Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Темой курсового задания является разработка технического проекта электрической части станции ТЭЦ с установленной мощностью 240 МВт.

При выполнении курсового проекта нужно решить следующие вопросы:

разработать структурную схему и выбрать основное оборудование;

выбрать и обосновать главную схему соединений и схемы распределительных устройств;

рассчитать токи трехфазного КЗ;

выбрать коммутационные и измерительные аппараты;

выбрать токоведущие шины и провода;

выбрать контрольно-измерительные приборы;

выбрать и разработать конструкции РУ.

Графическая часть курсового проекта выполняется на двух листах формата А1, содержащие: 1) главную схему электрических соединений; 2) конструктивное выполнение ОРУ 110 кВ.

1. Выбор основного оборудования, разработка вариантов схем выдачи энергии

Выбор генераторов

Поскольку мощность проектируемой ТЭЦ - 240, то выбираем турбогенераторы по 63 МВт и турбогенераторы 100 МВт.

По [3] табл. 2.1, стр. 76 выбираем генераторы марки ТВФ -63-2У3 и ТФ -125-2

Технические данные турбогенераторов заносим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 Технические данные выбранных генераторов

Тип генератора	P, МВт	S, МВА	U, кВ
ТВФ - 63-2	63	78,75	10,5	0,8	0,153
ТФ -125-2	125	156	10,5	0,8	0,189

Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции



В первом варианте все линии питаются через ГРУ 10 кВ, а во втором один генератор подключается к РУ 110 кВ через блочный трансформатор. ГРУ выполняется с одиночной секционированной системой шин.

Питание потребителей генераторного напряжения осуществляется через групповые реакторы.

В двух вариантах РУ 110 кВ выполняется двойной системой шин с обходной.

Выбор трансформаторов на проектируемой ТЭЦ

Выбираем трансформаторы связи для первого варианта исходя из двух условий:

1) Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:

, (2.1)

где Р_г и cosц_г - номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;

Р_{г.н. мин} и cosц_ср - минимальная нагрузка шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки;

Р_с.н. и cosц_сн - мощность потребляемая собственными нуждами и коэффициент мощности собственных нужд.

2) Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов

, (2.2)

где Р_{г.н. макс} и cosц_ср - максимальная нагрузка шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки.

При аварийном отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора (наложение аварий), перегрузка оставшегося в работе трансформатора S_{т ав} не должна превышать 1,4.

В связи с обратимым режимом работы трансформаторов связи предусматриваем устройства для регулирования напряжения нагрузкой (РПН) на стороне высшего напряжения (ВН).

S_т =

По [3] табл. 3.6 стр. 146 выбираем трансформаторы типа ТДЦ-200000/110.

Трансформаторы связи для второго варианта:

1.

2.

S_т =

Блочный трансформатор рассчитываем по формуле

;

По [3] табл. 3.6 стр. 146 выбираем трансформаторы типа ТДЦ-80000/110, а блочный трансформатор типа ТДЦ-200000/110.

Номинальные данные выбранных трансформаторов сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 Номинальные данные выбранных трансформаторов

Тип	Номинальное напряжение	Потери, кВт	Uкз%	Iхх%
	ВН	НН	хх	кз
ТДЦ-200000/110	110	10,5	170	550	10,5	0,5
ТДЦ-80000/110	110	10,5	120	400	10,5	0,55

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

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

, (3.1)

где i = 1,2 - номера вариантов;

К - капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. у. е. (для облегчения исключим одинаковые капитальные вложения вариантов);

Р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,15;

И - годовые эксплуатационные издержки;

У - ущерб от недоотпуска энергии.

Капиталовложения определяем по укрупненным показателям стоимости элементов схем, результаты сводим в таблицу. 3.1.

Таблица 3.1 Капиталовложения элементов схем

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. у. е.	Варианты
		Первый	Второй
		к-во ед, шт.	общ. ст., тыс. у. е.	к-во ед, шт.	общ. ст., тыс. у. е.
ТДЦ-200000/110	222	2	444	-	-
ТДЦ-80000/110	114	-	-	2	228
Ячейка ОРУ 110кВ	78	-	-	1	78
ТВФ - 63-2	268	2	536	-	-
ТФ -125-2	350	-	-	1	350
Итого			980		656

Годовые эксплуатационные издержки, тыс. у. е.:

, (3.2)

где Р_а и Р_о - отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

ДЭ - потери энергии в кВт·час;

Я - стоимость 1 кВт·час потерянной энергии, равная 0,8 цента/(кВт·ч).

Потери энергии в двух обмоточном трансформаторе:

, (3.3)

где ДР_хх - потери холостого хода;

ДР_кз - потери короткого замыкания;

S_н - номинальная мощность трансформатора;

S_м - максимальная нагрузка трансформатора;

Т - число часов работы трансформатора;

- число часов максимальных потерь, определяемое по [1] рис. 5.6, в зависимости от Т_max = 5000 ч, = 3600 ч;

Т_max - величина определяется по графикам нагрузки на шинах НН подстанции или по графику выдачи мощности энергосистемы через трансформатор связи. Если построение графиков не производится, то для трансформаторов на подстанциях величина Т_max принимается равной Т_max потребителей на шинах НН.

