Конструирование электрических установок ТЭЦ-430

К четвертой группе относятся сети напряжением 220 кВ и выше.

Режим работы нейтрали определяет ток замыкания на землю.

2.8.2 Выбор режима нейтрали сети на проектируемой станции

Проектируемая электростанция характеризуется наличием двух напряжений:

10 кВ; 110 кВ.

В соответсвии с рекомендациями Международного электротехнического комитета принимаем:

сеть собственных нужд напряжением 0,4 кВ выполняем с глухозаземленной нейтралью;

в сетях 110 кВ и 220 кВ определяющим в выборе способа заземления нейтралей является фактор стоимости изоляции. Здесь применим эффективное заземлениенейтралей, при котором во время однофазных замыканий напряжение на неповрежденных фазах равно примерно 0,8 междуфазного в нормальном режиме работы. Это основное достоинство такого способа заземления нейтралей.

При выборе режима работы нейтрали сети напряжением 10 кВ необходимо определить значение емкостного тока замыкания на землю. Приближенно ток Ic,А, можно определить следующим образом:

для кабельных сетей

 А,

где U - междуфазное напряжение, кВ;

l - длина электрически связанной сети данного напряжения, км.

В сетях с изолированной нейтралью более опасно однофазное замыкание на землю через дугу, так как дуга может повредить оборудование и вызвать двух- или трехфазное к.з. (последнее часто наблюдается при однофазных замыканиях на землю одной из жил трехазного кабеля). Особенно опасны дуги внутри машин и аппаратов, возникающие при однофазных замыканиях на заземленные корпуса или сердечники.

При определенных условиях в месте замыкания на землю может возникать так называемая перемеживающая дуга, т.е. дуга, которая периодически гаснет и зажигается вновь. Перемеживающая дуга сопровождается возникновением перенапряжений на фазах относительно земли, которые могут достигать 3,5Uф. Эти перенапряжения распространяются на всю электрически связанную сеть, в результате чего возможны пробои изоляции и образование к.з. в частях установки с ослабленной изоляцией.

С учетом опасных последствий однофазных повреждений и их зависимости от тока допустимые значения последнего нормируются и для напряжения 10 кВ емкостной ток замыкания на землю не должен превышать 20 А.

Так как значение емкостного тока замыкания на землю превышает допустимого значения, т.е. Iс = 40 А, следовательно необходимо принять меры для ограничения этого тока.

В сетях 10 кВ для уменьшения тока замыкания на землю применяется заземление через дугогасящие катушки.

2.8.3 Выбор числа, мощности и способа подключения дугогасящей катушки

В нормальном режиме работы ток через катушку практически равен нулю. При полном замыкании на землю одной из фаз дугогасящая катушка оказывается под фазным напряжением и через место замыкания на землю протекает наряду с емкостным током Iс также индуктивный ток катушки IL. Так как индуктивный и емкостный токи отличаются по фазе на угол 180, то в месте замыкания на землю они компенсируют друг друга. Если IL = Iс (резонанс), через место замыкания на землю ток протекать не будет. Благодаря этому дуга в месте повреждения не возникает и устраняются связанные с нею опасные последствия.

Суммарная мощность дугогасящих катушек для сетей определяется

кВар,

где n - коэффициент, учитывающий развитие сети; n = 1,25;

Iс - полный ток замыкания на землю,А;

Uф - фазное напряжение сети, кВ.

По рассчитаному значению Q в [ кВар ] подбираем катушки требуемой номинальной мощности. Таким образом, к установке принимаем две дугогасящие катушки типа РЗДСОМ - 380/10У1, параметры которых сведем в таблицу

Таблица: Параметры реактора заземляющего дугогасящего

Тип	Sтип, кВА	Uном, кВ	Iпред,р, А	Трансформатор тока	Цена, руб
				Тип	nтр
РЗДСОМ - 380/10У1	380	10	25 - 50	ТВ-35 - III - 200|5У2	75/5	4000

Примечание: в типе реактора: Р - реактор, ЗД - заземляющий дугогасящий, С - ступенчатое регулирование с помощью устройсва ПБВ, О - однофазный, М - маслянный; в числителе - мощность при наибольшем рабочем напряжении реактора, кВА, в знаменателе - номинальное напряжение сети, кВ; У - для района с умеренным климатом; цифра 1 - для работы на открытом воздухе.

2.9 Разработка схемы распределительного устройства

2.9.1 Выбор электрической схемы РУ на стороне ВН с учетом надежности и технико-экономического расчета

2.9.1.1 Требования, предъявляемые к схемам РУ повышенных напряжений

Распределительные устройства повышенных напряжений принадлежат электростанциям или подстанциям (на сторонах высшего и среднего напряжений). К рассматриваемым РУ подключаются ВЛ районной сети и трансформаторы данной электрической станции, т.е. присоединения в большинстве случаев мощные и ответственные, поэтому следует учитывать частые отключения воздушных линий, обусловленные плановыми ремонтами или отказами, а также различные коммутационные операции.

