Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ

1.1 Выбор единичной мощности агрегатов

1.2 Разработка вариантов схем выдачи энергии

1.3 Определение числа присоединений в РУ

2. ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНАВАНИЕ СХЕМЫ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ. РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

3. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

4.2 Выбор ограничителей перенапряжений

5. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

6. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

7. ВЫБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕОЬНЫХ ПРИБОРОВ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

7.1 Выбор измерительных приборов

7.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

7.3 Выбор трансформаторов напряжения

8. ВЫБОР КОНСТРУКЦИЙ И ОПИСАНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

8.1 ОРУ 110 кВ

8.2 ГРУ 6 кВ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПО ПРОГРАММЕ TKZ



ВВЕДЕНИЕ

В курсовом проекте разрабатывается электрическая часть ТЭЦ мощностью 90 МВт. По заданию (рисунок 1) станция должна иметь два распределительных устройства (РУ): 6 кВ (РУ НН) и 110 кВ (РУ ВН). Потребители подключаются к РУ НН (Р_макс.6 = 40 МВт), минимальные нагрузки по заданию следует принять 80 % от максимальных. Связь с системой осуществляется через РУ ВН воздушной линией 110 кВ протяжённостью 85 км.

Рисунок 1 Схема энергосистемы

энергия мощность замыкание токоведущий

В данном курсовом проекте необходимо разработать два варианта выдачи мощности, предусмотреть при этом питание потребителей 6 кВ, выбрать силовое оборудование для обоих вариантов (генераторы, трансформаторы, токоограничивающие реакторы) и по результатам технико-экономического сравнения выбрать один из вариантов.

Далее предстоит разработать полную принципиальную схему станции с выбором схем распределительных устройств и произвести расчет токов короткого замыкания с учетом схемы энергосистемы для выбора аппаратов, токоведущих частей и измерительных трансформаторов тока и напряжения. Необходимо также выбрать типы релейных защит генераторов, трансформаторов, шин, отходящих ЛЭП и др.

На первом листе графической части курсового проекта необходимо отобразить полную схему электрических соединений с указанием выбранного оборудования и приборов. На втором - выполнить чертеж РУ 6 кВ.



1 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ

1.1 Выбор единичной мощности агрегатов

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

Число и мощность генераторов ТЭЦ, присоединенных к шинам генераторного напряжения, выбираются по следующим условиям:

- число генераторов присоединенных к ГРУ, не должно быть меньше двух и более четырех.

- ударный ток КЗ на шинах генераторного напряжения должен быть не более 300 кА.

- суммарная мощность генераторов, присоединенных к шинам генераторного напряжения, должна несколько превышать мощность, выдаваемую с этих шин потребителям (включая собственные нужды).

Для первого варианта на проектируемой ТЭЦ мощностью 90 МВт устанавливаем три генератора ТВС-32-У3. Поскольку суммарная мощность потребителей 6 кВ (согласно заданию 40 МВт), с учетом собственных нужд превышает 50 % установленной мощности станции, то их питание осуществляем через генераторное распределительное устройство (ГРУ 6 кВ), к которому и подключаем выбранные генераторы. Для второго варианта устанавливаем три генератора ТВС-32-У3, два из которых подключаем к ГРУ 6 кВ, а третий генератор к РУ 110 кВ.

Параметры генераторов приведены в таблицах 1.1 и 1.2.



Таблица 1.1 - Технические данные генераторов

Марка										Цена
	МВА	кВ	кА	-	о.е.	о.е.	о.е.	о.е.	о.е.	тыс. у.е.
ТВС-32-У3	40	6,3	3,67	0,8	0,143	0,238	2,458	0,174	0,068	250

Таблица 1.2 - Технические данные генераторов

Марка	КПД	Система возбуждения	Охлаждение обмоток	Схема соединения обмоток статора	Число выводов
			статора	ротора
	%	-	-	-	-	-
ТВС-32-У3	98,3	М	КВР	НВР	?	6

Возбуждение:

- М - от машинного возбудителя постоянного тока.

Охлаждение:

- КВР - косвенное водородом;

- НВР - непосредственное водородом.



1.2 Разработка вариантов схем выдачи энергии

Составленные структурные схемы представим на рисунке 1.1 и 1.2.

Рисунок 1.1 - Структурная схема к первому варианту

Рисунок 1.2 - Структурная схема ко второму варианту

Для связи с распределительным устройством повышенного напряжения выберем трансформаторы связи. Для этого рассмотрим три режима работы схемы: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и аварийный режим.

Для первого варианта выберем трансформаторы Т1 и Т2

Аварийный режим наибольших нагрузок - отключен генератор Г1:

Режим наименьших нагрузок:

Режим наибольших нагрузок:

С учетом перегрузки в случае аварийного отключения одного из двух трансформаторов расчетная мощность составит:

На основании полученных результатов, по справочнику [2] выбираем трансформаторы ТДН-40000/110.

Выберем секционный реактор

Выбираем реактор, марки РБДГ-10 - 4000 - 0,18 У3. Основные технические данные реакторов сведем в таблицу 1.3.



Таблица 1.3 - Основные технические данные реакторов

Тип	Ном. напряжение, кВ	Длительно допустимый ток, А	Потери на фазу,	Номинальное индуктивное сопротивление, Ом	Ток электродинамическая стойкость,	Ток термической стойкости, кА	Цена за фазу, тыс. у.е.	,2
РБДГ-10-4000-0,18 У3	10	3200	18,5	0,18	97	38,2	1,565

Выберем оборудование СН

Питание собственных нужд будем осуществлять с напряжения 6 кВ.