Потери в трансформаторе связи для 1-го варианта:

Для двух трансформаторов ДЭ₁= 2МДЭ = 38,68 ·10 ⁵ кВт·ч.

Потери в трансформаторах связи для 2-го варианта:

Для двух трансформаторов ДЭ_тр= 2МДЭ = 27,8 ·10 ⁵ кВт·ч.

Для блочного трансформатора:

Всего для второго варианта: ДЭ₂ = 62,5 ·10⁵ кВт·ч.

Годовые эксплуатационные издержки для двух вариантов, тыс. у. е.

Определяем приведенные затраты:

Так как приведенные затраты 2 варианта меньше на 22%, то для дальнейшего рассмотрения принимаем этот вариант ТЭЦ.

Главную схему электрических соединений разрабатываем по составленной ранее структурной схеме выдачи мощности станции. Для принятой схемы выдачи мощности определяем число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (n _лэп), числа линий связи с системой (n _св.) и числа трансформаторов связи или питающих трансформаторов (n _т), подключенных к данному РУ:

N = n _лэп + n _св.+ n т._св + n _т

Количество отходящих линий со стороны ГРУ определяем по формуле:

где Р_мах - максимальная мощность;

Р_л - наибольшая передаваемая мощность для одной линии. Для напряжения 10 кВ Р_л = 4,25 МВА, для напряжения 110 кВ Р_л = 50 МВА.

Количество отходящих линий от РУ 110 кВ

Реакторы выбираем по номинальному напряжению, току и индуктивному сопротивлению. Номинальный ток секционного реактора определяется из соотношения

I_р 0,7·I_{ном. г}, (3.4)

I_р

В соответствии с вышесказанным по [3] табл. 5,14 стр. 342 принимаем реакторы типа РБДГ-10 - 4000 - 0,105У3.

Линейные реакторы также выбираем по номинальному напряжению, току и индуктивному сопротивлению. Выбираем одинарные реакторы, к которым подключаем по 3 линии. Ток в реакторе:

(3.5)

По [3] табл. 5,15 стр. 350 принимаем реакторы типа РБУ-10 - 1000 - 0,22У3.

Выбор собственных нужд

Питание собственных нужд будем осуществлять с напряжения 6 кВ, т.к. оно не совпадает с генераторным, то собственные нужды необходимо запитывать через трансформаторы. По [3] табл. 3.4 стр. 126 выбираем трансформаторы типа ТМ - 6300/10 у которого U_к = 7,5% и ТДСН - 16000/20, U_к = 10%

Пуско-резервные трансформаторы собственных нужд выбираем типа ТДСН - 10000/35 и ТД - 25000/110.

3. Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

Сопротивление элементов электрических цепей может быть задано в именованных величинах и в процентах или относительных величинах. Для того, чтобы схему замещения можно было преобразовать к простейшему виду, необходимо привести параметры элементов схемы к одной какой-либо ступени напряжения или выразить эти параметры в единых масштабах. Последнее в установках напряжением выше 1000 В удобнее всего производить с помощью системы относительных единиц (о.с.). Чтобы получить относительное значение какой-либо величины, нужно поделить ее на величину, принятую за единицу измерения. При этом за единицу измерения или, как принято называть, за базисную величину может быть принято любое количественное значение параметра соответствующей размерности.

Сущность системы о.е. заключается в том, что все фигурирующие в расчетах величины - сопротивления X, токи I, напряжения U и мощность S - выражаются не в обычных единицах (Ом, А, кВ, МВА), а в долях от принятых за базисные единицы

.

Базисные величины связаны между собой законом Ома: и уравнением мощности

.

Из четырех базисных единиц только две выбираются произвольно, а две другие получаются из указанных соотношений.

Относительное значение любой величины при выбранных базисных условиях определяется по формуле:

(4.1)

где - значение величины в именованных единицах;

- базисное значение этой же величины.

Звездочка * указывает, что величина выражена в о.е., индекс б - что она приведена к базисным условиям.

Используя выражение (4.1) для определения сопротивления в о.е., получим:

(4.2)

где X - заданное индуктивное сопротивление, Ом на фазу.

Обычно относительные сопротивления элементов (генераторов, двигателей, трансформаторов и реакторов) задаются при номинальных условиях, т.е. за базисные величины прияты номинальные. Их величины определяются по выражению (4.2), где базисные величины заменяются соответствующими номинальными, т.е.

Чтобы вести расчет в о. е., необходимо все ЭДС и сопротивления элементов схемы выразить в о.е.

Для удобства расчетов за базисную мощность желательно принимать величину, кратную десяти или кратную установленной мощности генерирующих источников расчетной схемы.

