Проектування головної схеми електричної станції

Проектування головної схеми електричної станції

ЗАВДАННЯ

Тема: «Проектування головної схеми електричної станції», приведені наступні показники, що характеризують проектований об'єкт:

* тип електростанції;

* число і потужність агрегатів, що встановлюються на електростанції;

* напруга видачі потужності з шин електростанції;

* навантаження розподільних пристроїв (РП), з шин яких проводиться видача потужності;

Таблиця 1.1 Початкові дані до « Проектування головної схеми електричної станції ».

Тип електростанції	Число і потужність генераторів, Рг Мвт	Дані шин генераторної напруги	Дані шин середньої напруги Uсн, кВ	Дані шин високої напруги Uвн, кВ
		Uгн, кВ	Навантаження шин, МВТ
			Pmax	Pmin
ТЕЦ	3Ч30	6	54	38	35	110

УМОВНІ ПОЗНАЧЕННЯ

АД - асинхронний двигун

АПВ - автоматичне повторне включення

ПЛЕП - повітряна лінія електропередачі

ВН - висока напруга

к.з. - коротке замикання

ЛЕП - лінія електропередач

НН - низька напруга

ПТБ - правила техніки безпеки

РЗА - релейний захист і автоматика

СД - синхронний двигун

ВП - власні потреби

ТВЧ - токоведущая частина

ТЕП - техніко-економічні показники

ТЕС - теплова станція

ТЕЦ - теплоелектроцентраль

ЕП - електроприймачі

х.х. - холостий хід

ВВЕДЕННЯ

Електроенергетика є основою економіки будь-якої країни. Роль електричної енергії пояснюється універсальністю її використання, можливістю передавати на практично будь-які відстані, концентрації в дуже великих масштабах. Легкість автоматизації процесів при використанні електроенергії робить її незамінною службовою енергією.

Проектування електричної станції є дуже важливим і відповідальним завданням, тільки за рахунок введення нових потужностей, будівництва нових електростанцій можлива заміна морально і фізично застарілих енергоблоків, надійна робота енергетичних систем, і розвиток економіки країни в цілому

Проектована станція є електричною станцією типу теплофікації - ТЕЦ. Як основне паливо використовується вугілля, природний газ, як резервний - мазут. Встановлена потужність електростанції 3Ч30 Мвт.

Станція призначена для видачі потужності в енергосистему на напругу 110 кВ і забезпечення промислових споживачів на напрузі 35 кВ.

1. Побудова двох варіантів структурних схем. Розподіл генераторів між розподільними пристроями

При виборі головної схеми електричних з'єднань станції, перш за все, слід вирішити питання про розподіл генераторів, між системами шин виходячи при цьому з того, що живлення споживачів повинне здійснюватися при мінімально можливих втратах електроенергії на трансформацію.

Структурна принципова електрична схема залежить від типу станції, числа і одиничної потужності встановлюваних генераторів, наявності і величини місцевого навантаження, покриття якого визначає розподіл генераторів між розподільними пристроями (РП) різної напруги.

На ТЕЦ з генераторами потужністю 63 МВт і нижче споживачі електроенергії, розташовані на відстані 3-5 км., можуть отримувати електроенергію на генераторній напрузі. В цьому випадку на ТЕЦ споруджується генераторний розподільний пристрій (ГРП) 6-10 кВ. Число і потужність генераторів, приєднаних до ГРП, визначаються на підставі проекту електропостачання споживачів і повинно бути таким, щоб при останові одного генератора ті, що залишилися повністю забезпечували живлення споживачів тобто

Якщо встановлюване на ТЕЦ число генераторів більше п_т.грп, то решта генераторів включається по схемі блоку на шини СН або ВН.

Розподіляючи генератори між секціями, необхідно враховувати, що гранично допустима генераторна потужність, що підключається до секції ГРП (за умовами комутаційної здатності вимикачів, термічною і динамічною стійкістю комутаційної апаратури і токоведучих частин), не повинна перевищувати 30МВт.

Генератори вибираються відповідно до завдання на проектування (Таблиця 1.1.). Паспортні дані генераторів зведені в таблицю 1.2.

Таблиця 1.2. - Паспортні дані турбогенераторів

Тип генератора	Номінальна потужність	Номінальна напруга кВ	cos ц ном	Номінальній струм, кА	Хd"	Збудження	Охолоджування
	S, МВА	Р, МВт						Обмотки ротора	Обмотки статора
ТВC - 32У3	40	32	6,3	0,8	3,67	0,142	СТ6	КВ	КВ

(вартість ТВС - 32УЗ -250 тыс.руб. ). [Неклепаев]

У дипломному проекті намічаємо два варіанти структурної схеми ТЕЦ. Для складання першого варіанту схеми розподіляємо блоки проектованої ТЕЦ між шинами РП розрахунковим шляхом, другий варіант вибираємо довільно.

Складаємо перший варіант структурної схеми станції:

? 3 шт.

Другий варіант структурної схеми приймаємо довільно, на шини ГРП підключається 2 турбогенератори 2Ч30, 1 турбогенератор 1Ч30 підключаються до шин середньої напруги ВРП- 35 кВ.

2. Вибір типу і потужності блокових трансформаторів

При підключенні генераторів на шини середньої напруги ВРП -35 кВ, генератори з трансформаторами з'єднуються по схемі секціонування. Число і потужність блокових трансформаторів визначаються числом і потужністю встановлених генераторів:



де S_бл.Tp. - потужність блокових трансформаторів;

Р_г - потужність генераторів;

Потужність генераторів, підключених до шин ВРП - 35 кВ -30 МВт.

МВА

Для зв'язку генераторів з ВРП - 35кВ встановлюємо один (для другого варіанту) трансформатор типу ТРДНС - 63000/35 - 72У1.

Номінальна потужність - Sном = 63MВА

Напруга обмотки: - Uвн = 36,75кВ, Uнн = 6,3кВ

Втрати - P_ХX = 50кВт, Р_к.з = 250кВт

U_K=12,7%

I_xx = 0,45%

Вартість трансформатора- 107 тыс.руб [Неклепаев стр.144-145].

3. Розрахунок вибраних варіантів в максимальному мінімальному і аварійному режимах роботи. Вибір типу і потужності трансформаторів зв'язку

На ТЕЦ, що мають шини генераторної напруги, передбачається установка трансформаторів для зв'язку цих шин з шинами підвищеної напруги. Такий зв'язок необхідний для видачі надмірної потужності в енергосистему в нормальному режимі, коли працюють всі генератори, і для резервування живлення навантажень на напрузі 6-10 кВ при плановому або аварійному відключенні одного генератора.

Число трансформаторів зв'язку з міркувань надійності зазвичай приймається рівним двом. При трьох або більш секціях збірних шин ГРП два трансформатори зв'язку дозволяють створити симетричну схему і зменшити перетікання потужності між секціями при відключенні одного генератора.

Трансформатори зв'язку повинні забезпечити видачу в енергосистему всієї активної і реактивної потужності генераторів за вирахуванням навантажень власних потреб і навантажень розподільного пристрою генераторної напруги.

Потужність трансформаторів зв'язку вибирається з урахуванням можливості живлення споживачів в літній період, коли при зниженні теплових навантажень може потрібно зупинка агрегатів теплофікацій.

Також враховується необхідність резервування живлення навантажень в період максимуму навантажень при виході з ладу найбільш могутнього генератора, приєднаного до ГРП.

Для кожного варіанту структурної схеми потужність трансформаторів вибирається по перетіканню потужності в 3-х режимах:

* максимального навантаження;

* мінімального навантаження;

* аварійному режимі.

Для мінімального режиму перетікання потужності складають:

де ?P_Г-1 - сумарна активна потужність генераторів, підключених до шин РП, на якому задано навантаження.

Р_min - активне навантаження шин генераторної напруги для мінімального режиму.

?P_C.H - сумарна активна потужність власних потреб, приймається залежно від типу станції ((4ч8)% від ?P_Г)

Для максимального режиму перетікання потужності складають:

де У- сумарна активна потужність генераторів, підключених до шин РУ, на якому задано навантаження.

Рmax - активне навантаження шин генераторної напруги для мінімального режиму.