Особенности исходных условий РУ повышенных напряжений позволяют сформировать следующие требования общего порядка, которым должны удовлетворять независимо от того, какой электроустановке они принадлежат:

1. Ремонт выключателей напряжением 110кВ и выше должен производиться без отключения присоединений.

2. Отключение ВЛ должно осуществляться не более чем двумя выключателями, отключение трансформаторов - не более чем тремя выключателями.

Чем чаще ожидаются коммутации данного присоединения, тем меньше выключателей в них должно участвовать.

3. Отказы выключателей РУ как при нормальном, так и при ремонтном состоянии схемы не должны приводить: а) к одновременной потери обеих параллельных трансформаторных линий одного направления, если учитывать, повышенные требования к надежности двухцепной связи;

б) к одновременному отключению нескольких линий, при котором нарушается устойчивость работы энергосистемы.

Электрические схемы РУ повышенных напряжений весьма разнообразны. Здесь могут найти применение электрические схемы различных типов, и выбор наилучшего решения возможен только на основе технико-экономических расчетов и расчета надежности.

2.9.1.2 Характеристика предлагаемых вариантов схем РУ

Для РУ напряжением 110кВ и выше с большим числом присоединений широко применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь. Как правило, применяется фиксированное распределение присоединений, т.е. две рабочие системы шин находятся под напряжением и все присоединения распределяются между ними равномерно. Обе системы шин соединены между собой шиносоединительным выключателем ШСВ, который служит для изоляции выключателей от сборных шин при ремонте, а также для переключения цепей с одной системы шин на другую без перерыва в их работе. Чтобы обеспечить возможность ремонта выключателей без перерыва в работе соответствующих присоединений, предусматривают обходную систему шин и обходные выключатели.

Достоинством такой схемы является:

- возможность ремонта любой системы шин без отключения потребителей и источников;

- при к.з. на одной системе шин потребители теряют питание только на время оперативных переключений;

- рассматриваемая схема является гибкой и надежной.

Однако следует отметить, что для РУ 110 кВ и выше существенными становятся недостатки этой схемы:

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

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

- необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на соединение РУ;

- повреждение шиносоединительного выключателя равноценно к.з. на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений.

Так при ремонте ШСВ для сохранения параллельной работы всех цепей необходимо перевести все цепи на одну систему шин (при этом увеличивается опасность потери всего РУ), либо перейти на раздельную работу двух систем шин с их присоединениями, что может представить затруднения в питании сети и привести к увеличению потерь энергии в линиях и трансформаторах из-за неодинаковой загрузки последних. Устранить эти недостатки можно, выполнив два совмещенных ШСВ+ОВ, с последовательным соединением их при нормальной работе. При необходимости использования ШСОВ по прямому назначению надо отключить его, разделив тем самым рабочие системы шин, затем отключить разъединитель и воспользоваться обходным выключателем.

Поэтому исходя из вышесказанного окончательный выбор электрической схемы на РУ 110кВ необходимо произвести на основании технико-экономического расчета.

2.9.1.3 Технико-экономический расчет с учетом надежности

Показатели надежности вариантов схем сведем в таблицу.

Таблица: Показатели надежности

Элементы	,1/год	Тв,ч/1	,1/год	Тр,ч/1
Выключатель	0,02	20	0,2	45
Линия	0,66*	11	1,6	15,5
Энергоблок	8	49	1,0	117
СШ	0,016**	5	0,166**	4

Примечание:

* на 100 км

** на одно присоединение

Составим таблицу расчетных связей.

В состав учитываемых элементов таблицы расчетных связей вариантов электрической схемы РУ 110кВ включаем: выключатели, линии, сборные шины. В состав ремонтных режимов схемы включаем: ремонт всех выключателей 110кВ, сборных шин, а также рассматриваем нормальное состояние схемы. Расчетные аварийные ситуации: отключение энергоблоков из-за отказов в РУ 110кВ.

Частота отказов:

- линии:

л = уд.l /100;

где, l - длина линии;

- сборных шин:

с.ш. = n;

где, n - число присоединений к СШ;

- выключателей 110кВ:

в,соб.=в.сш.+aв.оп.Nоп.;

где в.сш. - частота отказов выключателя в статическом состоянии, 1/год.

ав.оп. - относительная частота отказов при операциях, равных отношению числа отказов при оперативных переключениях к общему числу операций выключателем. (таб. )

Nоп..- число операций выключателя в год;

,

где,Nц. - число операций в цикле;

- частота плановых ремонтов соединительного элемента;

реж. - частота и его режимных отключений;

ав.авт. - относительная частота отказов, равная отношению числа отказов при автоматическом отключении к общему числу автоматических отключений за год.