Для генераторов Г1, Г2 и Г3, так как напряжение РУСН совпадает с генераторным напряжением, значит собственные нужды запитываются реактированными линиями. Реакторы предварительно выбираем из условия:

По справочнику [2] выбираем реакторы типа РБГ-10-630-0,4 У3 внутренней установки. Основные технические данные приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Основные технические данные реакторов

Тип	Ном. напряжение, кВ	Длительно допустимый ток, А	Потери на фазу,	Номинальное индуктивное сопротивление, Ом	Ток электродинамическая стойкость,	Ток термической стойкости, кА	Цена за фазу, тыс. у.е.	,2
РБГ-10-630-0,4 У3	10	630	3,5	0,4	63	24,8	0,9



Выберем линейные реакторы. Наибольшая передаваемая мощность на 1 цепь каждого линейного реактора равна 3 МВт, каждый линейный реактор имеет по 4 кабельные линии. Значит, загрузка по мощности каждого линейного реактора будет равна: .

Ток в линейном реакторе вычисляется по формуле:

По справочнику [2] выбираем реакторы типа РБГ-10-1600-0,14 У3 внутренней установки. Основные технические данные приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Основные технические данные реакторов

Тип	Ном. напряжение, кВ	Длительно допустимый ток, А	Потери на фазу,	Номинальное индуктивное сопротивление, Ом	Ток электродинамическая стойкость,	Ток термической стойкости, кА	Цена за фазу, тыс. у.е.	,2
РБГ-10-1600-0,14 У3	10	1600	2,5	0,14	79	26	0,9

Для второго варианта выберем трансформаторы Т2 и Т3

Аварийный режим наибольших нагрузок - отключен генератор Г2:

Режим наименьших нагрузок:



Режим наибольших нагрузок:

С учетом перегрузки в случае аварийного отключения одного из двух трансформаторов расчетная мощность составит:

На основании полученных результатов, по справочнику [2] выбираем трансформаторы ТДН-16000/110.

Выберем трансформатор Т1

Для выбора трансформатора Т1 рассмотрим режим максимальных нагрузок:

По справочнику [2] выбираем трансформатор Т1 типа ТД-40000/110.

Выберем оборудование СН

Питание собственных нужд будем осуществлять с напряжения 6 кВ.

Для генераторов Г1, Г2 и Г3, так как напряжение РУСН совпадает с генераторным напряжением, значит собственные нужды запитываются реактированными линиями. По справочнику [2] выбираем реакторы типа

РБГ-10-630-0,4 У3 внутренней установки. Основные технические данные приведены в таблице 1.4.

Выберем резервный ТСН

ТДН-10000/110. Подключаем его к РУ 110 кВ.

Основные технические данные трансформаторов представим в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Технические данные трансформаторов

Вариант	Тип								Цена
		кВ	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%	тыс. у.е.
1	ТДН-40000/110	115	-	6,3	80	290	10,5	0,5	90
2	ТД-40000/110	121	-	6,3	80	290	10,5	0,5	90
	ТДН-16000/110	115	-	6,3	80	290	10,5	0,5	30

1.3 Определение числа присоединений в РУ

Количество присоединений в РУ определим из суммы числа отходящих к потребителям линий (n_лэп), числа линий связи с системой (n_св), числа трансформаторов связи (n_т.св) и числа генераторов (n_г):

n_н = n_лэп + n_св + n_т.св + n_г,

Число линий связи с системой определяется из величины выдаваемой в систему мощности:

,

где Р_макс - максимальная нагрузка, МВт;

Р_линии - наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт.

Количество отходящих линий со стороны ГРУ 6 кВ определяем по формуле:



где Р_мах - максимальная мощность;

Р_л - наибольшая передаваемая мощность для одной линии.

Для напряжения 6 кВ .

Число присоединений для первого варианта:

РУ 110 кВ - 0+2+3+0=5, ГРУ 6 кВ - 4+0+2+3=9.

Для второго варианта:

РУ 110 кВ - 0+2+4+0=6, ГРУ 6 кВ - 4+0+2+2=8.

Принимаем следующие схемы распределительных устройств:

РУ 110 кВ - схема с двумя рабочими и обходной системами шин.

ГРУ 6 кВ - схема с одиночной секционированной системой шин, секционирование которой будет осуществляться по числу генераторов, а питание потребителей генераторного напряжения будет осуществляться через линейные реакторы.

2. ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ

Выбор варианта осуществляем по критерию минимума приведенных затрат:

,

где - нормативный коэффициент экономической эффективности; - капитальные вложения на строительство станции, тыс. у.е.; - эксплуатационные издержки, тыс. у. е.; - ущерб от недоотпуска электроэнергии.

В общем случае ущерб от недоотпуска электроэнергии складывается из двух составляющих:

где - ущерб от потери мощности, величина которого не превышает мощность аварийного резерва системы; оценивается стоимость топлива, которое необходимо затратить на других электростанциях.

- ущерб от потери мощности сверх величины аварийного резерва.

Для определения ущерба необходимо располагать данными о вероятности и длительности аварийных отключений, характере и т. п.

В курсовом проекте, если это не оговорено в задании, допускается ущерб не определять.

Для уменьшения объема вычислений целесообразно исключить из расчета капиталовложения, которые являются одинаковыми для двух вариантов, т. е. учитывать не будем:

- стоимость генераторов ТВС-32-У3;

- стоимость реакторов СН;

- стоимость линейных реакторов.

Капитальные затраты на оборудование для обоих вариантов приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Технико-экономическое сравнение вариантов

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. у.е.	Варианты
		1	2
		Количество оборудования	Стоимость, тыс. у.е.	Количество оборудования	Стоимость, тыс. у.е.
ТД-40000/110	90•1,6*	2	288	1	144
ТД-16000/110	30•1,4*	-	-	2	84
Ячейки РУ 110 кВ	42,6	-	-	1	42,6
Ячейка ГРУ 6 кВ (с выключателем и секц. реактором)	28,6	1	28,6	-	-
Ячейка ГРУ 6 кВ (с выключателем без реактора)	24,7	1	24,7	-	-
Итого		341,3		270,6

Примечания: * - коэффициент пересчета стоимости трансформаторов, учитывающий затраты на транспортировку, монтаж и наладку по [2].

Издержки находим по формуле:

, тыс. у.е.

