Проектирование электрической части станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проектирование электрической части станции

1 Исходные данные

Тип станции	ТЭЦ
UГРУ	6.3 кв.
PГРУ	2х63 Мвт
SН ГРУ	58 МВ. А
Число линий на ГРУ	6
UРУВН	110 кв.
SКЗ	3,5 ГВ.А

2 Разработка структурной схемы

2.1 Выбор генераторов

Согласно руководящим указаниям на вновь сооружаемых станциях не рекомендуется установка генераторов с водородным охлаждением. Поэтому, в соответствии с заданием на проект и справочными данными принимаем к установке генераторы типа ТФ-63-2 с форсированным воздушным охлаждением. Каталожные данные сводим в таблицу 1.

Таблица 1

Тип	Ном. част. вращ.	Ном. мощность	Uном	сos ном	Iном	Х``d
		Полная	Активн.
	об/мин	МВА	МВт	кВ	-	кА	%
ТФ-63-2	3000	78,75	63	6,3	0,8	7,217	13,9

2.2 Выбор ЛЭП

2.2.2 ЛЭП-110 кВ

Мощность, вырабатываемая станцией составляет 2 х 63 МВт = 126 / 0.8 =157,5 МВА.

Нагрузка на напряжении 6,3 кВ составляет 58 МВА.

Нагрузка с.н. всей станции составляет 6 % от 157,5 МВА, 9,45 МВА.

Тогда в систему будет выдаваться :

157,5-58-9,45=90,05 МВА.

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

Максимальный ток нормального режима определится:



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

Выбираем провод АС-185/24.

Проверка по нагреву.

Нагрузка на одну линю:

Pнаг = 90,5/3 =30,17

Экономическая мощность провода АС-185/24 при напряжении 110 кв. 36,6 Мвт:

30,17 Мвт < 36,6 Мвт,

т.е. провод проходит.

При выходе одной линии из строя нагрузка определится:

Pнаг = 90.5/2 =45.25

Длительно допустимая по нагреву мощность для провода АС-185/24 при напряжении 110 кв. составляет 82,4 Мвт > 45,25 Мвт.

Таким образом выбранное сечение провода отвечает требованиям по нагреву.

2.3 Выбор структурной схемы

Вариант 1

Рисунок 1

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

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

Вариант 2



Рисунок 2

Установка блочного трансформатора, присоединяемого к РУ ВН потребует дополнительных затрат, этот вариант не целесообразен.

Вариант 3

Рисунок 3

Этот вариант с моей точки зрения является экономичным по сравнению с предложенным выше и окончательно принимаем в проекте этот вариант.

2.4 Выбор трансформатора связи

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

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

Мощность трансформаторов связи выбирается так, чтобы при выходе из строя одного другой выдерживал мощность, поступающую от шин ГРУ.

Sрасч = 2Sг-Sн-Sсн = 157,5-9,45-58 = 90,05 МВА.

Чтобы узнать мощность трансформатора необходимо Sрасч умножить на коэффициент

К=0,65..0,7.

Sт полная=90,050,7=63,035 МВА.

Sт акт= Sт полная0.8=50.428 Мвт.

Выбираем трансформатор ТРДЦТН-63000/110. Данные по трансформатору в таблице 2.

Таблица 2

Тип	Sакт, Мвт.	Пр. рег.	Uвн, кв.	Uнн, кв.	Uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Хт, Ом	Qх, кВар
ТРДЦН	63	91,78%	115	6,3	10,5	260	59	0,6	0,87	22	410

3 Разработка главной схемы

3.1 Расчёт токов короткого замыкания

Для выбора электрических аппаратов, токоведущих частей, изоляторов необходимо провести расчет токов короткого замыкания. Расчётная схема замещения приведена на рисунке 4.Проводим расчет короткого замыкания в точках К1, К2, (на сторонах высшего и низшего напряжений).

Применим программу Energo по схеме:

Рисунок 4

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К 1 : 18,39кА.

В точке К 2 : 96,973кА.

3.2 Выбор мер по ограничению токов КЗ

3.2.1 Выбор секционного реактора

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

Sс=30.35 34,5Sс=30.35 Sг=78.75Sн=65Sн=65 Sсн=4.75

Рисунок 5

Наибольшие перетоки мощности через реактор будут наблюдаться в минимальном режиме нагрузок при выходе из строя одного из источников. Потокораспределение показано для различных режимов на рисунке 5.

Максимальный ток через реактор:

А.

Принимаем реактор РБДГ-10-4000-0,18.

3.2.2 Выбор линейных реакторов

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

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

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

Мощность нагрузки одной линии составляет:

Sнагр.НН/n = 130/15 = 8.7 МВА,

где n - число линий.

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

кА.

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

кА.

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

 кА.

Результирующее сопротивление цепи короткого замыкания до установки реактора:

Хрез = Uср/(3Iп,0(3)) = 6,3/(3101,9) = 0.036 Ом;

Требуемое сопротивление цепи короткого замыкания для обеспечения Iп,0 треб:

Хрезтреб = Uср/(3Iп,0 треб) = 6,3/(331.5) = 0.115 Ом;

Требуемое сопротивление реактора:

Хртреб = Хрезтреб - Хрез = 0.115 - 0.036 = 0.079 Ом.

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

Iдл.доп = 2500 А, Хном =0.14 Ом, Iдин = 79 кА, Iтер = 31.1 кА.

Значение результирующего сопротивления цепи короткого замыкания с учётом реактора:

Х /рез = Хрез + Хр = 0.036 + 0.14 = 0.176 Ом.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

Iп,0(3) = Uср/(3 Х /рез) = 6,3/(30.176) = 21 кА;

iу = 211.9652=58 кА; iу iдин ;

Bк=212(1,2+0,23) = 630 кА2с Iтер2tтер=31.128 = 7737 кА2с.

> 70%;

< 2%

Реактор удовлетворяет предъявляемым требованиям.

3.3 Выбор схем распределительных устройств

Ведущими проектными организациями разработаны типовые конструкции РУ применительно к основным электрическим схемам , которые в настоящее время применяют на электростанциях и подстанциях.

Распределительные устройства должны удовлетворять ряду требований, зафиксированных в ПУЭ; основные из них - надёжность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

3.3.1 Распределительное устройство высшего напряжения (110 кВ)

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

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

Рисунок 6 - Схема РУ ВН

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

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

Схема обладает и рядом существенных недостатков:

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

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

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

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

3.3.2 Распределительное устройство генераторного напряжения (6,3 кВ)

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

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

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

Схема обладает и рядом недостатков:

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

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

Возможно применение и других схем, например шестиугольника.

Эта схема обладает рядом недостатков:

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

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

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

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

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

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

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

3.4.1 Выбор выключателей и разъединителей

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

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

· высокий механический и коммутационный ресурс;

· большие межремонтные сроки эксплуатации и малый объём обслуживания;

· малый расход сжатого воздуха, потребляемого пневматическим приводом и малые токи

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

· компактность и небольшая масса;

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

· пожаро- и взрывобезопасная рабочая среда;

· надёжное включение во всём диапазоне токов;

· отсутствие перенапряжений и другое.

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

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

На среднем напряжении намечаем к установке маломасляные выключатели.

Выключатели выбирают:

· по напряжению установки Uуст Uном;

· по длительному току Iнорм Iном; Imax Iном;

· по отключающей способности.

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

= tз,min + tc,в ,

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

tc,в - собственное время отключения выключателя;

Iотк. ном - задан в каталоге на выключатели;

н - определяется по кривой ;

Проверка на симметричный ток отключения:

Iп, Iотк.ном ,

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

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

iа, iа,ном = 2н Iотк.ном /100

Если условие Iп, Iотк.ном соблюдается, а iа, iа,ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

( 2 Iп, + iа, ) 2 Iотк.ном ( 1+ н/100 ).