б.тех.,б.эл. - частота отказов в технологической и электрической частях блока соответственно.

Таблица. Относительная частота отказов выключателей.

Тип выключателя	Uном, кВ		ав,оп 10-3	ав,авт
				без АПВ	С АПВ
Воздушные	110	0,2	1,3	6,0	7,0

Значение длительности аварии Тij оценивают в зависимости от характера аварийной ситуации:

а) генератор нельзя ввести в работу, пока не будет произведен восстановительный ремонт отказавшего элемента,

Tij = Тв.;

б) отказавший элемент (выключатель) можно отделить разъединителями и восстановить работу генератора соответствующими операциями,

Tij = 1,0ч.;

в) отказ выключателя произошел в период ремонта смежного выключателя узла, к которому присоединен генератор. Восстановить работу генератора возможно только после того, как будет отремонтирован один из двух выключателей.

где, Тв,i - среднее время восстановления отказавшего i-го выключателя,

Тр,j - средняя длительность планового ремонта j-го выключателя.

Определение среднего недоотпуска энергии в систему

Значения среднегодового недоотпуска энергии в систему повариантно:

Вариант 1

Wг = 117,9813 МВтч;

Вариант 2

Wг = 109,162 МВтч.

Величина ущерба составляет

Вариант 1

У = 17,8 тыс.руб/кВтч;

Вариант 2

У = 16,374 тыс.руб/кВтч;

Таблица: Приведенные затраты

Наименование затрат	Вариант 1	Вариант 2
К, тыс.руб.	10256	8974
0,214К,тыс.руб.	2194,784	1920,436
У = уоW, тыс.руб.	17,8	16,374
З, тыс.руб.	2212,584	1936,81
Сравнение, %	114,34	100

Технико-экономический расчет показал, что более экономичной оказалась схема с двумя рабочими и обходной системой сборных шин и объединенным обходным и шиносоединительным выключателем. Но так как предусматривается установка элегазовых выключателей, частота отказов которых пренебрежимо мала, можно сделать вывод, что объединенный шиносоединительный выключатель будет использоваться в качестве обходного незначительное время. Поэтому к установке принимаем схему с двумя рабочими и обходной системой сборных шин и объединенным обходным и шиносоединительным выключателем, как более гибкую и надежную электрическую схему.

2.10 Выбор проводников и аппаратов

2.10.1 Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов

Проводники и аппараты электроустановок должны удовлетворять расчетным условиям их работы при различных режимах функционирования электроустановок или отдельных частей (например, присоединений РУ).Под расчетными условиями в общем случае понимаются наиболее тяжелые условия, в которых может оказаться аппарат или проводник при различных режимах функционирования электроустановки.

Различают четыре режима работы электроустановок: нормальный, ремонтный, аварийный и после аварийный. Первый, второй и четвертый режимы - это длительные режимы, причем нормальный режим наиболее длительный. Третий режим - кратковременный.

Под номинальным режимом понимается такой режим, когда электроустановка и ее элементы функционируют в соответствии с запроектированными для них параметрами длительного режима по утвержденному диспетчерскому графику нагрузки, без перегрузки элементов и когда в схеме электроустановки нет вынужденно отключенных по той или иной причине элементов.

Ремонтный режим - это режим плановых текущих профилактических и капитальных ремонтов. В ремонтном режиме возможна повышенная нагрузка отдельных оставшихся в работе элементов электроустановки, резервирующих ремонтируемые элементы (линии, трансформаторы, реакторы и т.п.).

Аварийный режим - это режим, вызванный внезапным нарушением нормального режима вследствие коротких замыканий, обрывов фаз (неполнофазный аварийный режим) несинхронных включений элементов энергосистем, возникновения качания в энергосистеме при асинхронном ходе ее частей и т.п. Аварийные режимы, если их быстро не ликвидировать, ведут к отказу элементов электроустановок и электроустановок в целом, цепочному развитию аварии к наиболее тяжелым системным авариям. Электрические аппараты и проводники должны быть динамически и термически стойкими при различных аварийных режимах.

Послеаварийный режим - это режим замены или внеочередного аварийного режима отказавшего при аварийном режиме оборудования. При этом режиме возможна повышенная длительная нагрузка оставшихся в работе элементов электроустановки, резервирующих отдельные элементы.

При выборе проводников и аппаратов необходимо знать максимальные длительные токи нормального режима Iнорм.макс., ремонтного режима Iрем.макс., послеаварийного режима Iпав.макс.. Наибольший из двух последних токов, если он больше Iном.макс., может быть назван максимальным длительным током Iдлит.макс. Кроме того при выборе проводов и аппаратов необходимо знать токи при расчетных условиях к.з.