За базисное напряжение при приближенном приведении принимают средненоминальные напряжения ступеней .

Расчётные выражения для определения приведённых значений сопротивлений:

генератор ;

трансформатор ;

реактор ;

линия электропередачи ;

, - базисная и номинальная мощность, МВА;

- базисный ток, кА;

, - относительные сопротивления элементов схемы;

- удельное сопротивление 1 км линии, для воздушных принимается равным О, 4 Ом/км, для кабельных - 0,8 Ом/км;

- длина ЛЭП, км

- напряжение КЗ трансформатора в процентах;

- среднее номинальное напряжение, кВ

Сопротивления элементов схемы, приведенные к базисным условиям, наносим на схему замещения. Для этого каждый элемент в схеме замещения обозначаем дробью: в числителе ставим порядковый номер элемента, а в знаменателе - значение относительного индуктивного сопротивления. ЭДС элементов придаются порядковые номера, и указываем величину в о.е.

Сверхпереходная ЭДС для практических расчетов находится по формуле:

.

Составляем схему замещения (рис. 4.1) и определяем параметры её элементов.

Принимаем =115 кВ; =1000 МВА; ;

Определяем сопротивление системы:

Определяем сопротивления линий:

Определяем сопротивления генераторов:

Определяем сопротивления трансформаторов:

Определяем сопротивления реакторов:

По [1] табл. 3.4 стр. 130 определяем сверхпереходную ЭДС Е_с^»=1, Е_г1,2^»=1,08, Е_г3^»=1,13.

1) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 1.



Преобразуем треугольник в звезду:



Схему преобразуем к виду

II

(по формуле приведения )

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

кА; кА;

кА.

кА - начальное значение периодической составляющей тока КЗ.

Определим теперь ударный ток по формуле:

Среднее значение ударного коэффициента на шинах 110 кВ .

кА; кА; кА;

=7,4 + 5,74 + 9,4 = 22,54 кА - суммарный ударный ток в точке КЗ 1.

2) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 2.



Преобразуем схему методом эквивалентирования:

; ; ;

; ; ;

Еще раз преобразуем схему методом эквивалентирования:

;

; ; ;

; ; ; ;

Схему преобразуем к виду:

Принимаем =10,5 кВ; =1000 МВА;

;

Начальное значение периодической составляющей

трехфазного тока КЗ:

кА;

кА;

кА.

кА.

кА

Среднее значение ударного коэффициента на шинах 10 кВ .

кА; кА; кА; кА;

= 40,27 + 59 + 21,9 + 20,96 =142,13 кА - суммарный ударный ток в точке КЗ 2.

3) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 3.

Преобразуем схему методом эквивалентирования:

;

; ;

;

; ; ;;

Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ:

Принимаем =6,3 кВ; =1000 МВА;

;

кА; кА;

кА. кА.

Кроме того точка КЗ подпитывается двигателями собственных нужд.

 кА.

кА.

Среднее значение ударного коэффициента за трансформатором собственных нужд .

кА; кА; кА; кА; кА;

=5,6 + 8,2 + 3,13 + 2,98 + 10,26 = 30,17 кА - суммарный ударный ток в точке КЗ 3.

4) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 3.

Расчет КЗ в данной точке необходим для окончательного выбора линейного реактора, обеспечивающего отключающую способность выключателя и термическую стойкость кабеля 10кВ.

Определяем сопротивление цепи КЗ без реактора:

Требуемое сопротивление цепи КЗ

определим исходя из условия обеспечения

отключающей способности выключателя.

Сопротивление реактора:

Окончательно выбираем реактор типа РБУ-10-1000 - 0,22У3 с параметрами

U_ном=10,5 кВ I_ном= 1000 А X_р= 0,22 Ом i_у = 63кА I_т = 19,3 кА t_т =8 с.

Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ:

кА.

Среднее значение ударного коэффициента в ветвях реакторов .

кА - суммарный ударный ток в точке КЗ 4.

5) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 5.



Преобразуем схему методом эквивалентирования

;

; ;

;

; ;

Еще раз методом эквивалентирования:

;

; ; ;

;

; ; ;

Принимаем =6,3 кВ; =1000 МВА;

;

Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ:

кА; кА.

кА

Кроме того точка КЗ подпитывается двигателями собственных нужд.

кА.

кА.

Среднее значение ударного коэффициента за трансформатором собственных нужд .

кА; кА; кА; кА;

= 9,34 + 20,27 + 6,64 + 26 = 62,25 кА - суммарный ударный ток в точке КЗ 5.

4. Выбор электрических аппаратов

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:

- надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

- быстрота действия, т. с. наименьшее время отключения;

- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

- возможность - показного управления для выключателей 110 кВ и выше;

- легкость ревизии и осмотра контактов;

- взрыво- и пожаробезопасность;

- удобство транспортировки и эксплуатации.

Основными характеристиками выключателя являются: номинальные ток и напряжение и его отключающая способность , т.е. наибольший ток, который выключатель способен надежно отключить при восстанавливающемся номинальном напряжении сети.