где - издержки соответственно на амортизацию и обслуживание оборудования, тыс. у.е.; - отчисления соответственно на амортизацию и обслуживание оборудования (по [3] принимаем 6,4 % и 2 % соответственно), %; - капитальные затраты на оборудование, тыс. у.е.; - стоимость потерь электроэнергии, принимаем ; - потери электроэнергии в трансформаторе, кВт•ч, для двухобмоточных трансформаторов:

,

где - потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе, кВт; - продолжительность работы трансформатора (принимаем ); - продолжительность максимальных потерь (по рис. 5.3, [1] принимаем для продолжительности использования максимальной нагрузки ); -расчетная мощность для режима max нагрузок и номинальная мощность трансформатора, МВ•А.

Определяем суммарные потери электроэнергии для первого варианта:

трансформаторы Т1 и Т2:

;

Определяем суммарные потери электроэнергии для второго варианта:

трансформаторы Т2 и Т3:

;

трансформатор Т1:



.

Суммарные потери электроэнергии для второго варианта:

.

Издержки по первому варианту:

;

по второму варианту:

Приведенные затраты по вариантам:

;

.

Разность в приведенных затратах между вариантами в процентах:

,

Сравнивая приведенные затраты по первому и второму варианту, выбираем второй вариант, т. к. он наиболее экономичен (более чем на 10 %).

Главная схема электрических соединений (упрощенная) приведена на рисунке 2.1 с нанесенными на нее точками КЗ для определения I_кз, расчет которых приводится в следующем пункте пояснительной записки.

Рисунок 2.1 - Упрощенная принципиальная схема ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

3. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов короткого замыкания производим с использованием ЭВМ по программе TKZ. Для этого составим эквивалентную электрическую схему замещения (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 - Схема замещения

Расчет будем вести в относительных единицах, для чего задаемся базисными условиями: базисной мощностью - и базисным напряжением для каждой точки короткого замыкания - (К1); (К2); (К3); (К4); (К5); (К6).

Сопротивление элементов схемы определяются по приведённым ниже формулам.

Сопротивление системы:

Сопротивление генераторов:

Сопротивление трансформаторов:

Сопротивление линий:

Сопротивление секционного реактора: ,

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

Определим сопротивление элементов схемы:

- генераторов Г1, Г2 и Г3:

- трансформаторов Т2 и Т3:

- трансформатора Т1:

- линии:

- секционного ректора:

- сопротивление системы:

Для выбора коммутационной аппаратура рассчитаем: ударный ток, периодическую составляющую тока КЗ в момент времени апериодическую составляющую тока КЗ в момент времени

Точка К1 (на ГРУ 6 кВ)

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

Суммарный ток:

Ударный ток находим по формуле:

,

где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ (по табл. 3.7, [1]). Для генераторной ветви: , ; система, связанная с шинами, где рассматривается КЗ, трансформатором мощностью 16 МВА: , .

Ударные токи по ветвям:

Суммарный ударный ток:



.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

,

где - расчетное время, определяется как:

,

где - собственное время выключателя, для вакуумного выключателя

Значение определим по кривым рисунок 3.25 [2] при известных величинах и .

Определение периодической составляющей производим по методу типовых кривых, согласно которому по соотношению из графика рис. 3.26, [1] находится отношение , где - номинальный ток генератора (или генераторов), приведенный к той ступени напряжения, где расположена точка КЗ:



где - среднее напряжение той ступени, где находится точка КЗ, кВ.

Для энергосистемы принимается , поскольку предполагается, что ток короткого замыкания от энергосистемы имеет незатухающий характер.

Суммарный ток периодической составляющей в точке К1:

Точка К2 (за линейным реактором)

Результирующее сопротивление цепи КЗ до реактора Х_? можно определить по выражению:

, Ом

где I_ПО - начальное значение периодической составляющей тока КЗ (при КЗ на шинах генераторного напряжения).

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения I_{ном отк}=20 кА:

, Ом

Сопротивление реактора:



Ом

Выбираем реактор РБГ-10-1600-0,14 У3 внутренней установки. Основные технические данные приведены в таблице 1.5.

Ударный ток находим по формуле:

,

где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ (по табл. 3.8, [1]). , .

.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

,

где - расчетное время, определяется как:

,

где - собственное время выключателя, для вакуумного выключателя

Точка К3 (за реактором собственных нужд)

Результирующее сопротивление цепи КЗ до реактора Х_? можно определить по выражению:

, Ом

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения I_{ном отк}=20 кА:

, Ом

Сопротивление реактора:

Ом

Выбираем реакторы типа РБГ-10-630-0,4 У3 внутренней установки. Основные технические данные приведены в таблице 1.4.

Ударный ток находим по формуле:

По табл. 3.8, [1]: , .

.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:



Точка К5 (за реактором собственных нужд)

Результирующее сопротивление цепи КЗ до реактора Х_? можно определить по выражению:

, Ом

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения I_{ном отк}=20 кА:

, Ом

Сопротивление реактора:

Ом

Выбираем реакторы типа РБГ-10-630-0,4 У3 внутренней установки. Основные технические данные приведены в таблице 1.4.

Ударный ток находим по формуле:



По табл. 3.8, [1]: , .

.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

Результаты расчета токов КЗ сведем в таблицу 3.1

Таблица 3.1 - Результаты расчета токов короткого замыкания

Точка КЗ	Источники	Iпо, кА	Iпф, кА	iу, кА	iаф, кА
На ГРУ 6 кВ (К1)	Система	3,289	3,289	8,558	1,954
	Генератор Г1	8,259	7,02	22,904	9,578
	Генератор Г2	25,598	22,526	70,99	29,685
	Генератор Г3	12,548	10,666	34,938	14,551
	Суммарный	49,696	43,501	137,39	55,768
За линейным реактором (К2)	Суммарный	17,077	17,077	47,238	19,803
За реактором СН (К3)	Суммарный	7,689	7,689	20,706	8,917
На выводах генератора Г1 (К4)	Система	4,236	3,389	11,382	4,787
	Генератор Г1	25,6	20,48	68,787	28,928
	Генератор Г2, Г3	10,299	8,239	27,601	11,638
	Суммарный	50,435	40,348	135,519	56,992
За реактором СН (К5)	Суммарный	7,706	7,706	20,749	8,936
На шинах 110 кВ (К6)	Система	3,747	3,747	9,75	2,226
	Генератор Г1	0,851	0,783	2,36	0,987
	Генератор Г2, Г3	0,464	0,454	1,283	0,525
	Суммарный	5,545	5,439	14,676	4,262