2.10.2 Определение расчетных токов

1. Цепь генератора. Наибольший ток нормального режима принимается при загрузке генератора до номинальной мощности Pном., при номинальном напряжении и Cos ном.:

Iнорм. = Iном.г =

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5%:

Imax =

2. Цепь двухобмоточного трансформатора.

Со стороны ВН и НН принимают

Iнорм. = Iном.т =

где, Sном. - номинальная мощность трансформатора.

3. Цепи секционных шиносоединительных выключателей, сборные шины.

Ток номинального режима определяется с учетом токораспределения по шинам при наиболее неблагоприятном эксплутационном режиме. Такими режимами являются, отключение части генераторов, перевод отходящих линий на одну систему шин, а источников питания на другую. Обычно ток, проходящий по сборным шинам, секционному и шиносоединительному выключателю, не превышает Imax. самого мощного генератора или трансформатора, присоединенного к этим шинам.

4. Цепь группового одинарного реактора.

В нормальном режиме реактор загружен равномерно. Наибольший ток номинального режима определяется по нагрузке присоединенных к ветви потребителей:

Iнорм. =

В послеаварийном или ремонтном режиме при отключении одной потребительской ветви, присоединенной к реактору, нагрузка другой ветви может соответственно возрасти, поэтому

Imax. = Iнорм.,

где, n - число линий, присоединенных к реактору.

2.10.3 Расчетные условия для проверки аппаратуры и токоведущих частей по режиму к.з.

Зона 1. Включает все цепи установки повышенного Uя, т.е. сборные шины, цепи трансформаторов, начиная от секционных выводов до сборных шин, цепи ЛЭП, а также шиносоединительный выключатель, обходную систему шин с обходным выключателем. Все без исключения цепи этой зоны рассчитываются по суммарным токам к.з.определенным для точки К - 1.

Время отключения к.з. требуемое для оценки термической стойкости аппаратов, определяется по времени действия основных релейных защит и полному времени отключения выключателей:

tоткл.= tр.з. + tо.в.;

В зону 2 входит большое количество цепей: сборные шины генераторного Uя, цепи трансформатора связи и трансформаторов собственных нужд, а также цепь ответвления от блока генератор - трансформатор до трансформатора собственных нужд.

Величина tоткл. для всех цепей этой зоны определяется временем действия дифференциальной защиты шин 6-10кВ, для которых можно принять tр.з. = 0,1с. С учетом полного времени отключения выключателей генераторного U1 tоткл. =0,3с.

Зона 3 включает в себя одну цепь генератора, будь то генератор, присоединенный на ТЭЦ к шинам 6-10кВ, или генератор, работающий в блоке с повышающим трансформатором.

Для этой зоны расчетные условия по токам к.з. определяются каждый раз, исходя из двух крайних случаев возможных к.з.:

1. к.з. произошло на сборных шинах: через выключатель генератора пойдет только ток посылаемый данным генератором I1 в место повреждения, поэтому:

Iк.расч. = Iк.г1;

2. к.з. на выводах генератора: в этом случае через выключатель генератора к месту к.з. пойдут токи от всех других источников, кроме данного генератора, и следовательно,

Iкраег = Iк - Iк,г1;

Время отключения для зоны 3 определяется с учетом действия дифференциальной защиты генератора или блока, т.е. tотк = 0,3с.

Зона 4 включает в себя также только одну цепь, а именно реактированную отходящую линию 6-10кВ. Согласно ПУЭ токоведущие части и аппаратура такой линии рассчитывается по точке к.з. К-4, находящейся за реактором. Это делают, считая что к.з. на участке между сборными шинами и реактором маловероятны. Между тем выбор ошиновки и аппаратов по токам к.з. до реактора, т.е. по точке К-2, привел бы к необходимости выбора усиленной ошиновки и мощных выключателей, что резко повысило бы капитальные затраты на оборудование ячеек линии 6-10кВ. Вместе с тем по ПУЭ требуется, чтобы небольшой участок ошиновки от сборных шин до первых проходных изоляторов выбирался с учетом токов к.з. в точке К-2, т.е. до реактора.

Так как линии 6-10кВ защищаются максимальной токовой защитой, то величина tр,з берется в зависимости от действительной выдержки времени. С учетом времени отключения выключателя время отключения к.з. обычно равно 1,2 - 2,2с.

Зоны 6 и 7 охватывают цепи собственных нужд. При этом оборудование, относящееся к зоне 7, подвергается действию суммарного тока к.з., определенного в точке 4, включая подпитку от двигателей собственных нужд.