Разъединителем называется аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения при отсутствии в них тока. При ремонтных работах разъединителем осуществляется надежный видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратом, выведенным в ремонт. Контактная система разъединителей не имеет дугогасительных устройств, поэтому при отключении больших токов возникает устойчивая дуга, которая может привести к аварии в распределительном устройстве. Прежде чем оперировать разъединителем, цепь должна быть обесточена с помощью выключателя.

Выбор выключателей производится по:

1) по напряжению установки

2) по длительному току ; ;

3) по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию

.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

,

где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ;

- нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, (по каталогам или по рис. 4.54, стр. 296 [1]); - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ;

- наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов:

; здесь =0,01с - минимальное время действия релейной защиты; - собственное время отключения выключателя.

Если условие соблюдается, а , то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

4) на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ: ; ,

где - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу; - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

5) на термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

где - тепловой импульс тока КЗ по расчету, ;

- среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу;

- длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Выбор разъединителей производится:

1) по напряжению установки

;

2) по току

, ;

3) по конструкции, роду установки;

4) по электродинамической стойкости

; ,

где , - предельный сквозной ток КЗ (амплитуда и действующее значение)

5) по термической стойкости

,

где - тепловой импульс тока КЗ по расчету, ; - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу; - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Для выбора аппаратов произведём сначала расчёт токов продолжительного режима, т.е. токов нормальной работы и токов максимальных нагрузок на основных участках.

Цепь генераторов Г1 и Г2:

А; А.

Цепь генераторов Г3:

А; А.

На высшем напряжении:

А; А.

На низшем напряжении:

А; А.

где ; ; - номинальные параметры источника.

к - коэф. зависящий от допустимых длительных повышений тока, для генераторов 1,05, для трансформаторов не работающих в блоке с генератором 1,4.

Для примера производим выбор выключателей и разъединителей для ОРУ 110 кВ:

По [3] табл. 5.2 стр. 238 выбираем воздушный выключатель типа

ВВБМ-110Б - 31,5/2000У1 с параметрами: =110кВ; =2000А; =31,5кА; =32%; =102кА; =40кА; =40кА; =3c; =0,05c. Время действия релейной защиты для таких выключателей =0,01с; =0,06c - наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов (т.е. время протекания тока КЗ).

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов определяется по формуле

:

; ; кА

значения определяли по графику ([1] рис. 3.25, стр. 151), при Т_а = 0,03 с = 0,12.

кА - суммарное значение апериодической слагаемой тока КЗ.

Периодическая составляющая тока КЗ для момента времени =0,06c. Определим ее как суммарную величину от токов отдельных групп генераторов =3,09 кА;=2,39 кА;=3,7 кА;=9,18 кА

; кА;

=0,628 кА; 8,04 кА;

Определим кратности (отношения начальных значений периодической составляющей токов КЗ к номинальному току):

; ; ;

с по [1] рис. 3.26, стр. 152 определяем

; 0,88 · 3,09 = 2,72 кА;

; 0,87 · 2,39 = 2,1 кА;

; 0,99 · 3,7 = 2,25 кА;

2,72 + 2,1 + 2,25 = 7,07 кА - периодическая составляющая тока КЗ к моменту времени .

Тепловой импульс квадратичного тока КЗ:

= 7,75² ·(0,06 + 0,03) = 5,4

Выбор разъединителя:

По [3] табл. 5.5 стр. 272 выбираем разъединитель типа РНДЗ.2 110/ 2000 У1 с параметрами: =110кВ; =2000А; =100 кА; =40 кА; =3 c.

Результаты выбора выключателей и разъединителей сведем в таблицу 5.1

Таблица 5.1 Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 110кВ

Расчетные данные	Данные выключателя ВВБМ-110Б - 31,5/2000У1	Данные разъединителя РНДЗ.2 110/ 2000 У1
=110 кВ; =294,27 А; =7,07 кА; =1,3кА; = =·7,07 +1,3 = 11,27 кА; =9,18 кА; =22,54 кА; = 5,4;	=110кВ; =2000А; =31,5 кА; = =· 31,5 · 0,32 =14,2 кА; = =· 31,5 ·1,32 = 58,6кА; =40кА; =102кА; =402· 3 =4800	=110кВ; =2000А; <> <> <> <> =100кА; = 402·3= 4800

Примечание: <> - т.к. разъединитель коммутирует только обесточенные цепи, то их проверка на отключающую способность не производится.