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

Высоковольтные выключатели выбираются по следующим условиям:

? по напряжению установки:

;

? по длительному току:

;

? по отключающей способности:

проверка на симметричный ток отключения по условию:

;

проверка отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:

,

где ? номинальное допускаемое содержание апериодической составляющей в отключаемом токе; ? нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

При невыполнении последнего условия (но при этом условие симметричного тока отключения выполняется) допускается проверять по полному току КЗ:

;

? по условию электродинамической стойкости:

;

;

? по условию термической стойкости выключатель проверяется по тепловому импульсу:

,

где ?ток термической стойкости, кА; ? длительность протекания тока термической стойкости, с; ? тепловой импульс тока КЗ, , определяется по формуле:

,

где ? время отключения тока КЗ, с; ? постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с.

Выбор разъединителей производится по напряжению установки, длительному току, термической и динамической стойкости по аналогии с выключателями.

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

Цепь генераторов:



На высшем напряжении 110 кВ силового трансформатора Т2 (Т3):

;

.

На низшем напряжении 6 кВ силового трансформатора Т2 (Т3):

;

.

На высшем напряжении 110 кВ блочного трансформатора Т1:

.

На низшем напряжении 6 кВ блочного трансформатора Т1:

.

На напряжении 110 кВ РТСН:



.

На напряжении 6 кВ РТСН:

.

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 наглядности выбор выключателей и разъединителей представим в виде таблиц для соответствующих мест установки.

Таблица 4.1 - Выключатели и разъединители в цепи РУ 110 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель LTB145D1/B (производства АВВ)	Разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1
1	2	3
		-
		-
		-



Таблица 4.2 - Выбор выключателей и разъединителей на ГРУ 6 кВ

Расчетные данные	Выключатель вакуумный ВГГм-10-63/4500 У3	Данные разъединителя РВРЗ.1-20/6300 УЗ
		20 кВ
	4500 А	6300 А
	63 кА	-
		-
		-
		260 кА

Таблица 4.3 - Выключатели на линиях, отходящих к потребителям 6 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Вакуумный серии VD-4 (производства ABB)



Таблица 4.4 - Выключатель в цепи реактора собственных нужд

Расчетные данные	Каталожные данные
	Вакуумный серии VD-4 (производства ABB)

4.2 Выбор ограничителей перенапряжений

Ограничители перенапряжений - это устройства, которые обеспечивают не только защиту изоляции от перенапряжений, но и гашение дуги сопровождающего тока в течение времени, меньшего, чем время действия релейной защиты.

Места установки:

- на напряжении 110 кВ: ОПН - 110 У1;

- на напряжении 6 кВ: ОПН - 6 У1.



5. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

ГРУ 6 кВ

Все соединения ГРУ 6 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения.

Предполагаем, что сборные шины установлены на горизонтальных полках в вертикальной плоскости на ребро, расстояние между осями фаз a = 0,9 м, а длина пролета l = 1,5 м, швеллеры жёстко закреплены между собой.

Т.к. сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, то их сечение выбираем по условию нагрева допустимым наибольшим током ремонтного или послеаварийного режима

I_макс I_доп,

где I_доп - допустимый ток для шин выбранного сечения, А.

Принимаем по [3] алюминиевые шины коробчатого сечения с размерами одной шины: hbc= 125556,5 мм и поперечным сечением одной шины q = 1370 мм² с I_доп = 4640 А (момент сопротивления одной шины W_х-х = 50 см³; момент сопротивления одной шины W_y-y = 9,5 см³), r =10 мм.

Т.о. имеем I _.макс = 4041 < I_доп = 4640 А, т.е. условие выполняется.

Проверка на термическую стойкость при КЗ

Проверка сводится к определению допустимого по условиям нагрева токами КЗ сечения и сопоставления его с выбранным:

;

,

- минимальное сечение проводника, которое при заданном токе КЗ обусловливает нагрев проводника до кратковременно допустимой температуры;

- коэффициент, зависящий от вида и материала проводника,

В данном случае С=91(для алюминиевых шин).

- ранее рассчитанная величина теплового импульса тока,

,

тогда:

Так как условие выполняется: 232 мм²<1370 мм², значит выбранные шины термически стойкие.

Проверка на механическую прочность

Электродинамические усилия при действии ударного тока

.

Механическое напряжение в материале шины от взаимодействия фаз

МПа,

где W = 2W_х-х.

Максимальное электродинамическое усилие от взаимодействия швеллеров в пакете (принимаем k_ф = 1, h - расстояние между наружными стенками):



.

Условие механической прочности:

у_расч = у_ф + у_п < у_доп

Принимаем алюминиевые шины марки АДО с у_доп = 40 МПа.

Тогда имеем, что у_п.доп = у_доп - у_ф = 40 - 14,85 = 25,15 МПа.

Определяем максимальное расстояние между осями прокладок:

0,67 м.

Принимаем расстояние между осями прокладок l_п = 0,25 м.

Участок от генератора до ГРУ и от ГРУ до линейного реактора выполняется шинным мостом из выбранных ранее шин.

Выбор изоляторов

Выбираем опорные изоляторы ИО-10-42,5 У3.

Проверяем изоляторы по допустимой нагрузке:

- максимальная сила, действующая на изгиб:

Н;

-поправка на высоту коробчатого сечения



- проверка: F_расч = К_п F_max < F_доп = 0,6F_разр , Н.

F_расч =1.696753=11413, Н < F_доп = 0,6F_разр =0,642500=25500, Н.

Изолятор удовлетворяет условиям механической прочности.