Цепи зоны 6 аналогичны по своим свойствам цепям генераторов (зона 3). В зависимости от положения цепей относительно точки к.з. по ним протекает только ток от двигателей или ток от генераторов станции и системы, проходящий через трансформатор собственных нужд ТСН. При этом ток подпитки от двигателей собственных нужд, как правило, может иметь решающее значение лишь для начального момента к.з., например, для оценки электродинамической стойкости оборудования. Термическая стойкость определяется, как правило, по токам, поступающим от генераторов.

Время tотк. для зоны 6 определяется с учетом основной защиты ТСН (дифференциальная или токовая отсечка) и ориентировочно может быть принято равным 0,2-0,3с.

Для зоны 7 указанное время определяется с учетом времени действия максимальной токовой защиты и может быть ориентировочно принято равным 0,6-1,2с.

Результаты расчетов токов к.з. для выбора проводников и аппаратов сведем в таблицу.

2.10.4 Общие условия выбора выключателей

Номинальное напряжение электроустановки Uуст. меньше или равно номинальному напряжению Uном. выключателя, т.е.:

Uуст ? Uном;

Ток утяжеленного режима меньше или равен номинальному току выключателя, т.е.

Iутяж ? Iном?

Начальное значение периодической составляющей тока к.з. меньше или равно действующему значению тока электродинамической стойкости, т.е.

Iп‚о ? Iэд?

Ударный ток к.з. меньше или равен амплитудному значению тока электродинамической стойкости, т.е.

iуд ? Iэд,max;

Импульс квадратичного тока меньше или равен номинальному импульсу квадратичного тока, определяемого квадратом тока термической стойкости и временем его протекания, т.е.

B ? I?терм•tтерм?

Действующее значение периодической составляющей тока к.з. в момент расхождения контактов меньше или равно номинальному току отключения выключателя, т.е.

Iп,ф ? Iотк;

Полный ток к.з. к моменту расхождения контактов меньше или равен номинальному ассиметричному току отключения, т.е.

(v2Iп,ф+iа,ф)??2Iоткл(1+вном);

где, вном. - номинальное относительное содержание апериодической составляющей.

2.10.5 Общие условия выбора разьеденителей

Номинальное напряжение электроустановки меньше или равно номинальному напряжению разьеденителя, т.е.:

Uуст. ? Uном.;

Ток утяжеленного режима меньше или равен номинальному току разьеденителя, т.е.:

Iутяж. ? Iном.;

Ударный ток меньше или равен току электродинамической стойкости, т.е.;

iуд.max ? iэд.max;

Импульс квадратичного тока к.з. меньше или равен номинальному импульсу квадратичного тока:

B?I?тер.·t?тер..

Выбор выключателей и разъединителей:

1.Выбор выключателей и разъединителей в цепи генераторов ТВФ-110-2УЕ3 и ТВФ-120-2У3, работающего на шины 10,5 кВ.



Расчетные данные	Каталожные данные
	МГУ-20-90/9500У3	РВР-20/8000У3
Uуст = 10,5 кВ	Uном = 20 кВ	Uном = 20 кВ
Iмах = 7958,46 А	Iном = 9500 А	Iном = 8000 А
Iп, = 53,795 кА	Iотк,н = 90 кА	-
iа, = 26,182 кА	Iа, =	-
53,795+26,182 = 102,26 кА	90(1+0,1) = 140 кА	-
Iп,о = 53,795 кА	Iпр,ск = 105 кА	-
iу = 144,55 кА	iпр,ск = 300 кА	iпр,ск = 260 кА
Вк = 12110,98

Определение импульса квадратичного тока для схемы вида “система - генератор”:

Вк = Iпо2 ( tотк + Ta ) = 53,795 ( 4 + 0,185) = 12110,98 кА2 с;

где, Та = 0,185 с.

Величина определена по кривой рис. 4-49 [ ], для = 0,01 + 0,15 = 0,16с.

2. Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 кВ.

.



Расчетные данные	Каталожные данные
	ВГБ-110-40/2000 У1	РНДЗ-1-110/1000 У1
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Iмах = 721,69 А	Iном = 2000 А	Iном = 1000 А
Iп, = 24,73 кА	Iотк,н = 40 кА	-
iа, = 11,51 кА	iа,ном =	-
Iп,о = 25,657 кА	Iпр,ск = 40кА	-
iу = 63,624 кА	iпр,ск = 102 кА	iпр,ск = 80 кА
Вк = = 210,65

3. Выбор выключателей за ТСН и в присоединение двигателей:

;

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВМПЭ-10-1000/20У3	РВ-10/1000
Uуст = 6 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iном = 627,39 А	-	-
Imax = 660,408 А	Iном=1000 А	Iном=1000 А
Iп, = 14,833 кА	Iотк,н = 20 кА	-
iа, = 0,92 кА	iа,ном=	-
Iп,о = 18,8 кА	Iпр,ск = 20кА	-
iу = 47,547 кА	iпр,ск = 52 кА	iпр,ск = 100 кА
Вк = =67,843

Выбранный выключатель и разъединитель устанавливаются в КРУ выкатного типа, выбор КРУ 6 кВ на собственные нужды.

