Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В Казахстане так же есть крупные запасы угля, урана, золота и других ценных минералов. У нас большой потенциал использования солнечной и ветровой энергии.

Казахстан обладает огромными запасами природных и особенно энергетических ресурсов. На территории нашей страны есть месторождения нефти и газа, которые выводят нас в первую десятку нефтяных стран.

Несмотря на это, мы не можем обеспечивать наши внутренние потребности на протяжении уже ряда лет. Это следствие системы распределения, которая была создана в советский период, а так же отсутствие у нас необходимой инфраструктуры.

Аналогичным образом, отсутствие необходимых коммуникаций для экспорта нефти и газа на международные рынки резко уменьшает нашу возможность получать большие средства для реализации наших планов развития.

Стратегия использования энергетических ресурсов будет включать в себя следующие элементы.

Первое. Мы заключим долгосрочное партнерство с главными международными нефтяными компаниями для привлечения лучших международных технологий, ноу-хау и крупного капитала, чтобы быстро и эффективно использовать наши запасы.

Ряд крупных контрактов мы уже подписали, другие находятся в стадии подготовки.

Мы ищем партнеров на долгосрочную перспективу, чьи задачи совпадают с нашими. В контрактах мы будем жестко и разумно отстаивать интересы Казахстана, экологию, занятость и подготовку нашего персонала, необходимость решения ряда социальных задач.

В использовании наших природных ресурсов мы заинтересованы в прозрачных соглашениях, соответствующих лучшей мировой практике и отвечающих интересам Казахстана.

В этом - гарантия стабильности наших доходов и справедливости контрактов, а также поддержки мирового сообщества.

Вторая часть нашей стратегии - создание системы трубопроводов для экспорта нефти газа. Только большое количество независимых экспортных маршрутов может предотвратить нашу зависимость от одного соседа и монопольную ценовую зависимость от одного потребителя.

Третье. Наша стратегия по использованию топливных ресурсов направлена на привлечение интересов крупных стран мирового сообщества к Казахстану и его роли в качестве мирового поставщика топлива. В этом случае компании и страны, которые будут инвестировать в развитие нашего нефтегазового бизнеса, включают США, Россию, Китай, Японию, государства Западной Европы. Экономические интересы этих стран и компаний в экспорте наших ресурсов на регулярной и стабильной основе будут способствовать развитию независимого и процветающего Казахстана.

В-четвертых, мы с привлечением опять-таки иностранных инвестиций будем форсировать создание и развитие внутренней энергетической инфраструктуры, решать проблемы самодостаточности и конкурентной независимости.

И, наконец, в-пятых, стратегия подразумевает крайне рачительное использование будущих доходов от этих ресурсов.

Мы должны иметь строгий контроль за своими стратегическими ресурсами, жить экономно и по хозяйски использовать средства, откладывая часть из них для наших будущих поколений.

«Правительству необходимо принять меры по развитию электроэнергетики, системы транспортировки. Эти сектора сегодня явно «не успевают» за развитием экономики Казахстана.

Первоочередными задачами в области обеспечения экономики и населения электроэнергией являются строительство Балхашской ТЭС, третьего энергоблока Экибазстузкой ГРЭС-2, Мойнакской ГЭС и др.

Необходимо в 2009 году завершить строительство второй линии электропередачи по проекту: «Север-Юг Казахстана» и линии электропередачи «Северный Казахстан - Актюбенская область». Это позволит снизить энергодефицитность юга и запада Казахстана.

Для стабильного обеспечения потребностей в газе южных регионов республики необходимо проработать вопрос и начать строительство магистрального газопровода Бейнеу-Шымкент.

Необходимо внести конкретные предложения по строительству атомной электростанции в г.Актау.

Одновременно Правительство должно сконцентрировать свои усилия на внедрении энергосберегающих и экологически чистых технологий.

К повсеместной экономии электроэнергии наши предприятия и граждане еще не приступили. Надо прямо сказать, что дешевая энергия заканчивается. Если хотим меньше платить, надо экономить. Это должно стать заботой каждого. Правительство должно развернуть эту работу».



Выбор генераторов

Принимаем к установке генераторы типа ТВФ-63-2Е с непосредственным охлаждением обмоток статора водой

Таблица №1

тип	P, Мвт	S,МВА	cos ц	IН, кА	x»d	Uн, кВ	цена
ТВФ-63	63	78,75	0.8	4.3	0.1361	10.5	460
ТВФ-120	100	125	0,8	6,8	0,192	10,5	350

Литература 3]

Выбор, обоснование двух вариантов схем проектируемой станции

В соответствии с НТП на тепловых конденсатных станциях применяется блочный принцип построения - блок “котел - турбина - генератор - повышающий трансформатор”. Распределение электроэнергии ведется на повышенных напряжениях. В соответствии с заданием может быть применено два варианта структурной электрической схемы.

I вариант

Первый вариант проектируемой электростанции

II вариант

Второй вариант проектируемой электростанции

Связь между РУ 220 и 110 кВ осуществляется двумя автотрансформаторами, т.к. в соответствии с заданием не сказано о связи РУ 110 кВ с энергосистемой.

Выбор силовых трансформаторов

Условие выбора Sтр. ? Sген.

Принимаем к установке трансформаторы

Таблица №2

тип	Sн, МВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	цена
ТДЦ-200/110	200	115	13,8	10.5	550	170	222

I вариант

Выбираем трансформаторы связи Т1 и Т2 по трем режимам

1) режим максимальных нагрузок

Sт.max ? = 62,02 МВА

2) режим минимальных нагрузок

Sт.min ? = 78,28 MBA

3) аварийный режим

Sав. ? MBA;

МВА

Таблица №3

тип	Sн, МВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	цена
ТРДН-63/220	63	230	11	11,5	265	70	156,6

II вариант

1) режим максимальных нагрузок

Sт.max ? = 136,66 МВА

2) режим минимальных нагрузок

Sт.min ? = 152,93 MBA

3) аварийный режим

Sав. ? MBA;

МВА

Таблица №4

тип	Sн, МВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	цена
ТДЦ-125/220	125	242	10.5	11	380	120	185

Выбор автотрансформаторов связи

I вариант

Для определения Spac.max рассматриваем 3 режима:

А) нормальный режим максимальных нагрузок;

Б) нормальный режим работы КЭС и выдачи всей свободной мощности в систему - минимальный режим;

В) аварийное отключение одного энергоблока РУ-220 кВ при максимальной нагрузке - аварийный режим.