Участок от ГРУ 6 кВ до трансформатора связи

Выберем гибкий подвесной токопровод, выбор сечения которого будем производить по экономической плотности тока j = 1,1 А/мм²

Т. о. выбираем два несущих провода АС-240/39, тогда сечение алюминиевых проводов должно быть:

q_а = q_э-nq_ас = 1959 - 2•240 = 1479 мм²

Число токоведущих проводов А-240:

шт

Принимаем токопровод 2АС-240/39 + 6А-240, диаметром d = 163 мм, расстояние между фазами D =2,5 м.

Проверка по допустимому току: I_доп = 2610+6590=4760 А > I_max = 2155 А.

Проверка на термическую стойкость не производим т. к. токопровод имеет большую поверхность охлаждения.

Проверка по условиям схлестывания:

- сила взаимодействия между фазами

Н/м;



- сила тяжести 1м токопровода с учётом массы колец 1,6 кг, массы 1м провода АС-240/39: 0,921 кг, провода А-240: 0,655 кг.

g = 9,8(20,921+60,655+1,6) =72,25 Н/м.

Принимая время действия релейной защиты t_з=0,01с, то t_эк=0,01+0,13 = 0,14 с находим:

По диаграмме отклонений гибких подвесных токопроводов [1, рисунок 4.9] под действием токов КЗ для соотношения f/g = 148,18/72,25 =1,9 определяем значение b/h = 0,28 откуда b = 0,282,5 = 0,7 м.

Допустимое отклонение фаз м.

Т. о. схлёстывание фаз не произойдет, т. к. b = 0,7 м < b_доп = 1,07 м.

Выбор сборных шин РУ 110 кВ

Ошиновка РУ 110 кВ выполняется гибким сталеалюминевым проводом.

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах:

Принимаем провод АС - 95/16, =13,5 мм, 330 А.

Проверка на схлестывание не производится, поскольку по результатам расчета токов короткого замыкания начальный ток периодической составляющей меньше 20 кА ().

Проверку по условиям коронирования в данном случае не производим, так как ПУЭ устанавливает минимальное сечение провода на напряжении 110 кВ, равное 70 мм².

Проверка на термическое действие тока КЗ согласно ПУЭ не производится, т. к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Выбор токоведущих частей от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин

Сечение выбираем по экономической плотности тока (Т_max = 4000 ч) [2]:

Принимаем провод АС-300/39 с допустимым током , , .

Проверяем провода по допустимому току:

.

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

Проверка по условиям коронирования в данном случае не производим, так как ПУЭ устанавливает минимальное сечение провода на напряжение 110 кВ, равное 70 мм².

Окончательно принимаем для всех токоведущих частей ОРУ 110 кВ провод марки АС-300/39 с допустимым током , , .

[2, стр. 428].

Участок от выводов генератора Г1 до блочного трансформатора и отпайка к реактору собственных нужд

В блоке генератор-трансформатор участок от выводов генератора до вводов силового трансформатора и отпайка к реактору собственных нужд выполняются пофазно-экранированным токопроводом.

Пофазно-экранированный токопровод - токопровод, токоведущая шина каждой фазы которого заключена в индивидуальный экран (кожух). Экран предназначен для защиты от влияния внешних электромагнитных полей и для защиты окружающих металлических конструкций от электромагнитного влияния токонесущих шин и т. п.

В качестве токоведущих частей возьмем пофазно-экранированный токопровод генераторного напряжения ГРТЕ-10-8550-250 [2, стр. 540].

Проверим выбранный токопровод по следующим критериям:

1) по напряжению: U_уст=6 кВ?U_н=10 кВ;

2) по току:

I_{раб.макс}=3849 А<I_н=5140 А;

3) по динамической стойкости: i_{у К-2}=135,519 кА<i_дин.ст=250 кА.

Таблица 5.1 - Каталожные данные токопровода генераторного напряжения ГРТЕ-10-8550-250

Параметры	ГРТЕ-10-8550-250
Тип турбогенератора	ТВС-32-У3
Номинальное напряжение, кВ Турбогенератора Токопровода	6,3 10
Номинальный ток, А: Турбогенератора Токопровода	7210 5140
Электродинамическая стойкость, кА	250
Токоведущая шина dxs, мм	280х12
Кожух(экран) Dxд, мм	750х4
Междуфазное расстояние А, мм	1000
Тип опорного изолятора	ОФР-20-375с
Шаг между изоляторами, мм	2500-3000
Тип применяемых трансформаторов напряжения	3ЧЗНОМ-15 3ЧЗОМ-1/15
Тип встраиваемого трансформатора тока	ТШЛ-20-10000/5
Предельная длинна монтажного блока или секции, м	8

Участок от РТСН до резервной магистрали 6 кВ

Выполняется закрытым комплектным токопроводом 6 кВ.

Комплектный токопровод - электротехническое устройство, служащее для передачи электроэнергии, защищенное сплошными металлическими кожухами, состоящее из шин, изоляторов и встроенных измерительных трансформаторов.

;

Выбираем закрытый токопровод ТЗК-6-1600-51

Таблица 5.2 - Каталожные данные закрытого токопровода ТЗК-6-1600-51

Параметры	ТЗК-6-1600-51
Номинальное напряжение, кВ	6
Номинальный ток, А:	1600
Электродинамическая стойкость, кА	51
Сечение токоведущих шин, мм	Двутавр 14600мм2
Расположение шин	По треугольнику
форма	Цилиндрическая D=622
Габариты, мм ширина мм Высота мм	622 666
Предельная длина блока, м	Не более 12

Выбор сборных шин собственных нужд 6 кВ

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току):

;



Сборные шины в связи с неравномерностью нагрузки по их длине по экономической плотности тока не выбираются, поэтому сечение шин выбираем по допустимому току.

По таблице 7.3 [2], выбираем прямоугольные алюминиевые шины сечением 80 Ч 6 мм².

Условие выбора:

Для неизолированных проводов и окрашенных шин:

(на фазу) однополосная шина.

Проверка шин на термическую стойкость:

Проверка шин на электродинамическую стойкость:

где l длинна пролета между изоляторами, м;

J момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см⁴ ;

q - поперечное сечение шины, см².

Рассчитанная собственная частота колебания меньше 30 Гц, значит механического резонанса не возникнет.