Расчетные данные	Каталожные данные
	К - XXVI
Uуст=6 кВ	Uном=6 кВ
Iмах=240,2 А	Iном=1000 А
Iп=15,38 кА	Iном.отк=31,5 кА
iуд=53,47 кА	iэд.мах=80 кА
Выключатель тпа ВМПЭ - 10 - 1000-20У3

4. Выбор выключателей и разъединителей в цепи за реактором

Для выбора линейных выключателей, установленных за реакторами, необходимо определить ток к.з. в этой зоне, значение этого тока на основании расчета проводимого при выборе линейных реакторов ток к.з. приведен в таблице;

;

.

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВМПЭ-10-630-20У3	РВ-10/400У3
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iнорм = 194 А
Iмах = 388 А	Iном = 630 А	Iном = 400 А
Iп, = 14,23 кА	Iотк,н = 20 кА	-
iа, = 0,336210-3 кА	iа,ном=	-
Iп,о = 14,23 кА	Iпр,ск = 20 кА	-
iу = 27,55 кА	iпр,ск = 52 кА	iпр,ск = 41 кА
Вк = = 298,1

Выбранный выключатель и разъединитель устанавливаются в КРУ стационарного типа, выбор КРУ 10 кВ на местную нагрузку.

Расчетные данные	Каталожные данные
	КРН-3-10
Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ
Iмах=240,2 А	Iном=630 А
Iп=15,38 кА	Iном.отк=20 кА
iуд=53,47 кА	iэд.мах=52 кА
Выключатель тпа ВМПЭ-10-630-20У3

2.10.6 Выбор проводников

2.10.6.1 Типы проводников, применяемых в основных электрических цепях

Основное электрическое оборудование электростанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разьеденители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

1. Цепь генератора на ТЭЦ. В пределах турбинного отделения от выводов генератора до фасадной стены токоведущие части выполняются в виде шинного моста из жестких полых алюминиевых шин или комплектным пофазно-экранированным токопроводом. Между турбинным отделением и ГРУ соединение выполняется шинным мостом или гибридным подвесным токопроводом. Все соединения внутри закрытого РУ6-10кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного и коробчатого сечения. Соединение ГРУ до выводов трансформатора связи осуществляется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом.

2. Цепь трансформатора собственных нужд. От стены ГРУ до выводов ТСН, установленного вблизи ГРУ, соединение выполняется жесткими алюминиевыми шинами. Если трансформатор собственных нужд устанавливается у фасадной стены главного корпуса, то этот участок от ГРУ до ТСН выполняется гибким токопроводом. От трансформатора до распределительного устройства собственных нужд применяется кабельное соединение.

3. В цепях линий 6-10кВ вся ошиновка до реактора и за ним выполнена прямоугольными алюминиевыми шинами. Непосредственно к потребителю отходят кабельные линии.

4. в блоке генератор- трансформатор участок от выводов генератора до блочного трансформатора и ошиновка к трансформатору собственных нужд выполняются комплектным пофазно-экранированным токопроводом. От ТСН до распределительного устройства собственных нужд применяется закрытый токопровод 6кВ.

5. Вся ошиновка в РУ 110 выполняется проводами АС или АСО.

Условия выбора жестких линейных конструкций.

1. Номинальное напряжение электроустановки меньше или равно номинальному напряжению изоляторов, поддерживающих шины, т.е.

Uуст.?Uном.

2. Сечение шины S приблизительно равно экономическому сечению, т.е.

S ? Sэк.= Iраб.норм. ? jэк.;

где: jэк.- экономическая плотность тока, A/.

3. Ток утяжеленного режима меньше или равен действительно допустимому продолжительному току при расчетной температуре окружающей среды, т.е.

Iутяж. Iдоп. прод.k0

4. Конечная температура нагрева шиныпри к.з. меньше или равна кратковременно допустимой температуре,

к кр.доп.;

5. Расчетное напряжение в материале шин при к.з. меньше или равно допускаемому механическому напряжению в материале шин,

эд.max доп.;

Выбор гибких шин и токопроводов.

Сечение гибких шин и токопроводов выбирается:

- по экономической плотности тока

- по длительно допустимому току

- по термическому действию тока



- расчет на электродинамическое действие тока к.з. для гибких шин обычно не производят, т.к. гибкие шины и токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами и поэтому силы взаимодействия между фазами не велики.

При напряжении 35кВ и выше для гибких проводников необходима проверка по условиям коронирования.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9Е0, т.е.