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

Iп,0 Iдин; iу iдин,

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

Iдин - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

Вк (Iтер) 2tтер,

где Вк - тепловой импульс по расчёту;

Iтер - ток термической стойкости по каталогу;

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

Вк = Iп, 02(tотк + Та),

где tотк = tр.з + tо,в ;

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

tо,в - полное время отключения выключателя по каталогу;

Та - постоянная времени.

Разъединители выбираются:

по напряжению установки Uуст Uном;

по току Iнорм Iном; Imax Iном;

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости iу iдин.

3.4.1.1 Выключатели ОРУ 110 кВ

Токи линий:

Imax = Iнорм = 234 = 351.331 А.

где n - число параллельных линий;

Токи в цепях ВН трансформаторов связи:

А;

А.

Ток со стороны ВН блочного трансформатора.

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

А;

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

= 0.01 + 0.028 = 0.038 с;

iа, = кА;

= 0.42;

Iа,ном = 20.4240 = 23.75 кА;

tотк = 0.1+0.055 = 0.155 c;

Вк = 13,8512(0.155+0.02) = 33,6 кА.

Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 3.

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

Эти разъединители обладают рядом достоинств:

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

Отсутствие дополнительных пружин. Контактные пальцы без дополнительных пружин;

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

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

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

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

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

Таблица 3

Расчётные данные	Каталожные данные
	ВГУ-110II-40/3150У1	SGF-123n
Uуст = 110 кВ Imax = 463 А In, =13,8 кА Ia, =2.9 кА In,o =13,8 кА iу = 35,96 кА Bk = 33,6 кА2с	Uном = 110 кВ Iном = 3150 А Iотк,ном = 40 кА ia,ном = 23.75 кА Iдин = 40 кА iдин =102 кА Iтер2 tтер = 4023 = 4800 кА2с	Uном = 110 кВ Iном = 1600 А iдин =100 кА Iтер2 tтер = 4023 = 4800 кА2с

3.4.1.2 Выключатели ГРУ 6,3 кВ

Токи линий:

А,

Imax = 2Iнорм = 2794= 1,59 кА.

Токи в цепях НН трансформаторов связи:

А,

А.

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

= 0.01 + 0.12 = 0.13 с;

iа, = кА;

= 0 (т.к. > 0,09 с);

iа,ном = 0;

проверка по полному току КЗ:

кА < 2160(1 + 0) = 226,3 кА

tотк = 0.1+0.14 = 0.15 c;

101,92(4+0,168) = 43357,9 кА.

Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 4.

Таблица 4

Расчётные данные	Каталожные данные
	ВВГ-20-160/11200	РВП-20/12500 У3
Uуст = 6,3 кВ Imax = 8083 А In, =101,9 кА ia, =24,3кА 2 In, + ia, = 166,8 кА In,o =101,9 кА Iу = 311,5 кА Bk = 43357,9 кА2с	Uном = 20 кВ Iном = 11200 А Iотк,ном = 160 кА ia,ном = 0 2 Iотк,ном(1+н/100) = 226,3 кА Iдин = 160 кА Iдин =410 кА Iтер2 tтер = 16024 = 102400кА2с	Uном = 20 кВ Iном = 12500 А iдин =490 кА Iтер2 tтер = 18024 = 129600 кА2с

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

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

Iтер2 tтер = 11224 = 50176 кА2с.

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

= 0.01 + 0.055 = 0.065 с;

iа, = кА;

= 0.24;

iа,ном = 20.2440 = 13,6 кА;

кА;

кА;

tотк = 0.1+0.075 = 0.175 c;

Вк = 212(0.175+0.15) = 139.12 кА.

Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 5

Таблица 5

Расчётные данные	Каталожные данные
	VF-07.12.40
Uуст = 6,3 кВ Imax = 1,59 кА In, =21 кА Ia, = 18.97 кА 2 In, + ia, = 48.7 кА In,o =21 кА iу = 58 кА Bk = 139.12 кА2с	Uном = 7 кВ Iном = 1600 А Iотк,ном = 40 кА Ia,ном = 13,6 кА 2 Iотк,ном(1+н/100) = 70,1 кА Iдин = 40 кА Iдин = 125 кА Iтер2 tтер = 4023 = 4800кА2с

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

Разъединители в цепях линейных реакторов.

Принимаем разъединители типа РВР-10/2500 У2.

Uуст = 6,3 кВ < Uном = 10 кВ;

Imax = 2400 А < Iном = 2500 А;

iу = 58 кА < iдин = 125 кА

Bk = 139.12 кА2с < Iтер2 tтер = 4524 = 8100 кА2с.

3.4.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

по напряжению установки

Uуст Uном;

по току

Iнорм I1ном; Imax I1ном;

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

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости

iу iдин;

где I1ном - номинальный первичный ток ТТ.

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

по термической стойкости

Вк (Iтер) 2tтер;

по вторичной нагрузке

Z2 Z2ном,

где Z2 - вторичная нагрузка ТТ;

Z2ном - номинальная нагрузка ТТ в выбранном классе точности. Для обеспечения выбранного класса точности необходимо, чтобы выполнялось: Z2 Z2ном.

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

r2 = rприб + rпр + rк.

Сопротивление приборов определяется по выражению

rприб = Sприб / I22

где Sприб - мощность, потребляемая приборами;

I22- вторичный номинальный ток прибора.

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

rприб + rпр + rк Z2ном.

Приняв r2 = Z2ном, можно определить сечение проводов

q = lрасч / rпр,

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

lрасч - расчётная длина соединительных проводов.

3.4.1.1 TT в цепях ОРУ 110 кВ

Imax ввода ВН трансформатора связи =463 А.

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

Таблица 6

Расчётные данные	Каталожные данные ТФЗМ-110Б-IХЛ1-500-0.5/10р/10р
Uуст = 110 кВ Imax = 463А Iу = 43.1 кА Bk = 57.3 кА2с	Uном = 110 кВ Iном = 500 А Iдин = 126 кА Iтер2 tтер = 2623 = 2028 кА2с

Imax ввода ВН блочного трансформатора =413 А.

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

Таблица 7

Расчётные данные	Каталожные данные ТФЗМ-110Б-IХЛ1-500-0.5/10р/10р
Uуст = 110 кВ Imax = 413 А Iу = 43.1 кА Bk = 57.3 кА2с	Uном = 110 кВ Iном = 500 А Iдин = 126 кА Iтер2 tтер = 2623 = 2028 кА2с

Проверка по вторичной нагрузке.

Размещение приборов показано на рисунке 8.

Рисунок 8

Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (таблица 8).

Из таблицы видно, что наиболее загружен ТТ фазы А .

Таблица 8

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	-	-
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счётчик активной мощности	САЗ-И674	2.5	-	2.5
Счётчик реактивной мощности	СР4-И689	2.5	-	2.5
Итого		6.5		6

Ом;

Ом;

l = 75 м ;

мм2.

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

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

Таблица 9

Расчётные данные	Каталожные данные ТФЗМ-110Б- IХЛ1- 400-0.5/10р/10р
Uуст = 110 кВ Imax = 351.3А Iу = 35.96 кА Bk = 33.6 кА2с	Uном = 110 кВ Iном = 400 А Iдин = 84 кА Iтер2 tтер = 1623 = 768 кА2с

Проверка по вторичной нагрузке.

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

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

Таблица 10

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счётчик активной мощности	САЗ-И674	5	-	5
Итого		6,5		6,5

Ом;

Ом;

l = 75 м ;

мм2.

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

3.4.1.2 ТТ в цепях ГРУ 6 кВ

Выбираем перечень необходимых измерительных приборов, схема включения приборов показана на рисунке. Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод, ТШ-20-10000/5-0.2/10р; Z2 ном=1.2 Ом; Iтер=160 кА, tтер=3с.

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

Таблица 11

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счётчик активной энергии	САЗ-И680	2,5	-	2,5
Амперметр регистрирующий	Н-344	-	10	-
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	-	10
Ваттметр (щит турбины)	Д-335	0,5	-	0,5
Итого		14	10	14

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

Ом;

Ом;

l = 40 м;

мм2.

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

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

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

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

Таблица 12

Расчётные данные	Каталожные данные ТШ-20-Т3-10000/5-0,2/10р
Uуст = 10 кВ Imax = 8083А Iу = 311.6 кА Bk = 43357.9 кА2с	Uном = 20 кВ Iном = 10000 А Iдин = 400 кА Iтер2 tтер = 16023 = 76800 кА2с

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

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

Таблица 13

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	-	-
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Итого		1.5		1

Ом;

Ом;

l = 403 м ;

мм2.

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

Трансформаторы тока в КРУ-6 кВ.

Imax отходящих линий = 1588 А;

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

Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 14

Таблица 14

Расчётные данные	Каталожные данные ТШЛК-10У3-2000-0.5/10р
Uуст = 6.3 кВ Imax = 1588А Iу = 58 кА Bk = 139.12 кА2с	Uном = 10 кВ Iном = 2000 А Iдин = 100 кА Iтер2 tтер = 3523 = 3675 кА2с

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

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

Таблица 15

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	-	-
Счётчик активной мощности	САЗ-И674	2.5	-	2.5
Счётчик реактивной мощности	СР4-И689	2.5	-	2.5
Итого		5.5		5

Ом;

Ом;

l = 403 м ;

мм2.

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

3.4.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются:

по напряжению установки

Uуст Uном;

· по конструкции и схеме соединения обмоток;

· по классу точности;

· по вторичной нагрузке

S2 Sном,

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

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

Для упрощения расчётов нагрузку можно не разделять по фазам, тогда

S2 =

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

3.5.3.2 ТН в цепях РУ 110 кВ

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

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

Проверка по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 16.

Таблица 16

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток			Число приборов	Потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, ВА
Синхроноскоп	Э -327	10	1	1	0	1	10	-
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	3	6	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	3	9	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	3	9	-
Счётчик активной мощности	САЗ-И674	3,0 Вт	2	0.38	0.925	5	30	73
Счётчик реактивной мощности	СР4-И689	3,0 Вт	2	0.38	0.925	1	6	14.6
Фиксатор импульсного действия	ФИП	3,0	1	1	0	3	9	-
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	3	9	-
Итого							88	87.6

S2 = ВА

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

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

3.5.3.3 ТН в цепях ГРУ 6.3 кВ

Цепь генератора

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

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

Проверка по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 17.

Таблица 17

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток			Число приборов	Потребляемая мощность
							Р, Вт	Q,ВА
Вольтметр регистрирующий	Н-344	10	1	1	0	1	10	-
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Счётчик активной энергии	И-680	2,0 Вт	2	0.38	0.925	1	4	9..7
Датчик активной мощности	Е-829	10	-	1	0	1	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-	1	0	1	10	-
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	2	1	0	1	20	-
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	2	6	-
Итого							71	9.7

S2 = ВА.

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

Сборные шины ГРУ

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

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

Проверка по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 18.

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток			Число приборов	Потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, ВА
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	2	4	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	1	3	-
Итого							13	0

S2 = 13 ВА.

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

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

Ячейки КРУ-6.3 кВ

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

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

Проверка по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 19.

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток			Число приборов	Потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, ВА
Счётчик активной мощности	САЗ-И674	3,0 Вт	2	0.38	0.925	8	48	116.8
Счётчик реактивной мощности	СР4-И689	3,0 Вт	2	0.38	0.925	8	48	116.8
Итого							96	233.6

S2 = ВА.

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

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

Выбор сборных шин, ошиновки и изоляторов

Токоведущие части в открытых распределительных устройствах 35 кВ и выше электростанций и подстанций обычно выполняются сталеалюминевыми проводами АС. В некоторых конструкциях открытых распределительных устройств (ОРУ) часть или вся ошиновка и сборные шины могут выполняться жёсткими из алюминиевых труб. Соединение трансформатора с закрытым устройством 6-10 кВ или с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. Все соединения внутри ЗРУ 6-10 кВ, включая сборные шины, выполняются жёсткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения.

3.5.4.1 Сборные шины и ошиновка РУ 110 кВ

Сборные шины

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае трёхобмоточный трансформатор:

Imax = 463 А.

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

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.

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

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

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

Начальная критическая напряжённость электрического поля, кВ/см,

Ео = ,

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

r0 - радиус провода, см.

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода, кВ/см

Е =

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

Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз

Dср = 1.26 D,

D - расстояние между соседними фазами, см.

r0 = 0.95 см; D = 300 см.

Ео = кВ/см;

Е = кВ/см.

Провода не будут коронировать, если выполняется условие:

1.07 Е 0.9 Ео.

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

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

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

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

Qэ = Iнорм/Jэ = 330.7 мм2.

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

Проверяем провода по допустимому току

Imax = 463 A < Iдоп = 1040 А.

Imax = 413 A < Iдоп = 1040 А.

Проверку на термическое действие тока КЗ не производим.

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

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

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

Проверка по условиям коронирования

Ео = кВ/см;

кВ/см.

Провода не будут коронировать, если выполняется условие:

1.07 Е 0.9 Ео.

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

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

Выбор изоляторов.

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

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

Выбор токоведущих частей на напряжении 6,3 кВ

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

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

Наибольший ток в цепи НН трансформатора связи

Iнорм= А

С учётом перегруза

Imax = 1.4Iнорм = 8083 А.

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

Iдоп, ном = 8830 А.

Проверка сборных шин на термическую стойкость.

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

Вк = Iп,02(tотк+Та) = 101,92(4+0,168) = 43357,9 кА2с.

Минимальное сечение по условию термической стойкости

qmin = мм2 < 2 4040 мм2,

значит шины термически стойки.

Проверка сборных шин на механическую прочность.

Iу =3 кА. Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчёт производится без учёта колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жёстко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления Wy0-y0 = 490 см3. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника:

ф,max = 2.2 МПа,

где принято l = 2 м - расстояние между изоляторами;

расч = ф,мах < доп = 75 МПа,

поэтому шины механически прочны.

Выбор изоляторов.

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

Fи = Н,

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

Поправка на высоту коробчатых шин

кh =

Fрасч = кhFи = 1,5439323,3 = 60557.9 > 0,6Fразр = 18000,

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

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

Выбираем проходной изолятор ИП-10/10000-4250УХЛ1, Uном = 10 кВ, Iном = 10000 А > Imax = 8083 А, Fразр = 42500 Н.

Проверяем изолятор на механическую прочность

Fрасч = 0.5Fи = 7569.7< 0.6Fразр = 25500 Н.

Проверка ошиновки в цепи генератора на термическую стойкость.

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

Проверка шин на механическую прочность.

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

Iу = 124,1 кА, тогда

ф = МПа.

п = МПа,

где h = 206 мм, Wп = Wy-y = 46.5 см3

расч = ф + п = 3,6 + 27,1 =30,7 МПа < доп = 75 МПа,

поэтому шины механически прочны.

Выбор изоляторов

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

Fрасч = 13693.2 Н < 18000 Н.

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

Выбор комплектного токопровода.

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

Imax = 7600 А.

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

Комплектный токопровод выбирается

· по напряжению установки: Uуст Uном

· по номинальному току: Imax Iном;

· по электродинамической стойкости: iу iдин.

Сравнение расчётных и каталожных данных приведём в таблице 20.

Таблица 20

Расчётные данные	ГРТЕ-10-8550-250
Uуст = 6.3 кВ	Uном = 6,3 кВ
I max = 7600 А	Iном = 8550 А
iу = 124,1 кА	iдин = 250 кА

Сборные шины от ГРУ до линейного реактора.

Выполняем шинным мостом из прямоугольных алюминиевых шин. Принимаем двухполосные шины сечением 2(100 х 10) см2; Iдоп = 2860 А

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят:

Iмах = 2400 А < 2860 А.

Проверяем шины на термическую стойкость:

qmin = мм2 < 2 1000 мм2,

значит шины термически стойки.

Проверка шин на механическую стойкость.

Если каждая фаза выполняется из двух полос, то возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того, чтобы уменьшить это усилие, в пролёте между полосами устанавливают прокладки. Пролёт между прокладками lп выбирается таким образом, чтобы электродинамические силы, возникающие при КЗ, не вызывали соприкосновения полос.

Жёсткие шины, укреплённые на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, на которую воздействуют электродинамические силы. Если собственные частоты колебаний системы шины - изолятор совпадут с частотой изменения электродинамических сил, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственная частота fо меньше 30 Гц и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает.

Частота собственных колебаний для алюминиевых жёстких шин

fо = ,

где l - длина пролёта между изоляторами, l = 9 м ;

J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной

направлению изгибающей силы, (см4);

q - поперечное сечение шины, (см2).

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

200 ,

,

Если шины на изоляторах расположены плашмя, то

J = см4;

м2;

м.

Принимаем пролёт 1,5 м; расстояние между фазами а = 0,8 м.

Определяем расстояние между прокладками:

м.

Механическая система две полосы - изоляторы должна иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц, чтобы не произошло резкого увеличения усилия в результате механического резонанса. Исходя из этого величина lп выбирается ещё по одному условию:

м,

где Е = 71010 Па - модуль упругости;

Jп = (hb3)/12 =10/12 = 0.83 см4;

Кф = 0,4 - коэффициент формы;

ап = 2b = 2 см.

Масса полосы mп на 1 м определяется по сечению q, плотности материала шин (для алюминия 2,710-3 кг/см3) и длине 100 см:

mп = 2,710-3101100 = 2,7 кг/м.

Принимаем меньшее значение lп = 0,51 м, тогда число прокладок в пролёте:

n =

Принимаем n = 2.

При двух прокладках в пролёте расчётный пролёт

м.

Определяем силу взаимодействия между полосами:

Н/м,

где b = 10 мм = 0,01 м.

Напряжение в материале полос:

МПа,

где Wп = (b2h)/6 = 1.67 cм3.

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

МПа,

где Wф = (bh2)/3 = 100/3 = 33.3 см3;

расч = ф + п = 4,91 + 42 = 46,91 МПа,

что меньше доп = 75 МПа. Таким образом шины механически прочны.

Сборные шины КРУ, от которого получают питание потребители 6,3 кВ необходимо выполнить на ток наиболее мощного присоединения ( Imax = 2400 А ). Iном сборных шин шкафов КУ-10/31.5 равен 3200 А.

Выбор соединения генератора G1 с блочным трансформатором.

В блоке с двухобмоточным трансформатором выключатели на генераторном напряжении, как правило, отсутствуют. Включение и отключение энергоблока в нормальном и аварийном режимах производятся выключателем со стороны повышенного напряжения. Такой энергоблок называют моноблоком. Соединение генератора с блочным трансформатором и отпайка к реактору с.н. выполняются на современных электростанциях закрытыми комплектными токопроводами с разделёнными фазами, которые обеспечивают высокую надёжность работы, практически исключая междуфазные КЗ в этих соединениях. В этом случае никакой коммутационной аппаратуры между генератором и повышающим трансформатором, а на ответвлении к трансформатору с.н. не предусматривается.

Imax = 7600 А; Iп,0 = 44,8 кА; iу = 124,1 кА.

Выбираем комплектный токопровод ГРТЕ-10-8550-250. Сравнение расчётных и каталожных данных было приведено выше для неблочной части ТЭЦ.

Выбор аккумуляторной батареи

На подстанциях 500-750 кВ с постоянным оперативным током устанавливаются две аккумуляторные батареи 220 В без элементного коммутатора, работающие в режиме постоянного подзаряда. Так как элементный коммутатор отсутствует, напряжение на шинах постоянного тока в различных режимах работы батареи изменяется. Постоянно включённая нагрузка ( цепи управления и сигнализации, аварийное освещение ) получает питание от части батареи, состоящей из следующего числа элементов:

n0 = ,

где 2.15 - напряжение на элементе в нормальном режиме.

В конце заряда напряжение, подводимое к цепям управления, может оказаться чрезмерно завышенным. Для исключения этого предусматривается возможность переключения этих цепей на меньшее число элементов n1:

n1 =

Типовой номер батареи выбирается по формуле

N 1.05

где Iав - установившаяся нагрузка в режиме аварийного разряда, для подстанций 500 кВ может быть принята равной 100 А;

j - допустимый получасовой разрядный ток первого номера аккумулятора. Для аккумулятора

СН - 1 получасовой разряд равен 30 А.

N =

Полученный номер округляется до ближайшего большего.

N = 4;

Выбранный аккумулятор проверяется по наибольшему толчковому току:

46N Iав + Iпр,

где Iпр - ток, потребляемый электромагнитами включения приводов выключателей. Учитывается одновременное включение двух выключателей. Ток в цепи электромагнитов управления, А, не более: ВГУ-110 - 2.3 А., ВГУ-500 - 4.6 А .

464 100 + (2.3 + 4.6)

184 106.9

Окончательно принимаем СН - 4.

Определение мощности подзарядного устройства.

Ток подзарядного устройства

Iпз = 0.15N + Iп,

где Iп - ток постоянно включённой нагрузки в нормальном режиме, для подстанций 500 кВ может быть принят равным 25 А.

Iпз = 0.154 + 25 = 25.6 А.

Напряжение подзарядного устройства

Uпз = 2.15n0 = 2.15108 = 232 В.

Выбираем подзарядное устройство ВАЗП-380/260-40/80 на ток 40-80 А.

Расчет заземляющих устройств.

Найдем наибольшее допустимое напряжение прикосновения. Оно для времени отключения (не более 0.2 с), будет равно Uпр.доп= 400 В.

Для уменьшения опасности прикосновения применим отсыпку гравием или щебнем высотой 0.15 - 0.2 м по всей поверхности ОРУ, при этом сопротивление верхнего слоя:

вс=1000 Ом.м

Для этого найдем коэффициент прикосновения для сложных заземлителей.

Определим напряжение на заземлителе как:

В, что меньше 10 кВ.

Допустимое сопротивление заземления:

Ом

Находим параметры расчетной заземляющей модели:

м

Число ячеек по стороне квадрата:

, примем m=4;

Длина полос в расчетной модели:

м

Длина сторон ячейки:

м

Число вертикальных заземлителей по периметру контура, при условии :

Общая длина вертикальных заземлителей:

м

Относительная глубина:

>0.1, тогда сопротивление заземления:

Учитывая в три отходящих линии, найдем сопротивление заземления с учетом естественных заземлителей:

< 0.394 Ом

Посчитаем максимальное напряжение прикосновения:

В

Видно что напряжение прикосновения больше допустимого.

Список литературы

1. Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 2-е изд., перераб.-М.: Энергия, 2001. - 600с.ил.

2. Под общей ред.А.А. Федоров и др. Справочник энергетика промышленных предприятий. Том 1. М.-Л., Госэнергоиздат, 1999 - 840 с.

3. М.Г. Чиликин. Электротехнический справочник, изд 4-е, перераб. Том 2., М., Энергия, 2002. - 816 с.

4. И.А. Баумштейн, М.В. Хомякова. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. 2-е изд. перераб.,М., Энергоиздат.,2001.-656 с.

Размещено на Allbest.ru