1) режим максимальных нагрузок

Sт.max ? = 109,54 МВА

2) режим минимальных нагрузок

Sт.min ? = 136,66 MBA

3) аварийный режим

Sав. ? =1,08 MBA

МВА

Таблица №5

тип	Sн, МВА	Uвн, кВ	Uсн, кВ	Uнн, кВ	Pх, кВт	Pк, кВт	Uк,%	Iх, %	цена
							вн-сн	вн-нн	сн-нн
АТДЦТН-125000/220/110	125	230	121	6.3	65	315	11	35	22	0.45	195

. Выбор реактора для генератора ТВФ-63, ТВФ-120

А

А

Выбираем реактор РБГ-10-300-0,20У3 , РБДГ-10-4500-0,18У3

II вариант

1) режим максимальных нагрузок

Sт.max ? = 34,904 МВА

2) режим минимальных нагрузок

Sт.min ? = 62,01 MBA

3) аварийный режим

Sав. ? =24,12 MBA

МВА

Таблица №6

Тип	Sн, МВА	Uвн, кВ	Uсн, кВ	Uнн, кВ	Pх, кВт	Pк, кВт	UК%	цена
АТДЦН63/220/110/10	63	230	121	11	200	37	35	159

Выбор трансформаторов блока Т1,Т2

Условие выбора Sтр. ? Sген.

80 ? 78,75

Принимаем к установке трансформаторы

Таблица №7

тип	Sн, МВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	цена
ТДЦ-80/110	80	121	10,5	11	310	85	113,7

Выбор схемы РУ-220, 110 кВ

В соответствии с НТП в РУ-220, 110 кВ применяется схема с двумя системами сборных шин и обходной системой.

Каждое присоединение присоединяется к двум системам сборных шин через вилку из двух разъединителей. Нормально включен только один.

Все присоединения в нормальном режиме равномерно и фиксировано, распределены между системами сборных шин, шиносоединительный выключатель включен.

Обходная система шин и обходной выключатель предназначены для вывода в ремонт выключателя любого присоединения без отключения этого присоединения

Достоинства схемы:

1. достаточно высокая надежность при КЗ на сборных шинах часть присоединений отключается, но после перевода их на неповрежденную систему шин работа РУ восстанавливается;

2. возможность ремонта сборных шин и шинных разъединителей без отключения РУ;

3. возможность ремонта любого выключателя без отключения присоединений

Недостатки:

1. отключение части присоединений на некоторое время при КЗ на сборных шинах;

2. высокая сложность схемы;

3. использование разъединителей для оперативного изменения схемы, что повышает

вероятность ошибочного отключения их под нагрузкой.

Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

А) капиталовложения (по переменным составляющим)

Таблица №8

наименования оборудования	стоимость ед. оборудования	I вариант	I вариант
		количество	стоимость	количество	стоимость
Трансформатор Блока ТДЦ200/110 Трансформатор связи ТРДН-63/220 Автотрансформатор АТДЦТН-125/220/110 Трансформатор связи ТДЦ-200/220 Трансформатор блока ТДЦ-80/110 Автотрансформатор АТДЦТН-63/220/110 Ячейка с выключателем на 220 кВ Ячейка с выключателем на 110 кВ	222 156,6 195 185 113,7 159 82 42,6	2 2 2 - - - - -	444 313,2 390 - - - - -	- - - 2 2 2 - -	- - - 370 227,4 318 - -

Итого: 1147,2 915,4

К_I = 1147,2 • 800 = 803 • 10³ тыс.тг.

К_II = 915,4• 800 = 640,7 • 10³ тыс.тг.

Б) Расчет потерь

Блочный трансформатор ТДЦ-220/110

ДW₁ = Px • T + P_k • ()² • ф = 170 • 8160 + 550 • ()² • 3979,45 = 1,6 · 10⁶ кВт • ч

Трансформатор связи ТРДН-63/220/10

ДW₂ = Px • T + P_k • ()² • ф = 70 • 8160 + 265 • ()² • 3979,45 = 1,87 · 10⁶ кВт • ч

Трансформатор связи ТДЦ-150/220

ДW₃ = Px • T + P_k • ()² • ф = 120 • 8160 + 380 • ()² • 3979,45 = 2,84 · 10⁶ кВт • ч

Блочный трансформатор ТДЦ-80/110

ДW₄ = Px • T + P_k • ()² • ф = 85 • 8160 + 310 • ()² • 3979,45 = 2,21 · 10⁶ кВт • ч

Автотрансформатор связи АТДЦТН-125/220/110

ДW₅ = Px • T + Pкв • ()² • ф + Px • T + Pкс • ()² • ф

ДW₅ = 65 • 8760 • + 157.5 • ()² •3979,45 + 157.5 • ()² • 3979,45= 2,11 · 10³ кВт • ч

Автотрансформатор связи АТДЦТН-63/220/110

ДW₆ = 37 • 8760 • + 100 • ()² • 3979,45 + 100 • ()² • 3979,45 = 1,3 ·10⁶ кВт • ч

I вариант.

? ДW = (2ДW₁ + 2ДW₂ + 2ДW₅)= (2 • 1,6 · 10⁶ + 2 • 1,87 · 10⁶ +2 • 2,11 · 10⁶ )= 11,16 · 10⁶ кВт • ч

II вариант.

? ДW = (2ДW₃ + 2ДW₄ + 2ДW₆)= (2 • 2,84 · 10⁶ + 2 • 2,21 · 10⁶ +2 • 1,3 · 10⁶ )= 12,7 · 10⁶ кВт • ч

В) Расчет издержек

I вариант

И = • К_I + в ? ?ДW • 10 ^{- 3} = • 803 • 10³ + 2.2 • 10 - ³ · 11,16 • 10 ⁶ = 108,64 • 10³ тыс.тн/год

З = Рн • К_I + И = 0.12 • 803 • 10³ + 108,64 • 10³ = 205 • 10³ тыс.тн/год

II вариант

И = • К_I + в ? ?ДW • 10 ^{- 3} = • 640,7 • 10³ + 2.2 • 10³ · 12,7 • 10⁶ = 94,57 • 10³ тыс.тн/год

З = Рн • К_I + И = 0.12 • 640,7 • 10³ + 94,57 • 10³ = 171,45 • 10³ тыс.тн/год

Затраты второго варианта меньше, поэтому он и принят для дальнейшего расчета.

Выбор схем собственных нужд (СН) и трансформаторов собственных нужд

Питание собственных нужд производится через РУ-6.3 кВ выполненное по схеме с одной секционированной системой сборных шин по секции на каждый блок.

Рабочее питание секции 6.3 кВ, собственных нужд, производится через рабочие ТСН 18/6.3 кВ, подключенные отпайками к токопроводам генераторного напряжения.

Резервное питание производится со стороны резервных магистралей, напряжение на которых подается через два пускорезервных трансформатора, подключенных к обмоткам НН автотрансформатора связи.

Расчет рабочих и пускорезервных трансформаторов собственных нужд.

Sр.тсн ? Рсн • Кс = 4,41 • 0.6 = 2,64 МВА

Принимаем трансформатор ТМ-2500/10

Sпртсн ? 1.5 • Sрас.тсн = 1.5 • 2.64 = 3.96 МВА

Принимаем трансформатор ТМ-4000/10 Таблица №9

тип	Sн, МВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Pх, кВт	Pк, кВт	Uк, %	Iх, %	цена
ТМ-2500/10	2.5	10	6.3	3.8	23.5	6.5	1	5.8
ТМ-4000/10	4	10	6.3	5.2	33.5	7.5	0.9	8.4

Расчет токов короткого замыкания

Таблица №7

Наименование	Расчетная формула	Примечание
Генератор	xG =	-сверхпереходное сопротивление линии генератора
Система	хС = х*С •	х*С - сопротивление системы
Трансформатор 2-х обмоточный	хТ=	- сопротивление трансформатора в %
Трансформатор 3-х обмоточный, Автотрансформатор	хТВ= хТН= хТС=	- сопротивление трансформатора в % на высшей стороне - сопротивление трансформатора в % на нишей стороне - сопротивление трансформатора в % на средней стороне
Линия	хЛ = худ • l •	худ - удельное сопротивление 1 км линии l- длина линии

Расчетная схема замещения

Замена элементов главной схемы на индуктивные сопротивления

Определяем сопротивление всех элементов схемы

Сопротивление системы

х₁ = х_*С • = 0• = 0

Сопротивление линий электропередачи

х₂ = х₃ = х₄ = х_уд • l • = 0.4 • 215 • = 1.62

Сопротивление силовых трансформаторов

х₅ = х₆ = = = 0.88

Сопротивлении реактора

х₇ = х_Р* ·

Сопротивление генераторов

х₈ = х₉ =

х₁₀ = х₁₁ = = = 1.9

х_ТВ = 0.5 • (Uк.вн + Uк.вс - Uк.сн) = 0.5 • (35 + 11 - 22) = 12 %

х₁₂ = х₁₃ =0

х₁₄ = х₁₅ = = = 3,65

х_ТH = 0.5 • (Uк.вн + Uк.сн - Uк.вс) = 0.5 • (35+22-11) = 23 %

х₁₆ = х₁₇ = = = 1,37

х₁₈ = х₁₉ =

К-1

Первый этап преобразования схемы замещения

х₂₁ = х₂₂ = х₁₆ + х₁₇ = 1,37+1,72=3,09

Второй этап преобразования схемы замещения

х₂₃ =

х₂₅ =

Рисунок 11: Второй этап преобразования схемы замещения

Третий этап преобразования схемы замещения

Четвертый этап преобразования схемы замещения

Шестой этап преобразования схемы замещения

К-2

Седьмой этап преобразования схемы замещения

Проверка:

Расчетная таблица токов трехфазного короткого замыкания при расчете сопротивлений схемы замещения в относительных единицах на 220 кВ

Таблица №8

Точка КЗ	К-1
Источник	Система	G3,4	G1,2
Номинальная мощность Sн
Результирующее сопротивление
Базовый ток Iб=
	1	1.08	1.13
Inо
IН` =	-
	-
ф = tСВ + 0.01 =	ф = tСВ + 0.01 = =0,055	ф = tСВ + 0.01 = =0,055	ф = tСВ + 0.01 = =0,055
Y	-	0.66	0.73
Inф = K• Ino	-	1.53	0.82
Ку	1,717	1.965	1,904
Та	0,03	0.26	0.1
iy = • Ino •ky	1.4 • 4,62•1,717= =11,1	1.4 • 2.32•1,965= =6.38	1.4 •1.13•1,904 = =3.01
е-ф/Ta =	е-0,055/0,03 = 0,42	е-0,055/0,26 = 0.92	е-0,055/0,1 = 0.7
iaф = • Ino•еф/Ta	1.4 • 4,62• 0,42 = =6,79	1.4 • 2.32• 0,92 = =2.98	1.4 • 1.13• 0,7 = =1.1

I_б = ток базы

Расчетная таблица токов трехфазного короткого замыкания при расчете сопротивлений схемы замещения в относительных единицах на 10.5кВ

Таблица №9

Точка КЗ	К-2
Источник	Система	G3	G1,2	G4
Номинальная мощность Sн
Результирующее сопротивление
Базовый ток Iб=
	1	1.08	1.13	1.08
Inо
IН` =	-
	-
ф = tСВ + 0.01 =	ф = tСВ + 0.01 = =0,055	ф = tСВ + 0.01 = =0,055	ф = tСВ + 0.01 = =0,055	ф = tСВ + 0.01 = =0,055
Y	-	1.1	-	0.64
Inф = K• Ino	-	7.56	8.4	25.99
Ку	1,717	1.965	1,904	1.965
Та	0,03	0.26	0.1	0.26
iy = • Ino •ky	1.4 • 35.94•1,717= =86.39	1.4 • 16.88•1,965= =18.92	1.4 •8.4•1,904 = =22.39	1.4 •40.62•1,965= =18.92
е-ф/Ta =	е-0,055/0,03 = 0,42	е-0,055/0,26 = 0.92	е-0,055/0,1 = 0.7	е-0,055/0,26 = 0.92
iaф = • Ino•еф/Ta	1.4 • 35.94• 0,42 = =21.13	1.4 • 16.88• 0,92 = =8.86	1.4 • 8.4• 0,7 = 8.23	1.4 • 40.62• 0,92= =8.86

Ta- постоянная времени цепи КЗ

Ку- ударный коэффициент

i_y = • I_no • k_y - ударный ток

ф-расчетное время

i_aф = • I_no • е^-ф/Ta -апериодическая составляющая тока

Inф- периодическая составляющая тока (находится по трем действиям)

Таблица №10

точки КЗ	источник	Ino, кА	iУ, кА	iaф, кА	Inф, кА
K1	S G3,4 G1,2	4.62 2.32 1.13	11.1 6.38 3.01	2.71 2.98 1.1	- 1.53 0.82
Итого		8,07	20,49	6,79	2,35
точки КЗ	источник	Ino, кА	iУ, кА	iaф, кА	Inф, кА
K2	S G3 G1,2 G4	35.94 16.88 8.4 40.62	86.39 18.92 22.39 111.74	21.13 8.86 8.23 52.31	- 7.56 8.4 25.99
Итого		91.84	239.44	90.53	36.95

Определение номинальных и максимальных токов цепей

Обозначение токов цепей

I₁ном = I₃ном = кА

I₁max = I₃max = кА

I₂ном = I₄ном = кА

I₂max = I₄max = Iном • 1.4 = 0.31 • 1.4 = 0.43 кА

I₅ном = I₆ном = кА

I₅max = I₆max = Iном = 0.15 кА

I₇ном = I₈ном = = I₇max = I₈max кА

I₉ном = I₁₀ном = = I₁₀max = I₉max кА

I₁₂ном = I₁₁ном = кА

I₁₂max = I₁₁max = кА

I₁₃max = кА

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

А) оборудование

Таблица №11

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		выключатель	разъединитель	трансформатор тока
		ВЭК-220-40/2000	РНДЗ-220/1000	ТФЗМ-220Б
Uном ? Uуст Iном ? Iнаг.max Iотк ? Inф Iотк ? Ino ia ном ? iaф iдин. ? iy Iдин. ? Ino Вк.н ? Вк.рас	Uуст =220 кВ Imax = 300 А Inф = 2.35 кА Ino = 8.07 кА iaф = 6.79 кА iy = 20.49 кА Ino = 8.07 кА Вк = Ino2(tотк + +Та) = 1583.1 кА2с	Uуст =220 кВ Iном = 2000 А Iотк = 40 кА Iотк = 40 кА ia ном = ia ном = 25.38 кА iдин = 125 кА Iдин = 50 кА IТ2 tТ = 502 • 3 = =7500 кА2с	Uуст =220 кВ Iном = 1000 А ? ? ? iпр.скв. = 100 кА ? IТ2 tТ = 402 • 3 = =4800 кА2с	Uуст =220 кВ Iном = 1000 А ? ? ? iдин = 50 кА ? Вк = 18750 кА2с

Б) токоведущие части от выводов блочного трансформатора до сборных 220 кВ.

Ошиновка выполняется гибкими сталеалюминевыми проводами и гирляндами стеклянных изоляторов. Сечение проводов в соответствии с ПУЭ выбирается по экономической плотности тока.

q_эк = Iнорм./j_эк; j_эк = 1 А/мм² для Tmax = 5500

q_эк = 610/1 = 610 мм²

Принимаем два провода в фазе АС-300/48 Iдоп = 690 А r = 1.22

Проверку на схлестывание не производим, т.к. Ino < 20 кА [ПУЭ пар. 4.2.26]

Проверку на термическое действие также не производим, т.к. ошиновка выполнена голыми проводами на открытом воздухе [Руководящие указания по расчету т.к.з. и выбору проводников].

Проверка на корону.

Начальная критическая напряженность.

Ео = 30.3 • m • (1 + ) = 31.6 кВ/см

Напряженность на поверхности провода.

E = = 25.5 кВ/см

Условие отсутствия короны: 1.07Е ? 0.9Ео 27.28 < 28.44

Короны не будет

Подвеска проводов к порталам производится гирляндами стеклянных изоляторов ПС 70 по 16 штук в гирлянде.

В) токопровод в цепи генератра.

Соединение генератора с блочным трансформатором производится комплектным экранированным токопроводом, который выбирается по типу турбогенератора [Н - 540].

Таблица 10

ГРТЕ-10-8550-250
Тип турбогенератора Номинальное напряжение, кВ турбогенератора токопровода Номинальный ток, кА турбогенератора токопровода Электродинамическая стойкость, кА Токоведущая шина d x s, мм Кожух (экран) D x д, мм Междуфазное расстояние А, мм Тип опорного изолятора Шаг между изоляторами, мм Тип применяемого TV Тип встраиваемого TA Предельная длина монтажного блока или секции, м Масса 1м одной фазы, кг Цена 1м одной фазы, руб.	ТВФ-63-2ЕУ3 10,5 10 4330 8550 250 280 x 12 750 x 4 1000 ОФР-20-375 с 3000 ЗНОМ-18 ТШЛ-20Б-1-1000/5/5 8 до 90 105	ТВФ-120-2-2У3 10,5 10 6875 8550 250 280 х 12 750 x 4 1000 ОФР-20-375 с 3000 ЗНОМ-18 ТШЛ-20Б-1-1000/5/5 8 до 90 105

Проверка TA и TV токопровода по вторичной нагрузке.

Для проверки трансформаторов тока и трансформаторов напряжения составляем таблицы приборов подключенных к их вторичным обмоткам.

Вторичная нагрузка переменного тока.

Таблица 11

Наименование приборов	тип	Потребляемая мощность, В•А
		по фазам
		А	В	С
амперметр ваттметр варметр счетчик активной энергии регистрирующий амперметр ваттметр в машинном зале регистрирующий ваттметр	Э378 Д335 Д335 САЗ-680 Н344 Д335 Н348	0.1 0.5 0.5 2.5 ? 0.5 10	0.1 ? ? ? 10 ? ?	0.1 0.5 0.5 2.5 ? 0.5 10
итого:		14.1	10	14.1

Расчет ведем по наиболее нагруженным фазам А и С ?S₂ = 14.1 B•A

r_приб. = Ом

Допустимое сопротивление проводов.

r_пров. = r_2ном. ? r_приб. ? r_конт. = 1.2 - 0.56 - 0.1 = 0.54 Ом

Допустимое сечение медных проводов.

q = мм²

Принимаем кабель КВВГ-4 x 2.5 мм²

q = 2.5 мм² - минимально допустимое сечение медных проводов для токовых цепей [ПУЭ].

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Таблица №15

наименование приборов	тип	мощность одной обмотки	число обмоток	cos ц	sin ц	число приборов	общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, Вар
вольтметр ваттметр варметр датчик активной мощности датчик реактивной мощности счетчик активной энергии регистрирующий ваттметр регистрирующий вольтметр частотомер	Э 378 Д 335 Д 335 Е 829 Е 830 И 680 Н 348 Н 344 Э 372	2 1.5 1.5 10 10 2 10 10 3	1 2 2 ? ? 2 2 1 1	1 1 1 1 1 0.38 1 1 1	0 0 0 0 0 0.925 0 0 0	1 2 1 1 1 1 1 1 2	2 6 3 10 10 4 20 10 6	? ? ? ? ? 9.7 ? ? ?
итого:							71	9.7

Вторичная нагрузка TV.

?S₂ = В•А

Трансформатор напряжения токопровода НАМИ-10 имеет номинальную мощность:

S₂ = 3 • 75 = 225 > ?S₂

Трансформатор напряжения будет работать в классе 0.5

тип	U1Н, кВ	U2Н, В	S2Н, ВА
НАМИ-10-75	10	100	75



Выбор оборудования и токоведущих частей

А) оборудование

Таблица 14

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		выключатель	трансформатор тока
		ВВГ-20/11200	ТШЛ-20-Б-Ш
Uном ? Uуст Iном ? Iнаг.max Iотк ? Inф Iотк ? Ino ia ном ? iaф iдин. ? iy Iдин. ? Ino Вк.н ? Вк.рас	Uуст =10 кВ Imax =9630 А Inф = 36,95 кА Ino = 91,84 кА iaф = 90,53 кА iy = 239,44 кА Ino = 91,84 кА Вк = Ino2(tотк + +Та) = 35931,33 кА2с	Uуст =20 кВ Iном = 11200 А Iотк = 160 кА Iотк = 160 кА ia ном = ia ном = 126 кА iдин = 410 кА Iдин = 160 кА IТ2 tТ = 1602 • 4 = =102400 кА2с	Uуст =20 кВ Iном = 12000 А ? ? ? iдин = 45 кА ? ?

[Н - 242] [Н - 306]

Проверка выбранного трансформатора тока по вторичной нагрузке.

Составляем таблицу приборов.

Таблица 15

Наименование прибора	тип	Потребляемая мощность, В•А
		А	В	С
амперметр ваттметр варметр счетчик активной энергии счетчик реактивной энергии	Э 378 Д 335 Д 335 И 680 И 680	0.1 0.5 0.5 2.5 2.5	0.1 - - - -	0.1 0.5 0.5 2.5 2.5
итого:		6.1	0.1	6.1

Расчет ведем по наиболее нагруженным фазам А и С ?S₂ = 6.1 B•A

r_приб. = Ом

Допустимое сопротивление соединительных медных проводов.

r_пров. = r_2ном. ? r_приб. ? r_конт. = 1.2 - 0.244 - 0.1 = 0.856 Ом

r_2ном. ? номинальное сопротивление нагрузки вторичной обмотки, при котором TA работает в классе точности 0.5

Допустимое сечение медных проводов.

q = мм²

? = 150 - длина соединительных проводов

Принимаем кабель КВВГ-4 x 4 мм²

q = 4 мм² - минимально допустимое сечение медных проводов для токовых цепей [ПУЭ].

Ошиновка выполняется гибкими сталеалюминевыми проводами и гирляндами стеклянных изоляторов. Сечение проводов в соответствии с ПУЭ выбирается по экономической плотности тока.

q_эк = Iнорм./j_эк; j_эк = 1 А/мм² для Tmax = 5500

q_эк = 610/1 = 610 мм²

Принимаем два провода в фазе АС-300/48 Iдоп = 690 А r = 1.22

Проверку на схлестывание не производим, т.к. Ino < 20 кА [ПУЭ пар. 4.2.26]

Проверку на термическое действие также не производим, т.к. ошиновка выполнена голыми проводами на открытом воздухе [Руководящие указания по расчету т.к.з. и выбору проводников].

Проверка на корону.

Начальная критическая напряженность.

Ео = 30.3 • m • (1 + ) = 30.3 • 0.82 • (1 + ) = 31.6 кВ/см

Напряженность на поверхности провода.

E = = 25.5 кВ/см

Условие отсутствия короны: 1.07Е ? 0.9Ео 27.28 < 28.44

Короны не будет

Подвеска проводов к порталам производится гирляндами стеклянных изоляторов ПС 70 по 16 штук в гирлянде.

Выбор сборных шин РУ-220 кВ

а) ошиновка

Сборные шины выбираются по допустимому току самого мощного присоединения - блока генератор-трансформатор.

Iнаг.max = 850 А

Принимаем провод АС-400/64 Iдоп. = 860 А

Проверку на термическую стойкость и схлестывание не производим (см. выше)

Проверка на корону.

Начальная критическая напряженность.

Ео = 30.3 • m • (1 + ) = 30.3 • 0.82 • (1 + ) = 31.1 кВ/см

Напряженность на поверхности провода.

E = = 24.2 кВ/см

Условие отсутствия короны: 1.07Е ? 0.9Ео 25.8 < 27.9

Короны не будет

Подвеска проводов к порталам производится гирляндами стеклянных изоляторов ПС 70 по 16 штук в гирлянде.

б) шинные аппараты

Аппаратами сборных шин являются TV и нелинейные ограничители перенапряжений. Принимаем трансформатор напряжения НКФ-220.

Таблица 16

тип	Uн, кВ	Uн.об, В	Sн, ВА	Sпред., ВА
		первич.	осн. вторич.	доп. втоич.
НКФ-220-58У1	220			100	400	2000

Он служит для питания приборов релейной защиты и автоматики. Нагрузка РЗ и А нам не известна, поэтому проверку по вторичной нагрузке не производим.

Принимаем нелинейный ограничитель напряжения ОПН-220. Он служит для защиты изоляции РУ-220 кВ от грозовых и коммутационных перенапряжений.

Выбор ограничителей перенапряжения

Для защиты от перенапряжений принимаем нелинейные ограничители перенапряжений цепи ОПН. В соответствии с ПУЭ они устанавливаются в следующих точках главной схемы (см. чертеж “Главная схема ТЭЦ”).

а) сборные шины ОРУ-220 - ОПН-220

б) сборные шины ОРУ-110 - ОПН-110

в) непосредственно на выводах трансформаторов и автотрансформаторов - ОПН-220 и ОПН-110

г) в нейтральных выводах трансформаторов - ОПН-110 и ОПН-10

Таблица 18

Тип	Uн	Uнаи	Напряжение на ограничителе	рассч. ток ком.аппар	Остающ. ток	Кол-во
			20мин	20с	3,5с	1с	0,5с
ОПН-110У1	110	73	88	95	100	105	112	280	180	3
ОПН-220У1	220	146	175	190	200	210	225	420	360	4
Тип	Uн	Uнаиб	Iном	Макс. амплитуда	Пропуск. способн	Классифик напряж	Удельная энергия	Кол-во
ОПН-10У	10	13	10	100	300-700	68	4,0	ОПН-10У

Главная схема с учетом ограничителей перенапряжения

Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам

Uном = 220 кВ Imax = 1820 А

Таблица №20

Выключатель
Тип	Uном, кВ	Iном, А	Iоткл, кА	iдин, кА	IтерІtтер	Iдин, кА
HGF-1014	220	2000	40	100	50/3	40
Разъединитель
Тип	Uном, кВ	Iном, А	IтерІtтер, кАІс	iдин, кА
S2DA-245	220	3200	50/3	125
Трансформатор тока
Тип	Uном, кВ	Iном, А	ном. нагр., Ом	iдин, кА	IтерІtтер
ТВ-220-I-2000/1	220	2000	50	100	25/3
Трансформатор напряжения
Тип	Uном, кВ	Sном, ВА
НОГ-220-58У1	220	2000

Выбор способа синхронизации

Общие сведения. Для успешного включения генератора в сеть необходимо чтобы толчок уравнительного тока в момент включения не превышал допустимого значения, а ротор включаемого генератора втянулся в синхронизм без длительных качаний. Для выполнения этих условий необходима предварительно отрегулировать частоту вращения генератора так, чтобы она стала близкой к синхронной, а напряжение на его выводах (если генератор возбужден) сделать равным или близким напряжению энергосистемы и выбрать момент подачи команды на включение выключателя. Этот процесс уравнивания частоты вращения и напряжения и выбора момента включения генератора в сеть называется синхронизацией.

Условия синхронизма:

а)

б)

в)-угол сдвига между одинаковыми напряжениями генератора и сети

В эксплуатации применяются два основных способа включения генераторов на параллельную работу с энергосистемой: точная синхронизация и самосинхронизация.

При включении способом точной синхронизации генератор разворачивается до частоты, близкой к синхронной и возбуждается. Затем в ручную, или с помощью автоматики уравниваются частоты и напряжения синхронизированного генератора и сети. После этого подается команда на включения генератора в сеть. Для того чтобы толчок уравнительного тока в момент включения не превышал допустимого значения, а качания ротора генератора быстро затухли, необходимо очень точно уровнять частоты и напряжения генератора и сети и выбрать соответствующий момент для включения выключателя.

При синхронизации генератора разворачивается до частоты, близкой к синхронной и включается в сеть невозбужденными. Ток возбуждения подается в обмотку ротора сразу же после включения выключателя генератора. Затем происходит нарастание тока ротора и ЭДС, и генератор втягивается в синхронизм.

Включение производится автоматически и в ручную.

Наибольшее распространение в энергосистемах получил автосинхронизатор типа АСТ-4 разработанный в Ленэнерго. Автосинхронизатор АСТ-4 выполняет все операции точной синхронизации, за исключением уравнивания синхронизируемое напряжений. Регулирования напряжения синхронизируемого генератора осуществляется в ручную.

Для ручной синхронизации и включения энергоблока в сеть предусмотрена колонка синхронизации.

Однолинейная схема колонки синхронизации

Включение ведется с авто контролем синхронизма. При невыполнении условий синхронизма автоматика не разрешит включение. [Литература 4]

электростанция трансформатор защита релейный

Расчет релейной защиты для заданной цепи

Защита турбогенераторов, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения

Согласно ПУЭ

3.2.34. Для турбогенераторов выше 1 кв мощностью более 1 мвт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и нарушений нормального режима работы:

1) многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах;

2)однофазных замыканий на землю в обмотке статора;

Требованиями, приведенными в 3.2.34-3.2.50, можно руководствоваться и для других генераторов.

3) двойных замыканий на землю, одно из которых возникло в обмотке статора, а второе -во внешней сети;

4) замыканий между витками одной фазы в обмотке статора (при наличии выведенных параллельных ветвей обмотки);

5) внешних КЗ;

6) перегрузки токами обратной последовательности (для генераторов мощностью более 30 МВт);

7) симметричной перегрузки обмотки статора;

8) перегрузки обмотки ротора током возбуждения (для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток);

9) замыкания на землю во второй точке цепи возбуждения;

10) асинхронного режима с потерей возбуждения (в соответствии с 3.2.49).

3.2.36. Для защиты от многофазных замыканий в обмотке статора турбогенераторов выше 1 кВ мощностью более 1 МВт, имеющих выводы отдельных фаз со стороны нейтрали, должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита (исключение см. в 3.2.27). Защита должна действовать на отключение всех выключателей генератора, на гашение поля, а также на останов турбины.

В зону действия защиты кроме генератора должны , входить соединения генератора со сборными шинами электростанции (до выключателя).

Продольная дифференциальная токовая защита должна быть выполнена с током срабатывания не более 0,6 I_ном. Контроль неисправности токовых цепей защиты следует предусматривать при токе срабатывания защиты более I_ном .

Продольная дифференциальная токовая защита должна быть осуществлена с отстройкой от переходных значений токов небаланса (например, реле с насыщающимися трансформаторами тока).

Защиту следует выполнять трехфазной трехрелейной

3.2.37. Для защиты от многофазных замыканий в обмотке статора генераторов выше 1 кВ мощностью до 1 МВт, работающих параллельно с другими генераторами или электроэнергетической системой, должна быть предусмотрена токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны выводов генератора к сборным шинам. Если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, вместо нее допускается устанавливать продольную дифференциальную токовую защиту.

Применение токовой отсечки взамен дифференциальной защиты допускается и для генераторов большей мощности, не имеющих выводов фаз со стороны нейтрали.

3.2.38. Для защиты генераторов выше 1 кВ от однофазных замыканий на землю в обмотке статора при естественном емкостном токе замыкания на землю 5 А и более (независимо от наличия или отсутствия компенсации) должна быть предусмотрена токовая защита, реагирующая на полный ток замыкания на землю или на его составляющие высших гармоник. При необходимости для ее включения могут быть установлены трансформаторы тока нулевой последовательности непосредственно у выводов генератора. Применение защиты рекомендуется и при емкостном токе замыкания на землю менее 5 А. Защита должна быть отстроена от переходных процессов и действовать как в 3.2.38 или 3.2.37.

Когда защита от замыканий на землю не устанавливается (так как при емкостном токе замыкания на землю менее 5 А она нечувствительна) или не действует (например, при компенсации емкостного тока в сети генераторного напряжения), в качестве защиты генератора от замыканий на землю может использоваться установленное на шинах и действующее на сигнал устройство контроля изоляции.

3.2.39. При установке па генераторах трансформатора тока нулевой последовательности для защиты от однофазных замыканий на землю должна быть предусмотрена токовая защита от двойных замыканий на землю, присоединяемая к этому трансформатору тока.

Для повышения надежности действия при больших значениях тока следует применять реле с насыщающимся трансформатором тока. Эта защита должна быть выполнена без выдержки времени и действовать как защита, указанная в 3.2.36 или 3.2.37.

3.2.40. Для защиты от замыканий между витками одной фазы в обмотке статора генератора с выведенными параллельными ветвями должна предусматриваться односистемная поперечная дифференциальная токовая защита без выдержки времени, действующая как защита, указанная в 3.2.36.

3.2.41. Для защиты генераторов мощностью более 30 МВт от токов, обусловленных внешними несимметричными КЗ, а также от перегрузки током обратной последовательности следует предусматривать токовую защиту обратной последовательности, действующую на отключение с двумя выдержками времени (см. 3.2.45).

Для генератора с косвенным охлаждением проводников обмоток защиту следует выполнять с независимой выдержкой времени с током срабатывания не бола допустимого для генератора при прохождении по нему тока обратной последовательности в течение 2 мин; меньшая выдержка времени защиты не должна превышать допустимой длительности двухфазного КЗ на выводах генератора.

Токовая защита обратной последовательности, действующая на отключение, Должна быть дополнена более чувствительным элементом, действующим на сигнал с независимой выдержкой времени. Ток срабатывания этого элемента должен быть не более длительно допустимого тока обратной последовательности для данного типа генератора.

3.2.42. Для защиты генераторов мощностью более 30 МВт от внешних симметричных КЗ должна быть предусмотрена максимальная токовая защита с минимальным пуском напряжения, выполняемая одним реле тока, включенным на фазный ток, и одним минимальным реле напряжения, включенным на междуфазное напряжение. Ток срабатывания защиты должен быть около 1,3 - 1,5 I_ном а напряжением срабатывания - около 0,5- 0, U_ном.

3.2.45. Защита генераторов мощностью более 1 МВт от токов, обусловленных внешними КЗ, должна быть выполнена с соблюдением следующих требований:

1. Защиту следует присоединять к трансформаторам тока, установленным на выводах генератора со стороны нейтрали.

2. При наличии секционирования шин генераторного напряжения защиту следует выполнять с двумя выдержками времени: с меньшей выдержкой - на отключение соответствующих секционных и шиносоединительного выключателей, с большей - на отключение выключателя генератора и гашение поля.

3.2.47. Защита генератора от токов, обусловленных симметричной перегрузкой, должна быть выполнена в виде максимальной токовой защиты, действующей на сигнал с выдержкой времени и использующей ток одной фазы, статора.

3.2.4.8. Защита от замыканий на землю во второй точке цели возбуждения турбогенераторов должна быть предусмотрена в одном комплекте на несколько (но не более, трех) генераторов с близкими параметрами цепей возбуждения. Защита должна включаться в работу только при появлении замыкания на землю в одной точке цепи: возбуждения, выявляемого при периодическом контроле изоляции (см. гл. 1.6). Защита должна действовать на отключение выключателя генератора и гашение поля на генераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток и на сигнал или на отключение на генераторах с косвенным охлаждением.

Для указанных генераторов с глухозаземленной нейтралью эта защита должна быть предусмотрена в трех фазном исполнении.

Защита шин генераторного напряжения

На электростанциях и подстанциях с реактированными линиями применяются специальные защиты шины 10кВ, обеспечивающие быстрое отключение КЗ, возникающих на шинах. На схеме неполной дифференциальной защиты, выполненной токовыми реле, включенными на сумму токов всех источников питания (рис. 12.11), токовые реле - пусковые органы защиты - включены на токи генератора, трансформатора связи с системой и секционного выключателя. Защита шин обычно выполняется в двухфазном исполнении, так как применяется для сетей 10 кВ, работающих с изолированной нейтралью.

Неполная дифференциальная защита шин (рис. 12.11) обычно выполняется двухступенчатой: первая ступень - токовая отсечка, предназначенная для действия при КЗ на шинах; вторая ступень - максимальная токовая защита, предназначенная резервировать защиты отходящих линий при КЗ за реакторами. При КЗ на соседней секции, в генераторе или трансформаторе защита в действие не приходит, так как в реле при этом будет попадать только ток нагрузки, а ток КЗ будет балансироваться и в реле не попадет.

При КЗ за реактором линии в реле защиты проходит ток, равный сумме тока I_к и тока нагрузки остальных неповрежденных линий данной секции I_н.. Для предотвращения срабатывания первой ступени защиты шин в этом случае ее ток срабатывания выбирается по следующему условию:

I_с.з =k_н(I_к+ I_нагр I_н ) (12.6)

где k_н - коэффициент надежности, принимаемый равным 1,2; k_нагр -

коэффициент нагрузки, учитывающий увеличение тока нагрузки за счет торможения и самозапуска двигателей вследствие снижения напряжения при КЗ за реактором, принимается 1,2-1,3.

Ток срабатывания первой ступени защиты должен быть также отстроен от КЗ за трансформаторами собственных нужд, но это условие обычно не является определяющим. Ток срабатывания второй ступени - максимальной токовой защиты отстраивается от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигателей по следующему условию:

I_{с.з =} k_н k_нагр I_н

k_н

Первая ступень защиты шин действует без выдержки времени на отключение всех источников питания, за исключением генераторов, отключение которых осуществляется их токовыми защитами. Вторая ступень защиты действует с выдержкой времени, отстроенной от максимальной выдержки времени защит отходящих линий, на отключение трансформаторов, секционных и шиносоединительных выключателей. Обычно на второй ступени защиты предусматривается также и вторая выдержка времени, с которой она действует на отключение генераторов, подключенных к поврежденной секции шин, если после отключения трансформаторов, секционных и шиносоединительных выключателей К\3 не устранилось.

Чувствительность первой ступени защиты, подсчитанная при

металлическом двухфазном КЗ на шинах подстанции, должна быть не меньше 1,5. Коэффициент чувствительности второй ступени защиты шин, определенный при металлическом двухфазном КЗ за реактором, должен быть не меньше 1,2-1,3.

На рис. 12.11 показан шиносоединительиый выключатель, цепи которого при его наличии должны подключаться к токовым цепям защиты шин. При этом на время опробования резервной системы шин через шиносоединительный выключатель в схеме защиты

должно быть предусмотрено устройство, автоматически выводящее действие защиты шин на все присоединения, за исключением шиносоединительного выключателя, аналогично тому, как это было описано выше для полной дифференциальной защиты шин. Если первая ступень неполной дифференциальной защиты шин не обеспечивает необходимой чувствительности при КЗ на шинах, может применяться неполная дифференциальная дистанционная защита шин. При этом обычно используется схема дистанционной защиты с одним реле сопротивления с переключениями в цепях тока и напряжения или

только в цепях напряжения. Уставка срабатывания реле сопротивления отстраивается от КЗ за реактором. Пусковые токовые реле защиты используются в качестве второй ступени аналогично схеме, рассмотренной выше.

На крупных подстанциях и электростанциях в ряде случаев с помощью второй ступени неполной дифференциальной защиты шин не удается обеспечить необходимую чувствительность при КЗ за реактором

Структурная схема максимальной токовой защиты трансформатора с ускорением при отсутствии тока в отходящих линиях

и на отходящих линиях. Это особенно нежелательно, так как при КЗ за реакторами до выключателей отходящих линий вторая ступень защиты шин является единственной защитой, действующей при повреждении в этой точке. Предложен ряд способов, позволяющих обеспечить отключение КЗ за реакторами. Все эти способы связаны с усложнением схемы защиты и требуют прокладки дополнительного кабеля и установки дополнительной аппаратуры. Так, например, к токовым цепям неполной дифференциальной защиты шин подключаются ТТ, установленные на наиболее мощных линиях. Исключение из тока, проходящего в реле при КЗ за реактором, части тока нагрузки позволяет повысить чувствительность второй ступени защиты. При этом для отключения КЗ за реакторами линий, ТТ которых оказались подсоединенными к цепям дифференциальной защиты, используются специальные токовые защиты, установленные на этих линиях и действующие с выдержкой времени, большей, чем у собственной максимальной защиты. Возможно

Схема применяется для защиты двойной системы шин станций с постоянной работой на одной системе шин при установке на линиях выключателей, рассчитанных на отключение коротких замыканий до реакторов этих линий.

Схема содержит токовую отсечку с выдержкой времени и чувствительную максимальную токовую защиту с выдержкой времени.

Токовая отсечка предназначена для отключения повреждения на шинах и имеет выдержку времени для отстройки от времени срабатывания быстродействующих защит, установленных на отходящих линиях и трансформаторе собственного расхода. Чувствительная токовая защита предназначена для резервирования защиты шин и линий.

Действие защиты шин на отключение элементов, а также фиксация начального тока короткого .замыкания выполнены аналогично схеме рис. 4-3.

В схеме предусмотрено действие отсечки на отключение шиносоединительного выключателя без выдержки времени при опробовании им одной из систем шин, после чего импульс :на отключение должен быть снят для исключения неселективного действия отсечки на шиносоединительный выключатель при других режимах его работы, например в случае замены им выключателя линии.

При недостаточной чувствительности резервного комплекта защиты к коротким замыканиям за линейным реактором схема резервной защиты дополняется пуском от реле напряжения обратной последовательности (14 на рис. 4-8,а)

При несимметричных коротких замыканиях чувствительный комплект реле тока 11 и 12 вместе с реле напряжения обратной последовательности действует с выдержкой времени реле 16 на отключение.

Ток срабатывания вышеуказанных реле тока отстраивается от максимально возможного суммарного тока нагрузки секции без учета токов самозапуска.

При симметричных повреждениях защита действует помимо реле напряжения обратной последовательности на отключение через реле времени 17, которое осуществляет отстройку от токов самозапуска.

При симметричных повреждениях и больших токах короткого замыкания дополнительное токовое реле 13, предусмотренное в схеме, действует на отключение с выдержкой времени резервной защиты от несимметричных повреждений. Вышеуказанное реле тока /3 отстраивается от суммарного тока нагрузки секции с учетом токов самозапуска.

В схеме предусмотрена сигнализация неисправностей в цепях напряжения.

При применении дополнения по рис. 4-8,а требуется проверка устойчивости высоковольтного оборудования при коротком замыкании с учетом выдержки времени реле 17 peзервной защиты шин.

Описание конструкции распределительного устройства

В соответствии с заданием необходимо разработать конструкцию ОРУ-220 кВ. В дипломном проекте принята типовая конструкция, разработанная институтом “Энергосеть проект”.

В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Все аппараты устанавливаются на высоких свайных основаниях, что исключает необходимость их ограждения.

Каждый полюс вторичной системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин - килевое расположение. Они имеют пополюсное управление, такое расположение позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.

Ошиновка выполняется гибкими сталеалюминевыми проводами марки АС. Провода крепятся к порталам - шинные и линейные порталы - железобетонные на растяжках.

Вдоль ряда выключателей предусмотрена автодорога.

На территории ОРУ имеются следующие коммуникации:

а) дороги для людей

б) кабельные лотки

в) противопожарный водопровод

Территория ОРУ имеет дренаж ливневых и талых вод и разливов масла. Поверхность имеет гравийную засыпку.

ОРУ имеет защиту от прямых ударов молнии с помощью стержневых молнеотводов отдельно стоящих и установленных на порталах ОРУ.

Территория ОРУ огорожена и имеет искусственное освещение.

На территории ОРУ имеется заземляющее устройство, к которому присоединяются все металлические элементы нормально не находящиеся под напряжением.

Схем с двумя рабочими и обходной системами шин

Для РУ 110-220 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь. Обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы, так как при к.з. на шинах отключаются шиносоединительный выключатель и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин.

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;

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

Большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателя усложняет эксплуатацию РУ;

необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

На АЭС и ТЭС при числе присоединений 12-16 секционируются одна система шин.

Схема блоков ТЭЦ и места присоединений рабочих трансформаторов собственных нужд

В схемах блоков генераторов-трансформаторов устанавливается выключатель между генератором и трансформатором. Рабочий трансформатор с.н. присоединяется отпайкой между генераторным выключателем и блочным трансформатором. На ТЭЦ в схемах блоков с двухобмоточными трансформаторами устанавливается генераторный выключатель.

Расчет заземляющих устройств ОРУ-220 кВ

Размеры ОРУ

Заземляющее устройство посредствам системы вертикальных и горизонтальных электродов.

Горизонтальные электроды располагаются на всей площади и образуют сетку. Вертикальные электроды забивают по периметру площадки ОРУ.

Горизонтальные электроды - полоса стали3 .Вертикальные электроды - сталь3 16мм.

Все, что подлежит заземлению присоединяется к сетке горизонтальных электродов в ближайшей точки. Расположение полос сетки должно соответствовать плану фундаментов. Расчет заземляющих устройств ведется по методике двухслойной структуре грунта.

Грунт - песок

Напряжение на заземлителе при коротком замыкании

Коэффициент прикосновения

M = 0,8 - параметр зависящий от соотношения

Сопротивление заземляющего устройства

Rз = Ом

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную модель со

стороной

Число ячеек по стороне квадрата

принимаем m = 10

Длина полос в расчетной модели

Длина сторон ячейки

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при

принимаем

Общая длина вертикальных заземлителей

Относительная глубина

Общее сопротивление сложного заземлителя

Ом

Определяем напряжение прикосновения

Uпр = Kn • Iз • Rз' = 0.12 • 4842 • 0.27 = 261.468 В



Охрана труда

Стационарные установки пожаротушения

Для тушения пожара на предприятиях сооружают сеть водопровода, состоящую из запасных резервуаров, насосной станции. Водозаборных сооружений, трасс трубопроводов, расположенных на расстоянии 5 метров от зданий вдоль дорог и проездов между отдельными зданиями. На трассах трубопровод через каждые 100 метров размещают пожарные гидранты, к которым можно присоединять рукава с брандспойтами, способными подавать струю с расходом 15-50л/с на расстояние 20 метров.

Кроме наружной сети в каждом производственном помещении сооружается пожарный водопровод с пожарными кранами ПК. Рядом с ними располагается шкаф, где хранятся в свернутом виде гибкий шланг (рукав) с присоединением брандспойтом присоединительным устройством (гайка Рота). Длина рукава должна быть не менее 10 метров (рис.18.1).

В помещениях, где хранятся горючие материалы (твердое и жидкое топливо, различные горючие вещества), сооружают спринклерные или дренчерные установки.

Спринклерные установки (рис.18.2) представляют собой систему трубопроводов, расположенных под потолком помещения и оборудованных оросителями (спринклерами), расположенными через 2,5-3 м. Спринклерная установка всегда заполнена водой под давлением 0,4 МПа, поэтому ее размещают в помещениях, где температура воздуха выше 4°С.Спринклерные оросители (рис.18.3) предназначены для автоматического включения установки в работу, если в помещении возникает пожар и температура воздуха повысится до предельного значения.

Схема размещения пожарного крана на внутреннем пожарном водопроводе;

А) -на катушке; б) -в корзине; 1 -шкаф для размещения пожарного крана; 2 -рукавная катушка (корзина); 3 - водопровод; 4 - пожарный кран; 5 - пожарный ствол