1,07Е 0,9Е0;

где, Е - напряженность электрического поля около поверхности провода

Е =

где, U - линейное напряжение, кВ;

Dср. - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

Dср. = 1,26D;

где, D - расстояние между соседними фазами;

r0 - радиус провода, см.;

E0 - значение критической напряженности электрического поля, кВ/см.

Е0 = 30,3m(1+ );

где, m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многожильных проводов m = 0,82).

Выбор числа и марки проводов в гибком токопроводе для соединения генератора ТВФ - 110 с блочным трансформатором.

Выбираем сечение по экономической плотности тока

Принимаем два несущих провода АС - 750/93, тогда сечение алюминиевых проводов должно быть:

qа = qэ - qас = 7560-2750 = 6060 .

Принимаем токопровод 2 х АС - 750/93 + 8 х А - 750 диаметром

d = 350 мм, расстояние между фазами D = 3м.

Число проводов А - 750:

Проверяем по допустимому току

Получили Iдоп = 11160 А Iмах = 7958,46 А.

Пучок гибких голых проводов имеет большую поверхность охлаждения, поэтому проверка на термическую стойкость не производится.

Проверяем токопровод по условиям схлестывания.

Сила взаимодействия между фазами

Н/м.

Сила тяжести 1м токопровода с учетом массы колец 1,6 кг, массы 1м провода АС - 750/93 2,8 кг, провода А - 750 2,062 кг по табл.7.33,7.55.

G = 9,8(22,8 + 82,062 + 1,6) = 222 Н/м.

Принимая время действия релейной защиты (дифференциальная) tз = 0,1с, находим tэк = 0,1 + 0,05 = 0,15с,

где tэк - эквивалентное по импульсу время действия быстродействующей защиты;

0,05 - коэффициент, который учитывает влияние апериодической составляющей.

По диаграмме рис.4-9 [ ] для значения

находим ,

откуда b = 0,18h = 0,45.

Допустимое отклонение фаз:



где D - расстояние между фазами;

d - диаметр токопровода;

адоп - наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их сближения, для генераторного напряжения, адоп = 0,2м.

Схлестывания не произойдет, так как b bдоп.

Выбор комплектного токопровода.

От выводов генератора до вводов повышающего трансформатора токоведущие части выполнены комплектным токопроводом .

Выбор производим по таблице 7 - 8 [Л - 1] . ТЭКН - 20/9000

На номинальное напряжение 20 кВ, номинальный ток главной цепи 11000 А, эл.динамическая стойкость главной цепи 300 кА .

Проверяем токопровод:

Imax Iном; 7958,46 9000 А

Iуд iдин; 270,9264 300 кА

Выбор сборных шин 110кВ и токоведущих частей.

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузки на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае блока генератор-трансформато:



Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью большей, чем мощность генератора 137,5 МВА, по этому

Iнорм = Imax = 721,69 А.

Принимаем АС-400/22; d=26,6 мм; Iдоп = 835 А;

rо = ; g = 400 мм2;

D =300 см.

Проверка шин на схлестывание не производится, так как S п о = 2813,2 < 4000 МВА

Проверка на термическое действие. Шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

Проверка по условию коронирования в данном случае могла бы не производиться, так как согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ АС-70. Учитывая что на ОРУ 110 кВ расстояние между проводами меньше, чем на воздушных линиях, а так же для пояснения методики расчета проведем поверочный расчет.

Начальная критическая напряженность.

Напряженность вокруг провода.

Е = .

Где Dср = 1,26 D =1,26 300 = 378 см.

Здесь принято U = 121 кВ, так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 1,1 Uном.

Условие проверки

1,07 Е 0,9 Ео: 1,07 13,126 = 14,045 < 28,159 = 0,9 31,288.

Таким образом, провод АС-400/22 по условиям коронирования проходит.

Токоведущие части от выводов 110 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока

i = 1А/мм2:

Принимаем два провода в фазе АС-400/22, наружный диаметр 26,6 мм, допустимы ток 2 835 = 1670 А.

Проверяем провода по допустимому току: Imax = 721,69 А < Iдоп = 1670 А

Проверку на термическое действие тока не производим.

Проверку на коронирование не производим, так как выше было показано, что провод АС-400/22 не коронирует.

2.11 Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов тока.

Iпрод.расч. =

Т.к. участок от выводов генератора до вводов трансформатора выполнен комплектным токопроводом типа 2 х АС-750/93+8кА-750 выбираем встроенные трансформаторы тока серии ТШЛ.

Таблица: Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Прибор	Тип прибора	Нагрузка от измерительных приборов в фазах, ВА
		А	В	С
Вольтметр показывающий, Варметр, Амперметр показывающий Расчетный счетчик Ваттметр регистрирующий Амперметр регистрирующий Датчик активной мощности Датчик реактивной мощности	Д 335 Д 335 Э 335 И 680 Н 3180 Н 344 Е 829 Е 830	0,5 0,5 0,5 2,5 10,0 - 5,0 -	- - 0,5 - - 10 - 5,0	0,5 0,5 0,5 2,5 10,0 - 5,0 -
Итого:		19,0	15,5	19,0

К установке принимаем трансформатор тока типа ТШЛ-10Б-8000/5. Вторичная номинальная нагрузка в классе точности 0,5 составляет Z2ном.=1,2Ом.

Таблица: Сравнение данных.

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст.=10,5кВ Imax.=7958,46А iу.=144.55кА Вк =12110,98кА2с	Uном. =10кВ Iном. =8000А не проверяется

Общее сопротивление проводов.

rприб. = Sприб. ? І?2 = 19,0 ? 25 = 0,76 Ом?

сопротивление контактов примем 0,1 Ом, тогда сопротивление соединительных проводов:

Zпр.= Z2ном. - Zприб. - rкон. = 1,2 - 0,76 - 0,1 = 0,34 Ом;

Принимая длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами 50 м;

q = с ? lрасч. ? rпр. = 0,028 • 40 ? 0,34 = 3,29 мм?;

принимаем контрольный кабель АКВРГ с жилами сечением 4мм?;

Выбор трансформаторов напряжения.

В цепи генератора трансформаторы напряжения предназначены для подключения измерительных приборов, для подключения колонки синхронизации и приборов контроля состояния изоляции. Приборы синхронизации иконтроля состояния изоляции подключаются к трансформатору Uя. Кратковременно, поэтому их можно не учитывать при подсчете нагрузки.

Таблица.

Прибор	Тип прибора	Нагрузка ТН, ВА, включенная между фазами
		АВ	ВС	СА
Вольтметр показывающий, Ваттметр показывающий, Ваттметр показывающий, Частотомер показывающий, Вольтметр регистрирующий, Ваттметр регистрирующий, Счетчик, Датчик активной мощности, Датчик реактивной мощности.	Э - 335; Д - 335; Д - 335; Э - 371; Н - 344; Н - 3180; И - 680; Е -829; Е - 830;	- 1,5 1,5 - - 10,0 2,0 5,0 -	- 1,5 1,5 - - 10,0 2,0 - 5,0	2,0 - - 3,0 10,0 - - 5,0 -
Итого:	20,0	20,0	20,0

Выбираем трансформатор напряжения типа ЗНОМ - 10 - 63У2.

Сравнение данных.

Расчетные данные.	Каталожные данные.
Uусил. = 10,5 кВ; S2 расч. = 20 ВА;	Uном. = 10 кВ; S2 ном. = 75 ВА;

Выбор измерительных трансформаторов на сборных шинах 110кВ.

Выбираем трансформатор тока типа ТФНД - 110 М-XL.

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ
Imax=721,69 A	Iном=800 А
iуд=63,624 кА	Не проверяется
Вк=210,65 кА2 с	(kтIном)2tт=(43,35)23=140616,75 кА2 с

kт - кратность термической стойкости.

Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Прибор	Тип	Нагрузка, ВА фазы
		А	В	С
Амперметр	Э - 335	0,5		0,5
Ваттметр	Д - 335	0,5	--	0,5
Счетчик акт. энергии	И - 680	2,5	--	2,5
Счетчик реакт. энергии	И - 673 М	2,5	2,5	2,5
Варметр	Д - 335	0,5	--	0,5
Итого:		6,5	2,5	6,5

Общее сопротивление приборов.



Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5 состовляет 1,2 Ом . Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов:

rпров=Z2 ном - rприб - rконт.=1,2 - 0,244 - 0,1=0,856 Ом

Принимая длину соеденительных проводов с алюминиевыми жилами 75 м, определим сечение:

Принимаем контрольный кабель АКВРГ с жилами сечением 4 мм2.

Выбор трансформатор напряжения.

Прибор	Тип	Sодной обмотеи,ВА	Число обмоток	cos	sin	Кол.	Общая потреб. мощность
Вольтметр Ваттметр Варметр Частотомер Счетчик акт. энергии	Э-378 Э-335 Д-335 Э-371 И-680	2 1,5 1,5 3 2Вт	1 2 2 1 2	1 1 1 1 0,38	0 0 1 0 0,925	2 2 1 2 1	4 6 3 6 4	- - - - 9,7
Итого							23	9,7

Вторичная нагрузка:

Выбираем трансформатор напряжения типа: НКФ - 110 - 57. Номинальная мощность которой в классе точности 0,5 - 400 ВА, т.о.

трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Расчетные данные.	Каталожные данные.
Uусил. = 110 кВ; S2 расч. = 24,9 ВА;	Uном. = 110 кВ; S2 ном. = 400 ВА;

Размещено на Allbest.ru