Таблица 5.2 Выбор выключателей и разъединителей на ГРУ 10кВ

Расчетные данные	Данные выключателя МГУ-20 - 90/ 6300УЗ	Данные разъединителя РВРЗ.2 -20/6300 УЗ
=10 кВ; =4335,3 А; =5600 А; = 62,6 кА; =12,46 кА; = =·62,6 +12,46 =100,7 кА; = 73,67 кА; =142,13 кА; = 2496,5	=20 кВ; =6300 А; =90 кА; = =· 90 · 0,2 =25,38 кА; = =· 90 ·1,2 = 152,28 кА; =105кА; =300 кА; =902· 4 = 32400	=10 кВ; =6300 А; =260 кА; =1002· 4 =40000

Выберем выключатели для установки на линиях отходящих к потребителям генераторного напряжения, расчет сведем в таблицу 5.3

Таблица 5.3. Выбор выключателей и разъединителей на линиях отходящим к потребителям генераторного напряжения

Расчетные данные	Данные выключателя ВМПЭ-10 - 630-20УЗ	Данные разъединителя РВЗ - 10/630 IУ3
=10 кВ; =245,66 А; =15,88кА; =16,68 кА; = 39 кА; =18,29 кА; =50,44 кА; = 112	=10 кВ; =630 А; =20 кА; 22,56 кА; = 50,76 кА =20 кА; =52 кА; =3200	=10 кВ; =630 А; =52 кА; = 1600

Таблица 5.4 Выбор выключателей и разъединителей устанавливаемых после ТСН 6,3 МВА

Расчетные данные	Данные выключателя ВМПЭ-10-630-20УЗ	Данные разъединителя РВЗ - 10/630 IУ3
= 6,3 кВ; =607 А; = 10,12 кА; =1,99 кА; =16,25 кА; =11,77 кА; =30,17 кА; = 21,47	=10 кВ; =630 А; =20 кА; 3,38 кА; = 31,58 кА =20 кА; =52 кА; =3200	=10 кВ; =630 А; =52 кА; = 1600

Таблица 5.5 Выбор выключателей и разъединителей устанавливаемых после ТСН 16 МВА

Расчетные данные	Данные выключателя ВМПЭ-10-1600-31,5УЗ	Данные разъединителя РВЗ - 10/1600 IУ3
= 6,3 кВ; =1468 А; = 20,88 кА; = 4,1 кА; = 33,5 кА; = 24,28 кА; =62,25 кА; = 91,38	=10 кВ; =1600 А; =31,5 кА; 5,32 кА; = 49,7 кА =31,5 кА; =80 кА; =3969	=10 кВ; =1600 А; =52 кА; = 1600

5. Выбор токоведущих частей

На ГРУ 10кВ.

Сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника с расстояниями между фазами 0,8 м и пролётом =2 м.

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току. Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения:

2 (150·65·7), высота =150 мм, ширина полки =65 мм, сечением 2х1785 мм² (по [3] табл. 7.6, стр. 398).

=5650 А > =5600 А.

Проверяем данные шины на термическую стойкость. I_по=5,896 кА, когда тепловой импульс тока КЗ:

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

мм²

С - функция, принимаемая по [2], табл. 5.2, стр. 38.

q_min меньше выбранного сечения 2 х 1785 мм², следовательно шины термически стойки.

Проверяем сборные шины на механическую прочность. =142,13 кА.

Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления W_уо-уо=167 см³. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетная формула:

 Мпа;

_расч=_{ф,махдоп}=75 Мпа;

поэтому шины механически прочны.

Выбор изоляторов: жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых сводится к выполнению условий:

1. по номинальному напряжению U_уст ? U_ном

2. по допустимой нагрузке F_расч ? F_доп

Наибольшая расчетная нагрузка

где К_h - поправочный коэффициент, принимаем К_h =1.

По [3] табл. 5.7 стр. 282 выбираем опорные изоляторы ИОР - 10 - 16,00 УХЛ, Т2

=10 кВ; А > =5600 А.

Выбор токоведущих частей в цепи генератора: ошиновка от сборных шин до разъединителей, от разъединителей до выключателя и от выключателя до стены ГРУ выполняется жёсткими шинами. Принимаем шины коробчатого сечения, фазы расположены горизонтально на расстоянии а = 0,8 м, пролёт =2 м. Выбираем сечение по экономической плотности тока:

, ;

По [3] табл. 7.6, стр. 398 принимаем шины коробчатого сечения 2 (175·80·8) с общим сечением 2·2440 = 4880 , что больше расчётного.

А >= 5600 А.

От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполняют комплектными токопроводами([3] табл. 9.13, стр. 540). Выбираем ГРТЕ-20-8550-250 ном. напряжение 10,5кВ, ном. ток 8550 А, электродинамическая стойкость 250 кА: А >=5600 А,

=250 кА > кА,

кВ >=10,5 кВ.

Выбираем гибкий токопровод в цепи трансформаторов ТДЦ-80000/110 принимаем провод АС - 500/ 64. Сечение алюминиевых проводов должно быть 5090,9 -1000 = 4090,9 .

Число проводов А - 500: ; принимаем 8 проводов А - 500.

Проверяем по допустимому току: А; А>=5600 А.

Принимаем токопровод 2 x АC-500 / 64 + 8 x А-500, диаметром =160 , расстояние между фазами 3 м.

На РУВН 110кВ.

Выбор шин 110 кВ: так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах. Принимаем АС - 150/19, ,=16,8 мм, А. Фазы расположены горизонтально на расстоянии между фазами 3 м.

Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин выполняем гибкими токопроводами, выбираем сечение по экономической плотности тока =191; принимаем два провода в фазе АС-120/19; =15,2 мм; А. Проверяем А>= 294,27 А.

Выбираем опорные изоляторы (по [3] табл. 5.7 стр. 282)

С6-450 II УХЛ, Т1: =110кВ = =110 кВ; =270 мм.

Проходные изоляторы (линейный ввод) ГМЛБ-90-110/1000У1 с параметрами =110кВ; А>=294,27 А.

Для блока

В блоке генератор-трансформатор участок и отпайка к ТСН выполняются комплектным экранированным токопроводом ГРТЕ-20-8550-250 ном. напряжение 10,5кВ, ном. ток 8550 А, электродинамическая стойкость 250 кА([3] табл. 9.13, стр. 540)

А >=7225,5 А,

=250 кА > кА,

кВ >=10,5 кВ.

Токоведущие части от выводов блочного трансформатора до РУВН выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока:

=597,1,

выбираем 2 повода в фазе АС-300/39; =24 мм; А. Проверяем А>= 919,6 А.

Выбор кабелей

Потребители генераторного напряжения получают питание по кабельным линиям, питающимся от групповых реакторов.

Реакторы проверяются по следующим условиям:

i_у = 50,44 кА < i_дин = 63 кА - динамическая стойкость.

В_к = 112 < 19,3 ²·8 = 2979,92 - термическая стойкость.

Кабели принимаем марки ААШвУ прокладываемые в кабельных траншеях:

; 10<10,5 кВ

; ;

По [3] табл. 7.10 стр. 401 принимаем два кабеля сечением 240 , =355 А.

А;

где К_пер - коэффициент перегрузки.

По условию нагрева кабели проходят.

Проверяем данные кабели на термическую стойкость.

I_по = 18,29 кА, когда тепловой импульс тока КЗ:

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

мм²

С - функция, принимаемая по [2], табл. 5.2, стр. 38.

По термической стойкости кабели проходят.

Выбор ЛЭП 110кВ

Потребители напряжения 110 кВ получают питание по воздушным линиям электропередачи, провода марки АС:

; ;

По [3] табл. 7.10 стр. 401 принимаем провод сечением 240/32 , =605 А.

А;

По условию нагрева провода проходят. На корону провода не проверяем, т.к. минимальное сечение проводов по действию короны на 110кВ - 70 .

6. Выбор типов релейной защиты

Защиты блока генератор - трансформатор.

Устанавливаются следующие виды защит:

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

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

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

- газовая защита трансформатора - от замыкания внутри кожуха трансформатора;

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

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

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

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

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

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

Защиты трансформаторов собственных нужд.

Устанавливаются следующие виды защит:

- от повреждений внутри кожуха и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ - 565;

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

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

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

Защита шин

Устанавливаются следующие виды защит:

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

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

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

- на шиносоединительном выключателе - двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

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

Защита ЛЭП

Устанавливаются следующие виды защит:

- высокочастотная защита;

- трёхступенчатая дистанционная защита;

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

- двухступенчатая максимальная токовая защита с выдержкой времени;

- мгновенная токовая отсечка.

7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

Выбор измерительных приборов.

Турбогенератор.

Статор: Тип прибора Класс точности

Амперметр в каждой фазе Э - 377 1,5

Вольтметр Э - 377 1,5

Ваттметр Д - 365 1,5

Варметр Д - 365 2,5

Счётчик активной энергии И - 675 1,0

Счётчик реактивной энергии И - 675М 2,0

Регистрирующие приборы:

Ваттметр Н - 395 1,5

Амперметр Н - 393 1,5

Вольтметр Н - 393 1,5

Ротор:

Амперметр Э - 377 1,5

Вольтметр Э - 377 1,5

Регистрирующий амперметр Н - 393 1,5

Блочный трансформатор.

ВН: Амперметр Э - 377 1,5

Трансформатор связи.

НН: Амперметр Э - 377 1,5

Ваттметр Д - 365 1,5

Варметр с двухсторонней шкалой Д - 365 2,5

Счётчик активной энергии И - 675 1,0

Счётчик реактивной энергии И - 673М 2,0

ВН: Амперметр Э - 377 1,5

Трансформатор собственных нужд.

Сторона питания: Амперметр Э - 377 1,5

Ваттметр Д - 365 1,5

Счётчик активной энергии И - 675 1,0

Ввод к секциям 6,3 кВ:

Амперметр Э - 377 1,5

Ваттметр Д - 365 1,5

Счётчик активной энергии И - 675 1,0

ЛЭП 110 кВ:

Амперметр Э - 377 1,5

Ваттметр Д - 365 1,5

Варметр Д - 365 2,5

Счётчик активной энергии И - 675 1,0

Счётчик реактивной энергии И - 673М 2,0

ЛЭП 10 кВ:

Амперметр Э - 377 1,5

Счётчик активной энергии И - 675 1,0

Счётчик реактивной энергии И - 673М 2,0

Выбор трансформаторов тока.