Проверка шин на механическую стойкость:

Наибольшее усилие при трехфазном КЗ:

,

где коэффициент формы при а 2(b+h);

а расстояние между шинами, м;

b высота, м;

h ширина, м

Изгибающий момент:

Напряжение в материале шины:

где W момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия;

(по табл. 4.3 [1]) допустимое напряжение в материале шины для марки алюминиевого сплава АД31Т1.

На РУСН устанавливаем шкафы КРУ выкатного исполнения серии ВМ-1. В выбранную ячейку устанавливаем вакуумный выключатель серии VD-4.

В таблице 5.3 приведём основные технические характеристики выбранной ячейки.

Таблица 5.3 - Технические характеристики

Технические характеристики
Номинальное напряжение, кВ	6
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	7,2
Номинальный ток главных цепей, А	1600
Номинальный ток сборных шин, А	1600
Номинальный ток отключения, кА	40
Ток термической стойкости (3с), кА	26
Ток электродинамической стойкости, кА	70

Выбор кабеля из сшитого полиэтилена для потребителя 6 кВ

Потребители на напряжение 6 кВ получают питание по кабельным линиям. Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 6-10 кВ предназначены для передачи и распределения электрической энергии в стационарных установках сетей 6-10 кВ с заземленной и изолированной нейтралью. Они имеют ряд преимуществ перед бумажными кабелями, в результате чего бумажные кабели в настоящее время практически не изготавливаются.

Кабели с СПЭ изоляцией напряжением 6-10 кВ изготавливают одно- и трехжильными. Наиболее широко применяются одножильные кабели.

Выбор кабеля осуществляется следующим образом.

Ток нормального режима I_ном=275 А. Форсированный ток кабеля будет равен удвоенному значению номинального (при повреждении одного из кабелей), поэтому I_форс=2•275=550 А. Линия прокладывается в земле. Глубина прокладки 0,9 м; температура земли 20 єС; термическое сопротивление грунта 1,2 К•м/Вт; Т_max=4000 ч; ток КЗ за линейным реактором

Длина трассы - 1200 м. Основная защита ЛЭП - максимальная токовая, полное время отключения КЗ - 1,2 с.

Для расчёта используем методические указания [3].

По табл. 3 выбираем кабель П_вП_у - 6 кВ, с медной жилой для стационарной прокладки в земле.

Определяем экономическое сечение жилы:

где j_эк=3,1 А/мм² - для кабелй с медной жилой при Т_max=4000 ч.

По табл. 5 принимаем кабель с сечением жилы 300/25 мм² с I_{qon. ном}=640 А при прокладке в земле в одной плоскости.

Определяем длительно допустимый ток с учётом конкретных условий прокладки:

где K₁=0,97 - поправка на температуру земли (табл. 8);

К₂=0,96 - поправка на глубину прокладки в земле (табл.10);

К₃=1 - поправка на удельное сопротивление земли (табл. 11).

Из расчёта видно, что I_qon>I_форс.

Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость при КЗ. Для этого определим максимальный допустимый ток термической стойкости жилы кабеля.



где I_{qon.КЗ 1сект.}=42,9 кА (по табл. 13);

t_КЗ=1,2 с - продолжительность КЗ.

Принимаем к прокладке кабель с сечением жилы 300 мм², экрана - 25 мм² с I_qon1сек=5,1 кА. Проверяем на термическую стойкость экран кабеля. Расчётный допустимый ток односекундного КЗ в экране:

Таким образом, экран сечением 25 мм² термически не стойкий. По табл. 14 принимаем сечение экрана 95 мм² с I_qon1секэ=19,4 кА.

Но на кабель с таким сечением экрана заводы-изготовители кабелей не приводят данных по снижающим коэффициентам длительно допустимого тока жилы. В этой связи кабельную линию необходимо эксплуатировать с разделением экранов фаз с одного конца линии.

Определим максимальное напряжение на разомкнутых концах экранов фаз кабельной линии.

Для этого рассчитаем сквозной максимальный ток трёхфазного КЗ непосредственно в точке за кабелем:



где r_к - активное сопротивление кабеля;

x_к - индуктивное сопротивление кабеля;

x_с - сопротивление системы.

Указанные сопротивления определяем по формулам:

Максимальное напряжение на разомкнутых концах экранов фаз линии:

Таким образом, окончательно выбираем кабель П_вП_у - 3х300/95 - 6 кВ. При этом кабельная линия, состоящая из трёх одножильных кабелей, проложенных в земле в одной плоскости должна эксплуатироваться с разомкнутыми экранами фаз. Разземление экранов должно быть выполнено в шкафу КРУ со стороны питания (за реактором).



6. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Защита на генераторах ТВС-32-У3

- Продольная дифференциальная токовая защита - от междуфазных коротких замыканий в обмотке статора и на его выводах.

- Чувствительная токовая защита, подключенная к ТТ нулевой последовательности типа ТНПШ - от однофазных замыканий на землю в обмотке статора генератора.

- Токовая защита без выдержки времени, подключенная к ТТ нулевой последовательности типа ТНПШ - от двойных замыканий на землю, одно из которых находится в генераторе, а другое - в сети генераторного напряжения.

- Максимальная токовая защита с выдержкой времени - резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий, а также перегрузок токами обратной последовательности.

- Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени - защита от симметричных и несимметричных перегрузок статора.

- Комплект защиты ротора КЗР-2 - защита от замыканий во второй точке цепи возбуждения.

- Максимальная токовая защита с зависимой выдержкой времени - защита от перегрузок ротора.

Защита на трансформаторах связи ТД-16000/110

- Продольная дифференциальная токовая защита - от междуфазных коротких замыканий в обмотках трансформатора и на его выводах.

- Газовая защита с двумя ступенями действия - защита от замыкания внутри бака трансформатора и внутри устройства РПН, от понижения уровня масла в баке.

- Токовая защита нулевой и обратной последовательности - резервная защита от токов внешних симметричных и несимметричных коротких замыканий и от замыканий на землю.

- Максимальная токовая защита (на стороне ВН) с независимой выдержкой времени - защита от симметричных перегрузок.