УP_C.H - сумарна активна потужність власних потреб, приймається залежно від типу станції ((4ч8)% від УP_Г)

Для аварійного режиму перетікання потужності складають:

де УP_Г-1 - сумарна активна потужність генераторів, підключених до шин РП, на якому задано навантаження, з урахуванням того, що один генератор виходить з ладу.

Рmax - активне навантаження шин генераторної напруги для мінімального режиму.

УP_C.H - сумарна активна потужність власних потреб, приймається залежно від типу станції ((4ч8)% від УP_Г)

Для першого варіанту перетікання потужності в трьох режимах складуть:

Для другого варіанту перетікання потужності в трьох режимах складуть:

Всі розрахунки зводимо в таблицю 1.4.

Таблиця 1.4 - Перетікання потужності через трансформатор зв'язку

Режими	Перетікання потужності для першого варіанту схеми МВт	Перетікання потужності для другого варіанту схеми МВт
Мінімальний	50,7	16
Максимальний	33	0,33
Аварійний	0,33	33,6

Розрахункове перетікання потужності через трансформатор зв'язку S_расч приймаємо рівним максимальному з обчислених, в першому варіанті-50,7 МВт (мінімальний режим), в другому варіанті - 33,6 МВт (аварійний режим).

Потужність трансформаторів зв'язку вибирається так, щоб що вся є на шинах ГРП надмірна потужність могла бути видана в систему:

?S_{тр.связи} ? S_{пер.мах}

де УSтр.связи - сумарна потужність трансформаторів зв'язку;

S_пер._мах - максимальна величина перетікання.

Потужність трансформатора зв'язку, (Sтр.связи), знаходимо з умови:



де Кп - коефіцієнт допустимого перевантаження, що враховує можливе аварійне перевантаження трансформатора на 40 %, Кп = 1,4.

Перший варіант:

=36,2

40 > 36,2

Вибираємо триобмотковий трансформатор типу ТДТН-40000/110 Номінальна потужність - S_HOM = 40 МВА

Напруга обмотки: - U_BH =115кВ, U_CH =38,5кВ U_HH = 6,6кВ

Втрати - Рхх = 39 кВт, Рkз = 200 кВт

Uк.вн-сн =17,5% Uк.вн-нн =10,5%, U_K.CH -_HH =6,5%.

I_ХХ = 0,6%

Вартість трансформатора - 94,4 тыс.руб.[Неклепаев стр.152-153]

Другий варіант:

= 24

25 > 24

Вибираємо триобмотковий трансформатор типу ТДТН-25000/110

Номінальна потужність - S_HOM = 25 МВА

Напруга обмотки: - U_BH =115 кВ, U_CH =38,5 кВ U_HH = 6,6кВ

Втрати - Рхх = 28,5 кВт, Рkз = 140 кВт

Uк.вн-сн =10,5%, Uк.вн-нн =17,5%, U_K.CH -_HH =6,5%.

I_ХХ = 0,7%

Вартість трансформатора - 72,3 тыс.руб. [Неклепаев стр.150-151]

Після вибору числа і потужності трансформаторів головної схеми визначається число приєднань в кожному РУ і варіантах схем РУ. На підставі техніко-економічного зіставлення декількох варіантів схем визначається оптимальний варіант.

4. Техніко-економічний аналіз вибраних варіантів структурних схем

Критерієм оптимальності однієї з прийнятих до розгляду варіантів схем електричних з'єднань, в порівнянні з іншими варіантами схем, за умови дотримання всіх технічних вимог, що пред'являється до них (надійність, гнучкість, зручність обслуговування, забезпечення належної якості електроенергії і так далі), є мінімум приведених витрат.

При техніко-економічному порівнянні вибраних варіантів вибраних схем необхідно розрахувати:

- приведені витрати;

- капіталовкладення;

- річні експлуатаційні витрати;

- річні амортизаційні відрахування;

- річні витрати на обслуговування;

- вартість річних втрат енергії.

За наслідками техніко-економічного розрахунку зробимо виводи і приймемо головну схему станції, у відповідності техніко-економічним показникам.

У техніко-економічному розрахунку необхідно розрахувати показники для вибраних схем станцій.

Економічна доцільність головної схеми станції визначається мінімальними приведеними витратами:

3 = Рн До + І

де Рн - нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень, встановлений директивними органами.