Цепь генератора.

Встроенные в токопровод трансформаторы тока у генераторов 63 МВт ТШЛ20Б - I 6000/5, 100 МВт ТШЛ20Б - I 8000/5 ([3] табл. 5.9 стр. 300)

Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в таблице 8.1

Таблица 8.1

Прибор	Тип	Кол-во	Потребляемая мощность, В·А
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-377	3	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д-365	1	0,5	-	0,5
Варметр	Д-365	1	0,5	-	0,5
Счётчик активной энергии	И-675	1	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной энергии	И-675М	1	2,5	2,5	2,5
Регистрирующий ваттметр	Н-395	1	10	-	10
Регистрирующий амперметр	Н-393	1	10	10	10
Суммарная нагрузка			26,1	12,6	26,1

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

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

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

где r_к - сопротивление в контактах, Ом;

r_пр - сопротивление соединительных проводов, Ом;

Z_{2 ном} - номинальная нагрузка, Ом.

r_пр = 1,2 - 1,04 - 0,1 = 0,06 Ом.

Ориентировочная длина l = 10 м. Для турбогенератора 63 МВт расчётное сечение алюминиевых проводов (с = 28,3·10^-9 Ом·м):



Выбираем кабель АКРВГ с жилами 5 мм².

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

Выбираем кабель с жилами 3 мм².

Цепь собственных нужд.

В трансформатор СН встроены трансформаторы тока типа ТВТ 35 - I - 600/5 ([3] табл. 5.11 стр. 318). С низкой стороны (6 кВ) трансформатора СН устанавливаем трансформаторы тока типа ТШЛП -10 -1000/5 ([3] табл. 5.19 стр. 298).

I_р.мах = 881 А < I _н = 1000 А

U_р.мах = 6 кВ < U_н = 10 кВ

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 8.2

Таблица 8.2

Прибор	Тип	Кол-во	Потребляемая мощность, В·А
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-377	3	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-365	1	0,5		0,5
Счётчик активной энергии	И-675	1		2,5
Суммарная нагрузка			1,0	3,0	1,0

Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фазы В.

r_приб = S_приб/I_р = 3,0/5² = 0,12 Ом

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

где Z_2ном = 0,8 Ом

r_пр = 0,8 - 0,12 - 0,01 = 0,58 Ом.

Ориентировочная длина 6 метров, тогда:

Принимаем кабель АКРВГ с жилами 2,5 мм².

Цепь пускорезервных собственных нужд.

В трансформатор встроены трансформаторы тока:

в трансформатор с U_вн = 10 кВ - ТВТ - I - 600/5

в трансформатор с U_вн = 110 кВ - ТВТ 110 - I - 200/5

С низкой стороны 6 кВ трансформаторов пускорезервных устанавливаем трансформаторы тока типа ТШПЛ - 10 - 1600/5

I_р.мах = 1445 А < I_н = 1600 А

U_р.мах = 6 кВ < U_н = 10 кВ.

ТТ нагружен аналогично цепи СН (таблица 8.2). Используем кабель АКРВГ - с жилами 2,5мм².

РУ - 110 кВ.

Устанавливаем трансформаторы тока типа ТФЗМ -110Б - I 300/5

I_р.мах = 294,27 А < I_н = 300 А

Проверку производим по следующим условиям:

i_у = 18,58 кА < i_дин = 63 кА - динамическая стойкость.

В_к = 3,6 < 13 ²·3 = 507 - термическая стойкость.

Требуемый класс точности - 0,5.

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 8.3

Таблица 8.3

Прибор	Тип	Кол-во	Потребляемая мощность, В·А
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-377	3	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-365	1	0,5		0,5
Варметр	Д-365	1	0,5		0,5
Счётчик активной энергии	И-675	1		2,5
Счетчик реактивной энергии	И-675М	1		2,5
Регистрирующий амперметр	Э-377	1	10		10
Суммарная нагрузка			11,5	5,5	11,5

Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фаз А и С.

S_приб = 11,5 В·А

r_приб= S_приб / I₂² = 11,5/ 1² = 11,5 Ом

r_пр = Z_{2 ном} - r _приб - r _к,

где Z_{2 ном} = 20 Ом

r_пр = 20 - 11,5 - 0,1 = 8,4 Ом.

Тогда расчётное сечение проводов при длине 100 м равно:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 1 мм².

Трансформаторы связи 110/10 кВ.

Высшая сторона 110 кВ

Встроенные трансформаторы тока типа ТВТ - 110 - 600/1

Устанавливается один амперметр в фазу В типа Э - 377 с S_приб = 0,5 В·А.

Тогда r_приб = 0,5/1² = 0,5 Ом

Допустимая нагрузка 20 Ом

r_пр = 20 - 0,5 - 0,1 = 19,4 Ом.

Сечение провода:

Используем кабель АКРВГ с жилами 1 мм²

Низкая сторона 10 кВ

Встроенные трансформаторы тока типа ТВТ - 10 - 6000/5

I_р.мах = 5600 А

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 8.4

Таблица 8.4

Прибор	Тип	Кол-во	Потребляемая мощность, В·А
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-377	1		0,5
Ваттметр	Д-365	1	0,5		0,5
Варметр	Д-365	1	0,5		0,5
Счётчик активной энергии	И-675	1		2,5
Счетчик реактивной энергии	И-675М	1		2,5
Суммарная нагрузка			1,0	5,5	1,0

Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фазы В.

S_приб = 5,5 В·А

r_приб= S_приб / I₂² = 5,5/ 1² = 5,5 Ом

r_пр = Z_{2 ном} - r _приб - r _к,

где Z_{2 ном} = 20 Ом

r_пр = 20 - 5,5 - 0,1 = 14,4 Ом.

Тогда расчётное сечение проводов при длине 100 м равно:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 1 мм².

Выбор трансформаторов напряжения.

Цепь генератора.

В токопровод встроены трансформаторы напряжения ЗОМ - 1/20 - 63У2 ([3] табл. 5.13 стр. 334)

Мощность приборов, подключённых к ТН приведена в таблицу 8.5

Таблица 8.5

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

Полную мощность определим по формуле:

Допустимая мощность ТН: S_д = 75 В·А

Тогда имеем: S_2? < S_доп

Следовательно, ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

Шины 110 кВ

На шинах устанавливаем трансформатор типа НКФ - 110 - 58Т1 ([3] табл. 5.13 стр. 334).

Подсчитаем его вторичную нагрузку (таблица 8.6)

Таблица 8.6

Прибор	Тип	Sобм, В·А	Число паралл. катушек	cosц	sinц	Число приборов	Общая мощность
							Р, Вт	Q, Вар
Ваттметр	Д-365	1,5	2	1	0	1	3
Варметр	Д-365	1,5	2	1	0	1	3
Счётчик реакт. эн.	И-75М	3 Вт	2	0,38	0,925	1	3х2	14,6
Счётчик акт. эн.	И-675	3 Вт	2	0,38	0,925	1	3х2	14,6
Вольтметр регистр	Н-393	10	2	1	0	1	20
Сумма							38	29,2

Полная мощность:

Допустимая мощность 400 В·А, что выше чем S_2?.

Следовательно, ТН обеспечивает необходимый класс точности 0,5.

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

ОРУ 110 кВ

Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, называется открытым распределительным устройством. Как правило РУ напряжением от 35 кВ выполняются открытыми.

Конструкция ОРУ обеспечивает надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

Надежность ОРУ достигается правильным выбором расстояния между токоведущими частями. Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ выбирается в соответствии с правилами ПУЭ.

Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Габариты проезда должны быть не менее 4 м по высоте и ширине. Гибкие шины крепятся с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.

Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами и баковыми выключателями предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 сантиметров и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники.

ОРУ всегда ограждается от остальной территории станции забором высотой не менее 1,6 м сетчатым ограждением.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом. Для крепления проводов предусмотрены порталы. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами - стандартные, железобетонные.

ГРУ 10кВ

Обслуживание РУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах.

Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений должны быть помещены в камеры или ограждены.

Генераторные распределительные устройства, сооружаемые на ТЭЦ, выполняются с применением сборных и комплектных ячеек.

В ГРУ 10 кВ предусмотрены 2 секции сборных шин к каждой из которых присоединен генератор 63 МВт. К двум секциям присоединены трех обмоточные трансформаторы связи.

ГРУ рассчитано на ударный ток до 300 кА. Здание одноэтажное с пролетом 18 м, выполняется из стандартных железобетонных конструкций, которые применяются для сооружения и других зданий ТЭЦ.

В центральной части здания в два ряда расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей, далее следуют ячейки с генераторных, трансформаторных и секционных выключателей, групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения. Шаг ячейки 3 м.

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

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

Следует обратить внимание на то, что все ячейки генераторных выключателей расположены со стороны ГРУ, обращенной к турбинному отделению, а ячейки трансформаторов связи со стороны открытого РУ.

Такое расположение помогает осуществить соединение генераторов и трансформаторов связи с ячейками ГРУ с помощью гибких подвесных токопроводов.

Литература

энергия ток замыкание выключатель

1. Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин «Электрооборудование станций и подстанций». - М.: Энергоатомиздат, 1987 г.

2. Методические указания по курсовому проектированию. - Мн.: БГПА, 1982 г.

3. Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков «Электрическая часть электростанций и подстанций». - М.: Энергоатомиздат, 1989 г.

Размещено на Allbest.ru