- Устройство для тушения пожара в трансформаторе - приходит в действие при одновременном срабатывании токовой защиты в контуре заземления бака и газовой защиты.

Защита линий 110 кВ

- Направленная защита с высокочастотной блокировкой - защита работает при всех видах КЗ по всей длине линии.

- Трехступенчатая дистанционная защита - защита предназначена для действия при междуфазных КЗ, используется в качестве резервной защиты.

- Токовая направленная защита нулевой последовательности - защита реагирует на однофазные и двухфазные КЗ на землю.

- Токовая отсечка - реагирует на все виды КЗ и действует без выдержки времени.

- УРОВ 110 кВ.

Защита шин 110 кВ

- Дифференциальная токовая защита без выдержки времени - должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от переходных и установившихся токов небаланса.

- Трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ - устанавливаются на обходном выключателе.

- Четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю - устанавливается на обходном выключателе.

- Двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ - устанавливается на шиносоединительном выключателе.

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

Защита кабельных линий 6 кВ

Для кабельных линий 6 кВ предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю. Защита кабельных линий 6 кВ выполняется двухступенчатой - ТО и МТЗ. Защита от однофазных замыканий на землю выполнена с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности, защита в первую очередь реагирует на установившиеся замыкания на землю.



7. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ

7.1 Выбор измерительных приборов

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

Перечислим основные приборы, рекомендуемые для установки на проектируемой ТЭЦ:

- турбогенератор:

- в цепь статора - амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчики активной энергии, датчики активной и реактивной мощности, регистрирующие приборы (ваттметр, амперметр и вольтметр);

- в цепь ротора - амперметр, вольтметр, регистрирующий амперметр, вольтметр в цепи основного и резервного возбудителя.

- трансформатор связи с энергосистемой:

- сторона низшего напряжения - амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой;

- сторона высшего напряжения - амперметр.

- КЛ 6 кВ к потребителям - амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии.

- линии 110 кВ амперметр в каждой фазе, ваттметр, варметр с двусторонней шкалой, осциллограф, датчики активной и реактивной мощности, фиксирующий прибор для определения места КЗ;

- резервный трансформатор собственных нужд амперметр, расчетный счетчик активной энергии;

- сборные шины высшего напряжения вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений, регистрирующие приборы (частотомер, вольтметр и суммирующий ваттметр), приборы синхронизации (два вольтметра, два частотомера, синхроноскоп, осциллограф);

- шины собственных нужд - вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр для измерения фазных напряжений;

- секционный выключатель - амперметр.

К установке на ТЭЦ принимаем следующие типы приборов:

- амперметр Э-350, Ѕi = 0,5ВА;

- вольтметр Э-350, ЅU = 3 ВА;

- ваттметр Д-365, ЅU=1,5 ВА, Ѕi = 0,5 ВА;

- варметр Д-365, ЅU = 1,5 ВА, Ѕi = 0,5 ВА;

- датчик активной мощности Е-829, ЅU = 10 ВА;

- датчик реактивной мощности Е-829, ЅU = 10 ВА;

- частотомер Ф-371, ЅU = 3 ВА;

- синхроноскоп Э-35;

- регистрирующий амперметр Н-394, Ѕi = 10 ВА;

- регистрирующий вольтметр Н-394, ЅU = 10 ВА;

- регистрирующий ваттметр Н-395, ЅU = 10 ВА, Ѕi = 10 ВА;

- счетчик активной энергии U-675, РU = 3 Вт, Ѕi = 2,5 ВА;

- счетчик реактивной энергии U-673М, РU = 3 Вт, Ѕi = 2,5 ВА.

7.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

Выбор измерительных трансформаторов тока для присоединения контрольно-измерительных приборов и реле производится по следующим условиям:

- по напряжению установки:

- по номинальному току первичной цепи:

- по конструкции и классу точности;

- по электродинамической стойкости:

где - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

- номинальный первичный ток трансформатора тока.

- по термической стойкости:

где - тепловой импульс по расчету;

- кратность термической стойкости по каталогу;

- время термической стойкости по каталогу.

- по вторичной нагрузке:



где - вторичная нагрузка трансформатора тока;

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности по справочнику [2].

Производим выбор трансформаторов тока для присоединения контрольно-измерительных приборов в цепи генератора ТВС-32-У3.

Ток в максимальном режиме будет равен:

Принимаем к установке трансформаторы тока ТШЛ-10 У3 - 4000/5.

Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в таблице 7.2

Таблица 7.2

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
Суммирующий ваттметр	Н-395	1	10	-	10
Варметр	Н-395	1	10	10	10
Суммарная нагрузка			26.1	12.6	26.1

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

r_приб= S_приб / I₂² = 26.1/ 5² = 1,04 Ом

Тогда:

r_пр = Z_{2 ном} - r _приб - r _к,



где r_к - сопротивление в контактах, Ом;

r_пр - сопротивление соединительных проводов, Ом;

Z_{2 ном} - номинальная нагрузка, Ом.

r_пр = 1,2 - 1,04 - 0,1 = 0,06 Ом.

Ориентировочная длина проводов l = 10 м. Применяем алюминиевые жилы (с = 28,3·10^-9 Ом·м). Тогда расчётное сечение проводов:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 5 мм².

Трансформаторы тока в других местах выбираются аналогично поэтому их расчет не приводится. Выбранные трансформаторы тока сведены в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 - Сводная таблица выбранных трансформаторов тока

Место установки	Тип трансформатора тока
Цепи генератора Г1	ТШЛ-10 У3-4000/5, Кт = 4000/5 0,5/10Р
Цепь РТСН: обмотка ВН обмотки НН	ТВТ-110-I-100/5, Кт = 100/5 ТПЛК-10-1000/5, Кт = 1000/5 0,5/10Р
Трансформаторы связи: обмотка ВН обмотка НН	ТВТ-110-300/5, Кт = 300/5 ТШЛК-10-3000/5, Кт = 3000/5 0,5/10Р
РУ-110 кВ	ТФЗМ 110Б-300/5, Кт = 300/5 0,5/10Р/10Р
Нейтраль трансформатора ТД-16000/110	ТВТ-35-I-600/5
Реактор собственных нужд	ТЛ10-600/5, Кт = 600/5 0,5/10Р
В цепи кабельной линии	ТЛ10-I, Кт = 600/5; 0,5/10Р



7.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают:

- по напряжению установки:

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке.