Рн = (0,12 0,15) - нові, знов проектовані об'єкти;

До - капіталовкладення на установку електроустаткування, тис. грн.

І- річні витрати (експлуатаційні витрати).

Капіталовкладення в головну схему визначаються вартістю трансформаторів КТ і осередків розподільних пристроїв КРП.

До ⁼ KТ + Кру

Річні експлуатаційні витрати визначаються:

I ⁼ Iа+ Io+ Inom

де Iа - річні амортизаційні відрахування.

Iо - річні витрати на обслуговування (ремонт і заробітна плата).

Inom - вартість річних втрат електроенергії.

Річні амортизаційні відрахування:

Iа=Р₀ . До

де Ро -- норма відрахувань на обслуговування (у відсотках)

Ро = 20 25 % -для електричних станцій

Вартість річних втрат енергії в трансформаторах і автотрансформаторах:

де - річні втрати електроенергії в трансформаторах і автотрансформаторах;

З - вартість 1 кВт/год втрат електроенергії (с= 8 12 коп/кВт -для електричних станцій);

Річні втрати електроенергії в двообмоточному трансформаторі:

=

де та - втрати активної потужності холостого ходу і короткого замикання в трансформаторі при номінальній потужності.

t- кількість годин роботи трансформатора протягом року.

-- час максимальних втрат

Snp - потужність, що проходить через трансформатор впродовж тривалого (нормального) режиму.

Після розрахунку техніко-економічних показників складається таблиця, де порівнюється економічна доцільність вибраних схем електростанції.

По першому варіанту:

До = 2310 тис.грн.

Iа = 0,25 * 2310 = 577,5 тис.грн.

= 120*7000 +400* * 2000 =1259800 кВт*год

Iпот = 1259800 * 12 = 75,72 тис.грн

I = 577,5+75,72=653,22 тис.грн

3 = 0,15* 2310 +653,22 = 939,12 тис.грн

По другому варіанту:

До = 3140 тис.грн.

Iа = 0,25 * 3140 = 785 тис.грн.

=2* (120*7000 +400* * 2000) = 2519600 кВт* год

Iпот = 2519600 * 12 = 30,24 тис.грн

I = 785 +30,24=815,24 тис.грн

3 = 0,15* 3140 + 815,24 = 1286,24 тис.грн

Результати розрахунку зведемо в таблицю 1.5.

Таблиця 1.5. Приведені витрати

Устаткування	Вартість одиниці тис.грн	Вартість головної схеми
		Перший	Другий
		Кількість шт.	Загальна вартість, тыс.грн	Кількість шт.	Загальна вартість, тис.грн
Трансформатор блоковий ТДЦ-125000/110	840	1	840	2	1680
Трансформатор зв'язку ТДТН80000/220/110/10	685	2	1370
Трансформатор зв'язку ТДТН-63000/220/110/10	630			2	1260
Осередок вимикача	100	1	100		200
Капіталовкладення			2310		3140
Витрати			592,62		815,24
Приведені витрати			939,12		1286,24

Зупиняємося на першому варіанті структурної схеми, як найбільш економічного за приведеними витратами, для подальшої розробки головної схеми станції.

5. Обґрунтування головної схеми електричних з'єднань електричної станції

Головна схема електричних з'єднань електростанції вибирається на підставі декількох технічних прийнятних варіантів, які відповідають основним вимогам, що пред'являються до схем, - надійність, оперативна гнучкість, економічність, оптимальний рівень струмів короткого замикання, можливість розширення, зручність і безпека розширення, необхідність видачі всій потужності.

Для розробки головної схеми необхідно мати: тип станції, напругу розподільних пристроїв станції, графіки навантаження, величини перетікань потужності між РП, розподіл генераторів між шинами РП, число ліній РП всієї напруги, схему мережі системи, до якої буде приєднана станція, найбільше допустиме значення потужності, що втрачається, при відмовах проектованих РП, величина струмів кз.

На ТЕЦ допустиме число і сумарна потужність агрегатів, що одночасно відключаються, і трансформаторів зв'язку при відмові вимикачів визначається умовами стійкості і забезпечення электро- і теплопостачання споживачів.

Відключення ліній повинне проводитися не більше ніж двома вимикачами, інших приєднань - трьома.

Ремонт вимикачів 110 кВ і вище повинен проводитися без відключення ланцюгів.

За наявності декількох варіантів схем, що задовольняють перерахованим вище за вимоги, перевага віддається найбільш простому, економічному і такому, що вимагає в умовах експлуатації найменшої кількості операцій, які проводяться вимикачами або роз'єднувачами.

У схемах генераторної напруги (ГРП) ТЕЦ передбачається одна або дві системи збірних шин (залежно від наявності резервування живлення споживачів по мережі або передбаченого в проектованій схемі).

Вибір схеми ГРП - з урахуванням особливостей електроприймачів (I, II категорії), схеми електропостачання їх (відсутність резерву по мережі), а також великої кількості приєднань до збірних шин ГРП ТЕЦ передбачимо схему з двома системами збірних шин (мал. 1.6.1.), в якій кожен елемент приєднується через розвилку двох шинних раз'єднувачів, що дозволяє здійснювати роботу як на одній, так і на іншій системі шин.

Робоча система шин АА секционирована вимикачем Q1 і реактором LR1.

Друга система шин АВ є резервною, напруга на ній нормально відсутня. Обидві системи шин можуть бути сполучені між собою шиносоединительными вимикачами Q2 і Q3, які в нормальному режимі відключені.

Шиноз'єднувальний вимикач дозволяє:

* забезпечити переклад приєднань з однієї системи шин на іншу;

* локалізувати аварію, наприклад, коротке замикання, в межах пошкодженої системи шин;

* випробувати систему шин напругою після ремонту на ній;

* забезпечити рівність напруги на зв'язаних системах шин.

Схема з двома системами шин дозволяє проводити ремонт одній! системи шин, зберігаючи в роботі всі приєднання.

Дана схема є гнучкою і достатньо надійною. До недоліків її слід віднести велику кількість раз'єднувачів, ізоляторів, токоведучих матеріалів і вимикачів, складнішу конструкцію розподільного пристрою, що веде до збільшення I капітальних витрат на споруду ГРП.



Мал. 1.6.1. - Схема ГРП з двома системами збірних шин

Вибір схеми РП СН - 110кВ - при значній кількості приєднань на підвищеній напрузі до 110кВ включно можливе застосування схеми з подвійною секціонованою системою шин.

Ця схема володіє поряд істотних недоліків, зокрема необхідністю відключення лінії або джерел живлення на весь час ремонту вимикача в їх ланцюзі. При напрузі 220кВ і вище тривалість ремонту вимикачів, особливо повітря, зростає і стає неприпустимим відключати ланцюг на весь час ремонту, тому схема з подвійною секціонованою системою шин застосовується тільки для РП 110кВ включно.

Однією з важливих вимог до схем на стороні вищої напруги є створення умов для ревізій і випробувань вимикачів без перерви роботи. Цим вимогам відповідає схема з подвійною секціонованою системою шин.

У нормальному режимі обхідна система шин знаходиться без напруги, раз'єднувачів, що сполучають лінії і трансформатори з обхідною системою шин, відключені. У схемі передбачаються обхідні вимикачі на кожній секції шин. Обхідний вимикач може замінити собою вимикач будь-якого приєднання без перерви в роботі цього приєднання.

У даній схемі ремонт секції пов'язаний з відключенням всіх ліній, приєднаною до даної секції, і одного трансформатора, тому таку схему можна застосовувати при парних лініях або лініях, що резервуються від інших підстанцій.

Вибір схеми РП ВН - 220 кВ - для РП 110-220 кВ з великим числом приєднань застосовується схема з двома робочими і обходной системами шин з одним вимикачем на ланцюг. Як правило, обидві системи шин знаходяться в роботі при відповідному фіксованому розподілі всіх приєднань: лінія W1 і трансформатор Т1 приєднані до першої системи шин AG1, лінії W2 і трансформатор Т2 приєднані до другої системи шин AG2, шиноз'єднувальний вимикач QB включений. Такий розподіл приєднань збільшує надійність схеми, оскільки при короткому замиканні на шинах відключаються шиноз'єднувальний вимикач QB і лише половина приєднань. Якщо пошкодження на шинах стійке, то приєднання, що відключилися, перекладають на непошкоджену систему шин. Перерва електропостачання половини приєднань визначається тривалістю перемикань.

Розглянута схема рекомендується для РП 110-220 кВ електростанцій при великому числі приєднань.

Для РП 110 кВ і вище істотними стають недоліки цієї схеми:

* відмова одного вимикача при аварії приводить до відключення всіх джерел живлення і ліній, приєднаних до даної системи шин, а якщо в роботі знаходиться одна система шин, відключаються всі приєднання. Ліквідація аварії триває тривалий час, оскільки всі операції по переходу з однієї системи шин на іншу проводяться роз'єднувачами;

* пошкодження шиноз'єднувального вимикача при короткому замиканні на одній системі шин рівноцінно короткому замиканню на обох системах шин, тобто приводить до відключення всіх приєднань;

* велика кількість операцій роз'єднувачів при виводі в ревізію і ремонт вимикачів ускладнює експлуатацію РП;

* необхідність установки шиноз'єднувального, обходного вимикачів і великої кількості роз'єднувачів збільшує витрати на споруду РП.

Деякого збільшення гнучкості і надійності схеми можна досягти секціонуванням однієї або обох систем шин.

6. ВИБІР І ПЕРЕВІРКА АПАРАТІВ І ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТИН

Розрахункові умови для вибору апаратів і провідників по робочому режиму.

Силові вимикачі і разъединители, що встановлюються в пристроях вищої і нижчої напруги вибирають:

- по напрузі, кВ;

-по максимальному робочому (розрахунковому) струму - струму післяаварійного режиму трансформатора по виразу:

- по роду установки (відкриті, закриті). Аналогічно вибирають параметри роз'єднувачів.

Параметри апаратів на лініях, що відходять, вибирають по номінальних виразах

Трансформатори струму вибирають: по напрузі; по максимальному навантаженню приєднання. Номінальний струм первинної обмотки трансформатора струму повинен бути якомога ближче до робочого струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки трансформатора струму приводить до збільшення погрішності:

- по класу точності і конструктивного виконання;

Трансформатори струму перевіряють:

- по електродинамічній стійкості: ;

де - кратність електродинамічної стійкості по каталогу.

Вбудовані і шинні трансформатори струму на електродинамічну стійкість не перевіряють:

- по термічній стійкості: або

- по вторинному навантаженню:

де - номінальне допустиме навантаження трансформатора струму у вибраному класі точності;

- вторинне навантаження.

Для живлення елементів релейного захисту, ланцюгів напруги контрольно-вимірювальних приладів і контролю ізоляції в мережах з ізольованою нейтраллю вибирають трансформатори напруги типу НАМИ - 6(10) кВ. Їх вибирають по напрузі і по вторинному навантаженню:

UU_H0M S₂<S_H()M

де S_ном - номінальна потужність у вибраному класі точності:

S2 - навантаження всіх вимірювальних приладів і реле, підключених до трансформатора напруги.

7. Вибір різних видів електричних апаратів вище 1 кВ

Вибір вимикачів і роз'єднувачів.

У зв'язку з можливістю перевантаження трансформатора зв'язку струм максимального режиму рівний струму післяаварійного режиму:

Таблиця 2.1. Вибір вимикачів і роз'єднувачів

Розрахункові дані	Дані вимикача LTB-145-D1-20/630Y1	Дані разъединителя РНДЗ-1-110/1000
Uvcт= 110кВ	Uном= 110 кВ	Uном= 110кВ
Imax= 587,8 А	Iном = 630 А	Iном= 1000 А
	Iотк=20кА	-
	Ідин = 55 кА	ідин= 80 кА
	502*3 = 7500кА2-С	кА2-с

LTB-145-Dl-20/630Y1 - вимикач элегазовый, призначений для установки в районах з помірним кліматом.

РНДЗ-1-220/1000 - роз'єднувач двохколонковий із заземляючими ножами.

Таблиця 2.2. Вибір вимикачів і роз'єднувачів

Розрахункові дані	Дані вимикача ВЕК 220-40/2000Y1	Дані разъединителя РДЗ-1-220/3200
Uvcт= 220кВ	Uном= 220 кВ	Uном= 220кВ
Imax= 294 А	Iном = 2000 А	Iном= 3200 А
	Iотк=40кА	-
	Ідин = 102 кА	ідин= 125 кА
	502*3 = 7500кА2-С	кА2-с

ВЕК 220-40/2000Y1- вимикач элегазовый, призначений для установки в районах з помірним кліматом.

РДЗ-1-220/3200- роз'єднувач двохколонковий із заземляючими ножами.

Вибір генераторного вимикача і разъединителя на 10,5 кВ:

Таблиця 2.3 Вибір вимикачів і роз'єднувачів

Розрахункові дані	Дані вимикача BBOA-15-140/12500УЗ	Дані разъединителя РВРЗ-20/8000 -M
UУCТ=10,5 кВ	Uном= 24 кВ	UH0M = 20 кВ
Ішах= 4340 А	Iном = 8000 А	IHOM=8000 A
	Iотк=125кА	-
	Ідин = 32 кА	ІДИН=315 кА
	502*3 = 7500кА2-С	кА2-с

BBOA-15-140/12500УЗ - повітряний генераторний вимикач, для установки в районах з помірним кліматом.

РВРЗ-20/8000-М - роз'єднувач для внутрішньої установки, рубаючого типу, із заземляючими ножами.

ВИСНОВОК

У роботі була спроектована електрична станція типу - ТЕЦ, потужністю - 4Ч60 Мвт. Спроектована станція призначена для видачі потужності в енергосистему (на 110 і 220 кВ) і забезпечення електроенергією промислових споживачів на генераторній напрузі (на 10 кВ).

Основне електротехнічне устаткування яке було вибрано для спроектованої станції:

1. Чотири турбогенератори типу ТВФ-63-2ЕУЗ з Рном = 60 МВт.

2. Два трансформатори типу ТДТН-80000/220/110/10. Sном =80 МВА; один трансформатор типу ТДЦ-125000/110, S_hom = 125 МВА.

Видача електроенергії в енергосистему проводиться на напрузі 220кВ, забезпечення електроенергією промислових споживачів проводиться на напрузі 110 кВ.

Розподільні пристрої 220 і 110 кВ - відкриті розподільні пристрої (ВРП).

Як схема ВРП 220 кВ була прийнята схема дві робочих систем шин з обходной.

Як схема ВРП 110 кВ була прийнята схема одна секціонована система збірних шин.

Головний розподільний пристрій виконаний по схемі дві системи шин, одна з яких резервна. друга робоча секціонована.

ЛІТЕРАТУРА

1. Основи проектування електричних станцій та підстанцій. Методичні вказівки до виконання дипломного проекту для отримання ступеня бакалавра. Для студентів спеціальності 6.010100.01 - Професійне навчання. Електроенергетика (денна форма навчання). Пантелєєва І.В., Васюченко П.В., Іріков Д.В. - Харків: УІПА, 2005. 45 с.

2. Правила пристрою електроустановок. - М.: Енергія, 1992 - 484 с.

3. С.Ф. Артюх, І.В. Пантелєєва Електричні станції, мережі і системи. Харків - 2001 р., 366 з, мул.

4. Б.Н. Неклепаєв, І.П. Гачків Електрична частина електростанцій і підстанцій., М: Енергоатоміздат, - 1989 р., 608 з, мул.

5. С.С. Рокотян Довідник для проектування електроенергетичних систем, М.: Енергія. - 1985 р. - 288 с.

6. Рожкова Л.Д., Козулін B.C. Електроустаткування станцій і підстанцій. - М.: Енергія, 1980. - 598 с.

7. Л.П. Гачкив, Н.Н. Кувшинський, Б.Н. Неклепаєв Електрична частина електростанцій і підстанцій. Довідкові матеріали для курсового і дипломного проектування. - М.: Енергія. 1978 р. - 456 с.

8. Домбровськая Г.П. Методична вказівка по виконанню бакалаврської роботи. - Харків 2006г.

9. Правила пристрою електроустановок ПУЕ. М. Енероатоміздат 1985р.

10. Норми технологічного проектування електричних станцій, М. МНТУ, 1981.

11. Іванов В.Г. Охорона праці в електроустановках - Київ: ОКО, 1994.