

1) на термическую устойчивость:

(71)

,

условие выполняется.

2) на динамическую устойчивость:

,

,

,

условие выполняется.

3) на вторичную нагрузку:

(72)

так как индуктивное сопротивление приборов, проводов во вторичной обмотке мало по сравнению с активным будем считать:

 Тогда:

где: - допустимая вторичная нагрузка, Ом, - расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке. Определим :

(73)

где: - сопротивление приборов подключенных ко вторичной обмотке; - сопротивление контактов во вторичной обмотке; - сопротивление проводов во вторичной обмотке. Для определения составим таблицу:

Таблица 9.1 - Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора тока на РУ-110кВ

Наименование прибора	Тип прибора	Потребляемая мощность прибора,
Амперметр	Э - 379	0,5

где: - суммарная мощность потребляемая приборами установленными во вторичной обмотке трансформатора тока; - номинальный ток протекающий во вторичной обмотке трансформатора тока, .



При расчете считаем, что .

Следовательно:

Определим сечение провода:

(74)

где: - площадь сечения провода; - расчетная длина провода, определяется по [5 стр. 379], ; - удельное сопротивление провода, так как мощность генератора более 100 МВт, в данном случае 110 МВт, применяем медные провода,

.

Округляем до ближайшего стандартного значения: Определив рассчитаем

: ,

Тогда:

Получаем:

Условие выполняется.

9.1.2 Выбор трансформаторов тока на среднее напряжение 35 кВ в цепи трансформатора связи

Трансформаторы тока выбираются по тем же условиям и формулам, что в п. 9.1.1.

кВ

А

А

Выбираем трансформатор типа: ТФ3М-35Б-|-У1

1) 35 кВ = 35 кВ

2) 600 А > 206 А

3) 600 А = 412 А

Проверяем по условиям:

1) На электродинамическую устойчивость:

= 127 кА

127 кА > 48,58 кА

2) На термическую устойчивость

кА2•с

кА2•с

2883 кА2•с > 150 кА2•с

3) На вторичную нагрузку

Таблица 9.1.2 - Используемые приборы

Наименование прибора	Тип прибора	Потребляема мощность в А
Амперметр Ваттметр Варметр	Э-378 Д-305 Д-305	0,1 0,5 0,5

Ом

Ом

Ом

мм2

Согласно ПУЭ принимаем кабель сечением не менее 2,5 мм2

Выбираем кабель марки КВВГ с сечением 2,5 мм2

Ом

Ом

1,2 Ом > 0,514 Ом 9.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

9.2.1 Трансформаторы напряжения для РУВН-110 кВ

Выбираем по условиям:

Устанавливаются по одному на каждую систему шин РУ

Для ОРУ 110 кВ выбираем НКФ-110-83-У1

Выбранный трансформатор необходимо проверить на вторичную нагрузку, когда одна система шин выведена в ремонт: , - вторичная нагрузка.

Для определения составляем таблицу:

Таблица 9.2.1 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Наименова-ние цепи	Наименование прибора	Тип прибора	Потребляемая мощность 1 катушки, В•А	Колличество катушек	Колличество приборов
Сборные шины ВН	Вольтметр	Э-335	1,5	1	1	1,5
	Приборы синхронизации
	Частотомер Вольтметр Синхроноскоп Осциллограф	Э-371 Э-335 Э-327	3 2	1 1	2 2 1 1	6 4
	Регистрируюие приборы
	Частотомер Вольтметр Ваттметр	Н-397 Н-344 Н-348	10 10 10	1 1 2	1 1 1	10 10 20
Обходной выключатель	Ваттметр Варметр Счетчик актив. Фикс. Приб. Счетчик реак.	Д-335 Д-335 ЦЭ6805В ФИП ЦЭ6811	1,5 1,5 1 3 1	2 2 2 1 2	1 1 1 1 1	3 3 2 3 2
Линия 110 кВ	Ваттметр Варметр ФИП РЗ	Д-335 Д-335 ФИП ---	1,5 1,5 3 0,5	2 2 1 ---	6 6 6 6	18 18 18 3

В•А

В•А

400 В•А> 121,5 В•А

9.2.2 Трансформаторы напряжения для РУСН-35 кВ

Таблица 9.2.2 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

Наименование цепи	Наименование прибора	Тип прибора	Потребляемая мощность 1 катушки, В•А	Количество катушек	Количество приборов
Сборные шины	Вольтметр	Э-335	2	1	1	2
	Регистрирующие приборы
	Вольтметр	Н-344	10	1	1	10
Транс-формат-ор связи	Среднее напряжение
	Ваттметр	Д-305	1,5	2	1	3
	Варметр	Д-305	1,5	2	1	3
Линия 35кВ	Счетчик актив. Счетчик реактив. РЗ	ЦЭ6805 В ЦЭ6811 -	1 1 0,5	2 2 -	2 2 2	4 4 1

В•А

В•А

150 В•А > 27 В•А

По всем условиям подходит ЗНОМ-35-65У1.

9.2.3 Трансформатор напряжения для РУ-10 кВ кВ

Для напряжения 10 кВ выбираем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-06-10У3

Таблица 9.2.3 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Наименование цепи	Наименование прибора	Тип прибора	Потребляемая мощность 1 катушки, В•А	Колличество катушек	Колличество приборов
Линии 10 кВ (Потреб)	Счетчик актив. Счетчик. реактив.	ЦЭ6805 В ЦЭ6811	1 1	2 2	24 24	48 48
Секции шин генератор-ного напряжения	Вольтметр Частотомер	Н-344 Н-397	10 10	1 1	2 2	20 20
	Приборы синхронизации
	Частотомер Вольтметр Синхронизатор Осциллограф	Э-362 Э-335 Э-327	2 2	1 1	2 2 1	2 4
Транс-формат-ор связи	Низкое напряжение
	Ваттметр	Д-305	1,5	2	1	3
	Варметр	Д-305	1,5	2	1	3

В•А

В•А

150 В•А > 148 В•А

По всем условиям подходит трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-06-10У3.

10. Выбор токоведущих частей

Основное электрическое оборудование подстанций и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

10.1 Выбираем сборные шины и ошиновку для РУВН 110 кВ

Будем выбирать по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, т.е. по току наиболее мощного присоединения ( в данном случае блочный трансформатор).

кА

Выберем для РУ-110кВ сталеалюминевые провода марки АС-600/72, q=600 мм2, d=33,2 мм, Iдоп.=1050 А; радиус провода: r0=1,66 см; расстояние между фазами: D=300 см, фазы расположены горизонтально. по [4 стр. 590]

Проверку шин на схлестывание не производим т.к.

Проверка на термическое действие тока К. З. не производится, так как шины и ошиновка выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирования: - Определяем начальную критическую напряженность:

(75)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m=0,82 [4 стр.246]; r0 - радиус провода в см.

кВ/см -

Определим напряженность вокруг провода:

(76)

где U=1,1•Uном. - линейное напряжение, кВ; Dср. - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, при горизонтальном расположении фаз: Dср.=1,26•D, где D - расстояние между соседними фазами, n - число проводов в фазе,

кВ/см

Условие проверки:

кВ/см кВ/см

Провод АС-600/72 по условиям короны проходит.

10.2 Выбираем сборные шины и ошиновку для РУСН 35 кВ

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 - трансформатора связи.

 A

A

Выберем для РУ-35 кВ сталеалюминевые провода марки АС-150/19, q=150 мм2, d=16,8 мм, Iдоп.=450А; радиус провода: r0=0,84 см; расстояние между фазами: D=300 см, фазы расположены горизонтально. [4 стр. 590]

Проверка на термическое действие тока К.З. не производится, так как шины и ошиновка выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирования:

Определяем начальную критическую напряженность:

(77)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m=0,82 [4 стр.246]; r0 - радиус провода

кВ/см

Определим напряженность вокруг провода:

(78)

где U=1,1•Uном. - линейное напряжение, кВ; Dср. - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, при горизонтальном расположении фаз:

Dср.=1,26•D,

где D - расстояние между соседними фазами

кВ/см

Условие проверки:

кВ/см кВ/см

Провод АС-150/19 по условиям короны проходит.

10.3 Выбираем комплектный токопровод в цепи генератора на ГРУ

Выбираю комплектный пофазно экранированный токопровод типа ГРТЕ-20-10000-300

кВ, А, кА

кА

10 кА >4,55 кА

300 кА >252 кА

10.4 Выбираем комплектный токопровод в цепи блочного генератора 63 МВт

От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250

кВ, А, кА

Проверяем его:

кА

8550 А >4558 А

250 кА > 165,4 кА

10.5 Выбираем комплектный токопровод в цепи блочного генератора. 160 МВт

Принимаем к установке комплектный пофазно-экранированный токопроводом ГРТЕ-20-10000-300

кВ, А, кА

Проверяем его:

А

10000 А >7263,33 А

300кА > 201,96 кА

10.6 Выбор гибкого подвесного токопровода между турбинным отделением и ГРУ и соединение от ГРУ до выводов трансформатора связи

Выберем сечение по экономической плотности тока А/мм2

мм2 (79)

Принимаем два несущих провода АС-500, тогда сечение алюминиевых

проводов должно быть

мм2 (80)

Число проводов А-500:

Принимаем токопровод 2?АС-500+7?А-500 диаметром d=160 мм, расстояние между фазами D=3м.

- Проверяем по допустимому току

А (81)

- Пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения ,поэтому проверка на термическую устойчивость не производится.

-Проверка по условиям схлестывания

Сила взаимодействия между фазами:

,Н/м (82)

Сила тяжести 1 м токопровода с учетом массы колец 1,6 кг

(83)

(84)

По диаграмме (рис 4-9 [4]) 480,8/146,18=3,29 . Это отношение велико. Поэтому происходит схлестывание. Необходимо уменьшить стрелу провеса или увеличить расстояние между фазами. В гибких подвесных токопроводах уменьшение стрелы провеса может привести к значительному увеличению механических напряжений в проводе, а увеличение расстояния между фазами ведет к увеличению размеров ОРУ. Поэтому в некоторых случаях устанавливаются поперечные распорки ,присоединяемые к фазам через изоляторы, что позволяет не увеличивать расстояние между фазами и не уменьшить стрелу провеса. Когда же необходимо уменьшение стрелы провеса, устанавливаются дополнительные опоры, т.е. фактически уменьшается пролет, чтобы сохранять механическое напряжение в проводах в допустимых пределах

10.7 Выбор сборных шин на ГРУ

Вся ошиновка и сборные шины на ГРУ выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Предполагаем, что сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника [4,рис. 4-3], с расстоянием между фазами м и пролетом м.

(85)

(86)

Принимаем шины коробчатого сечения, алюминиевые 2 (125?55?6,5) мм, высота h =125 мм, ширина полки b=55 мм, толщина шины с=6,5 мм

Сечение (2 1370) мм2 [4]:

А

Проверка шин на термическую устойчивость

(87)

Определяем минимально допустимое сечение по термической устойчивости , приняв по табл. 3-12 [4] C=88

Т.о., выбранные шины термически устойчивы. Проверка шин на механическую прочность Расчетная формула ,где см

(88)

Где l принимается 2 м.

Сила взаимодействия между швеллерами:

(89)

(90)

10.8 Выбор изоляторов

В РУ шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах по условиям:

где - сила, действующая на изолятор;

- допустимая нагрузка действующая на головку изолятора

Выбираем опорные изоляторы ОФР-10-6000УЗ

Проверяем по допустимой нагрузке.

Максимальная сила действующая на изгиб:

Поправка на высоту коробчатых шин:

(92)

Н

По паспортным данным

(93)

=31634Н < Н

11. Выбор ограничителей перенапряжений

11.1 Выбор ограничителей перенапряжения на 110кВ

Согласно напряжению установки 110 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-110 УХЛ1, который удовлетворяет условию:

11.2 Выбор ограничителей перенапряжения на 35кВ

Согласно напряжению установки 35 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-35 УХЛ1, который удовлетворяет условию:

11.3 Выбор ограничителей перенапряжения на 10кВ

Согласно напряжению установки 10 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-10 ХЛ1, который удовлетворяет условию:

12. Выбор конструкции распределительных устройств

Согласно ПУЭ при напряжении 10кВ на станции сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ); при напряжении 35кВ и выше сооружаются открытые распределительные устройства (ОРУ) при условии что станция не находится в химически активной зоне или в районе Крайнего севера. В данном курсовом проекте РУ-35кВ и РУ-110кВ выполнены открытыми; РУ-10кВ выполнено закрытым.

12.1 Требования к конструкциям ОРУ

Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения. Максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах. Под силовыми трансформаторами и баковыми выключателями 110кВ укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см и предусматривается сток масла в аварийных случаях в систему отвода ливневых вод. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ. Открытое РУ должно быть ограждено.