где - номинальная мощность в выбранном классе точности;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.

Выбор трансформаторов напряжения для присоединения измерительных приборов рассмотрим на примере трансформатора напряжения, установленного в цепи генератора ТВС-32-У3.

В его цепи установлен трансформатор напряжения 3ЧЗНОМ-15-63У2, к которому присоединяется измерительные приборы и приборы контроля изоляции в цепи генератора.

Проверим его по вторичной нагрузке.

Подсчет нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице 7.4.

Таблица 7.4 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	Число приборов	Общая потребляемая нагрузка
					P, Вт	Q, ВА
Вольтметр	Э-335	2	1	1	2	-
Ваттметр	Д-335	1.5	2	2	6	-
Варметр	Д-335	1.5	2	1	3	-
Датчик активной мощности	Е-829	10	-	1	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-	1	10	-
Счетчик активной энергии	И-680	2 Вт	2	1	4	9.7
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	2	1	20	-
Вольтметр регистрирующий	Н-344	10	1	1	10	-
Частотомер	Э-372	3	1	2	6	-
Итого					71	9.7

Определим вторичную нагрузку:

Выбранный трансформатор 3ЧЗНОМ-15-63У2 имеет номинальную мощность 75 В А в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Выбранные трансформаторы напряжения сведем в таблицу 7.5.

Таблица 7.5 -Трансформаторы напряжения

Место установки	Тип трансформатора напряжения
На выводах генератора	3ЧЗНОМ-15-63У2 3ЧЗОМ-1/15
На сборных шинах 6 кВ	НТМИ-6-66У3
На сборных шинах 110 кВ	3ЧНКФ-110-83У1



8. ВЫБОР КОНСТРУКЦИЙ И ОПИСАНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

В соответствии с главной схемой электрических соединений необходимо выбрать конструкции РУ для всех ступеней напряжения.

В основу разработки конструкции РУ положены типовые решения. Окончательный выбор варианта принимается на основе технико-экономического сравнения ряда эскизно проработанных схем компоновок. При этом РУ должны в максимальной степени удовлетворять ряду требований, зафиксированных в ПУЭ.

8.1 ОРУ 110 кВ

ОРУ 110 кВ выполнено с двумя рабочими и обходной системами шин.

К ОРУ присоединены: две воздушные ЛЭП, два трансформатора связи

ТД-16000/110, один блочный трансформатор ТД-40000/110 и один резервный трансформатор собственных нужд ТДН-10000/110. Ошиновка РУ выполнена гибким сталеалюминевым проводом АС-300/39, диаметром провода d=24 мм с допустимым длительным током I_дл.доп=710 А.

ОРУ оборудовано элегазовыми выключателями типа LTB145D1/B-40/3150 производства ABB, разъединителями марки РНДЗ.2-110/1000 У1. Выключатели расположены в один ряд вдоль дороги, необходимой для транспорта основного и вспомогательного оборудования, ширина дороги составляет 4 м. Разъединители установлены на стальных конструкциях высотой 2,5 м. Выход линий предусмотрен как влево, так и вправо, проводники расположены в три яруса на высоте 3,6; 7,5 и 11,5 м от уровня земли. Расстояние между точками подвеса проводников равно 2,5 м, шаг ячеек - 11,1 м. Опорные конструкции - железобетонные с оттяжками. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты проложены в лотках из железобетонных конструкций.

8.2 ГРУ 6 кВ

Генераторное распределительное устройство (ГРУ), сооружаемое на ТЭЦ, выполняем закрытым с применением сборных и комплектных ячеек.

В ГРУ предусмотрены две секции сборных шин, к каждой из которых присоединён генератор 32 МВт. К первой и второй секциям присоединены двухобмоточные трансформаторы связи. ГРУ рассчитано на ударный ток до

300 кА. Здание ГРУ одноэтажное, с пролётом 18 м, выполняется из стандартных железобетонных конструкций, которые применяются для сооружения и других зданий ТЭЦ. В центральной части здания расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей, далее следуют ячейки генераторных, трансформаторных и секционных выключателей, линейных и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения. Шаг ячейки 3 м. У стен здания расположены шкафы КРУ. Все кабели проходят в двух кабельных туннелях. Охлаждающий воздух к реакторам подводится из двух вентиляционных каналов, нагретый воздух выбрасывается наружу через вытяжную шахту. В каналы воздух подаётся специальными вентиляторами, установленными в двух камерах.

Обслуживание оборудования осуществляется из трёх коридоров: центральный коридор управления шириной 2000 мм, два коридора вдоль шкафов КРУ, рассчитанные на выкатку тележек с выключателями. Все ячейки генераторных выключателей расположены со стороны ГРУ, обращенной к турбинному отделению, а ячейки трансформаторов связи - со стороны открытого РУ. Такое расположение позволяет осуществить соединение трансформаторов связи с ячейками ГРУ с помощью подвесных гибких токопроводов.

Обслуживание РУ удобно и безопасно. Размещение оборудования в РУ обеспечивает хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов РУ.

Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним помещены в камеры или ограждены. Применяется сплошное и сетчатое ограждение - на сплошной части ограждения крепятся приводы выключателей и разъединителей, а сетчатая часть ограждения позволяет наблюдать за оборудованием. Высота ограждения 2 м, при этом сетки имеют отверстия 20х20 мм. Ограждения запираются на замок.

Неизолированные токоведущие части, расположенные над полом на высоте 2,2 м ограждаются сетками, причём высота прохода под сеткой 2 м. В коридоре РУ размещены приводы выключателей, ширина коридора управления

2 м. Из помещения РУ предусматриваются по концам два выхода наружу. Двери из РУ открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ.