Расчет электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 180 МВт

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ВВЕДЕНИЕ

Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электрической энергии.

По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду используемого энергетического ресурса электростанции подразделяют на тепловые (ТЭС), атомные (АЭС), гидроаккумулирующие (ГАЭС), газотурбинные и др.

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в парогенераторе (котле) в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединённую с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат газ, мазут, а так же уголь, торф, горючие сланцы.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется положение электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может вдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создаётся обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдаётся в энергосистему на повышенном напряжении.

Существенной особенностью ТЭЦ является так же повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции с учётом выдачи тепла. Это обстоятельство определяет большой относительный расход электроэнергии на собственные нужды.

В данном курсовом проекте рассмотрен расчёт электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 180 МВт.

1. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ

До разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи электроэнергии, на которых показываются основные функциональные части установки.

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 на ТЭЦ выбирают в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок, при этом используют только турбогенераторы.

Структурные схемы выдачи электроэнергии для обоих рассматриваемых вариантов приведены на рис. 1.1 и 1.2.

Рис. 1. 1

Рис. 1. 2

1.1 Выбор генераторов

При выборе числа и мощности генераторов руководствуются следующими соображениями:

— число генераторов, присоединённых к ГРУ — не должно быть меньше двух и больше четырёх,

— ударный ток на шинах генераторного напряжения должен быть не меньше 300 кА,

— суммарная мощность выбранных генераторов должна быть в пределах от -5% до +10% от заданной мощности станции с учётом отбора мощности на собственные нужды.

Для первого варианта выбираем два генератора типа:

ТВФ-120−2У3 (UН = 10,5 кВ, S = 125 МВА, cos = 0,8., n = 3000 об/мин., x''d = 19,2%, Цена: 350 тыс. у.е.).

Для второго варианта выбираем генераторы типа:

2ТВФ-63−2У3 (UН = 10,5 кВ, S = 78,5 МВА, cos = 0,8., xd = 1,199, n = 3000 об/мин., Цена: 268 тыс. у.е.),

2ТВФ-32У3 (UН = 10,5 кВ, S =40 МВА, cos = 0,8., xd = 2,648, n = 3000 об/мин., Цена: 250 тыс. у.е.)

1.2 Выбор трансформаторов связи

Вариант № 1:

Так как питание потребителей осуществляется через КРУ-10 кВ, то выбор трансформаторов производим, как для блочной станции.

Расход мощности на собственные нужды (СН) одного турбогенератора для первого варианта SСН находим по формулам (по заданию РСН = 8%):

РСН = (РСН% / 100) РУСТ.

где РСН% - расход на собственные нужды, принимаем 8%;

Руст. — установленная мощность генератора, МВт.

РСН = (8/100) 100 = 8 МВт.

Определяем расчётную нагрузку автотрансформаторов связи в режиме минимальных нагрузок, по формуле:

Smin. расчт.= (Рг — Рн. minНН — Рн. min — 2Рсн)/cos =

=(2100 — 22,5 — 75 — 28)/0,8 = 108,1 МВА.

Определяем расчётную нагрузку автотрансформаторов связи в режиме максимальных нагрузок:

Smax. расчт.= (Рг — Рн. maxНН — Рн. max -2Рсн)/cos =

=(2100 — 30 — 100 — 28)/0,8 = 67,5 МВА.

Определяем расчётную нагрузку автотрансформаторов связи в режиме, при отключении одного генератора (аварийный режим):

Sавар. расчт.= (Рг — Рн. maxНН — Рн. maxСН — Рсн)/cos =

=(100 — 30 — 100 — 8)/0,8 = - 47,5 МВА.

Знак «-» говорит о том, что поток мощности поменял своё направление.

Мощность автотрансформатора связи с учётом перегрузки 40%:

Sтр-ра = Sном (0,60,7)

Sном.= Sтип. /kВЫГ.

где Sтип. — типовая мощность обмоток автотрансформатора, равная протекающей мощности самого тяжёлого режима;

kВЫГ.  — коэффициент выгодности автотрансформатора:

kВЫГ. = 1- 1/(Uв/Uс) = 1−1/(330/110) = 0,66

Sтр-ра = 108,10,6/0,66 = 98,3 МВА

Принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем автотрансформатор связи типа: АТДЦТН-125 000/330/110.

Данные трансформатора заносим в таблицу 2.

Вариант № 2:

Выбор автотрансформаторов производим аналогичным способом что и для первого варианта:

режим минимальных нагрузок:

Smin. расчт.= (Рг — Рн. minНН — Рн. minСН -- Рсн)/cos =

= (263 — 22,5−16,1−10,1)/0,8 = 19,1 МВА.

режим максимальных нагрузок:

Smax. расч.= (Рг- Рн. maxНН -Pсн)/cos= =(263 — 30 — 10,1)/0,8 = 107,4 МВА.

аварийный режим:

Sавар. расчт.= (Рг — Рн. maxНН — Рн. maxСН — Рсн)/cos =

=(63 — 30 — 41,2 — 10,1)/0,8 = - 22,9 МВА.

Sтр-ра = 116,750,6/0,66 = 106,1 МВА.

Выбираем автотрансформатор связи типа: АТДЦТН-125 000/330/110.

Выбираем трансформаторы (Т3 и Т4) для блока генератор-трансформатор питающих нагрузку на среднем напряжении:

Рсн = (Рсн% / 100) Руст= (8/100) 32 = 2,6 МВт. .

Во всех режимах через трансформаторы будет протекать одинаковая мощность:

Sтр-ра = 0,6 (Рг — 2Pсн) /cos = 0,6 (322 — 22,6)/0,8 =44,1 МВА.

Принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем трансформатор типа: ТРДН-63 000/110.

1.3 Выбор трансформаторов СН

Напряжение собственных нужд принимаем равным 6,3 кВ.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд рассчитывается по формуле:

,

где SГН — мощность генератора, МВ·А;

kСН — коэффициент, учитывающий расходы на СН, %.

Для варианта № 1

выбираем два трансформатора типа ТДНС-10 000/35

Резервный трансформатор СН выбираем по условию:

выбираем трансформатор с расщеплённой обмоткой ТРДНС-15 000/330.

Для варианта № 2

— для ГРУ

выбираем трансформатор с расщеплённой обмоткой ТРДНС-15 000/10.

— для блока генератор-трансформатор

выбираем два трансформатора типа ТМ-4000/10,

Резервный трансформатор СН выбираем, как и для первого варианта, с расщеплённой обмоткой типа ТРДНС-15 000/330. Поскольку в каталожных данных типовых трансформаторов с такими параметрами нет, то они будут изготавливаться на заводе по специальному заказу (трансформаторы ТРДНС-15 000/330 и ТРДНС-15 000/10).

Данные трансформаторов заносим в таблицу 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 Номинальные данные выбранных трансформаторов

Тип

Номинальное напряжение

Потери, кВт

Uкз%

Iхх%

Цена,

тыс. у.е.

ВН

НН

Pхх

Pкз

ТРДН-63 000/110

110

10,5

50

245

10,5

0,5

110

ТДНС-10 000/35

10,5

6,3

12

60

8

0,75

43

ТРДНС-15 000/330

330

6,3−6,3

80

180

11/28

0,8

120

ТРДНС-15 000/10

10,5

6,3−6,3

25

115

10,5/30

0,65

68

ТМ-4000/10

10,5

6,3

5,2

33,5

7,5

0,9

8,4

Таблица 1.2 Номинальные данные автотрансформатора

Тип

Номинальное напряжение

Потери, кВт

Uкз%

Iхх%

Цена,

тыс. у.е.

ВН

СН

НН

Pxx

Pкз (в-н)

В-С

В-Н

С-Н

АТДЦТН

-125 000/330/110

330

110

10,5

100

345

10

35

24

0,45

238,5

1.4 Предварительный выбор реакторов

Вариант 1

-питающий реактор:

Выбираем реактор РБДГ-10−2500−0,25У3.

Вариант 2

-секционный реактор:

Выбираем реактор РБ-10−1600−0,25У3.

2. ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

З = ЕнК + И,

где К — капиталовложения в сооружение электроустановки, тыс. у.е. ;

Ен = 0,125 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

И — годовые эксплуатационные издержки, тыс. у.е.

И = Иа + Иру = (Ра + Ро) К/100 + ?Э10-5,

где Ра и Ро — отчисления на амортизацию и обслуживание

для оборудования примем Ра = 6,4%, Ро = 3%;

?Э — потери энергии, кВТч;

= 0,008 у.е. — стоимость 1 кВтч потерянной энергии.

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:

?Э = ?РххТ + ?Рк (Sm/Sном)2ф,

Потери в автотрансформаторе:

?Э = ?РххТ + ?Рк. вн (Sm. вн/Sн. вн)2ф + ?Рк. сн (Sm. сн/Sн. сн)2ф +

+ ?Рк. нн (Sm. нн/Sн. нн)2ф,

где — ?Рхх — потери холостого хода, кВт;

?Рк — потери короткого замыкания, кВт;

Sном — номинальная мощность трансформатора, МВА;

Sm — максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

Т — число часов работы трансформатора (Т = 8760 ч.);

ф — число часов максимальных потерь (ф = 4500 ч.).

Капиталовложения определяются по укрупнённым показателям стоимости элементов схем. Результаты подсчёта капиталовложений приведены в таблице:

Таблица 2.1 Вариант № 1

п/п

Наименование оборудования

Стоимость единицы оборуд., тыс. у.е.

Кол-во, шт.

Стоимость

Итого,

тыс. у.е.

1

ТВФ-120−2У3

350

2

700

1809,58

2

АТДЦТН-125 000/330/110

238,5

2

715,5

3

ТДНС-10 000/35

43

2

129

4

РБДГ-10−2500−0,25У3

1,18

6

7,08

5

ОРУ — 110 кВ

42

4

168

6

КРУ — 10 кВ

15

9

90

Следует отметить, что при расчёте капиталовложений в трансформаторы учитывается коэффициент доставки К = 1,5.

Таблица 2.2 Вариант № 2

п/п

Наименование оборудования

Стоимость единицы оборуд., тыс. у.е.

Кол-во, шт.

Стоимость

Итого,

тыс. у.е.

1

ТВФ-63−2У3

268

2

536

2748,415

2

ТВФ-32У3

250

2

500

3

АТДЦТН-125 000/330/110

238,5

2

715,5

4

ТРДН-63 000/110

110

2

330

5

ТРДНС-15 000/10

68

2

204

6

ОРУ — 110 кВ

42

6

252

7

РБ-10−1600−0,25У3

1,905

3

5,715

8

КРУ — 10 кВ

15

12

180

9

ТМ-4000/10

8,4

2

25,2

Стоимости ячеек ОРУ-330 кВ не учитываем, потому что их в обоих вариантах равное количество. Количество отходящих линий РУ всех напряжений определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

Протяжённость ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в табл. 2.1 [3].

Произведём расчёт приведённых затрат для первого варианта:

1) потери энергии в трансформаторах ТДНС-10 000/35:

?Э = 2 128 760+1/260 (10/10)24500 = 345 240 кВТч;

2) потери энергии в автотрансформаторах АТДЦНТ — 125 000/330/110:

?Ркзв = ?Ркзв-н/2 = 345/2 = 172,5 кВт;

?Ркзс = ?Ркзс-н/2 = 345/2 = 172,5 кВт;

?Ркзн = ?Ркзн-н/2/Кв = 345/2/(1−1/330/110) = 261,4 кВт.

?Э = 21 008 760 + ½(172,5(116,75/125) 2 + 172,5(116,75/125) 2 +

+261,4(116,75/125) 2)4500 = 2 942 242,5 кВтч.

3) издержки на эксплуатацию:

И = (6,4 + 3) 1809,58/100 + 0,8(345 240+2942242,5)10-5 = 231 тыс. у.е.

4) приведённые затраты:

З1 = 0,1 251 809,58 + 231 = 457,2 тыс. у.е.

Произведём расчёт приведённых затрат для второго варианта схемы:

1) потери энергии в трансформаторах ТРДН-63 000/110:

?Э = 2 508 760+1/2245(44,1/63)24500 = 1 146 112,5 кВТч;

2) потери энергии в трансформаторе ТРДНС-15 000/10:

?Э = 258 760+115 (12,6/25)24500 = 350 453,3 кВТч;

3) потери энергии в трансформаторах ТМ-4000/10:

?Э = 25,28 760+1/233,5(3,2/4)24500 = 139 344 кВТч;

4) потери энергии в автотрансформаторах АТДЦНТ — 125 000/330/110:

?Ркзв = ?Ркзв-н/2 = 345/2 = 172,5 кВт;

?Ркзс = ?Ркзс-н/2 = 345/2 = 172,5 кВт;

?Ркзн = ?Ркзн-н/2/Кв = 345/2/(1−1/330/110) = 261,4 кВт.

?Э = 21 008 760 + ½(172,5(116,75/125) 2 + 172,5(116,75/125) 2 +

+261,4(116,75/125) 2)4500 = 2 942 242,5 кВтч.

5) издержки на эксплуатацию:

И = (6,4 + 3)2748,415 /100 + 0,8(1 146 112,5 + 350 453,3 + 139 344 +

+2 942 242,5)10-5 = 294,98 тыс. у.е.

6) приведённые затраты:

З2 = 0,1 252 748,415 + 294,98 = 638,53 тыс. у.е.

Как видно из проведённых расчётов первый вариант схемы ТЭЦ дешевле второго на 25%.

3. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

генератор трансформатор теплоэлектроцентраль ток

Расчёт токов короткого замыкания производим для выбора шин, проверки параметров электрооборудования, а так же для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

Выбор числа и мест точек короткого замыкания обуславливается конфигурацией схемы и наиболее тяжёлыми режимами для выбираемого в последствии оборудования. На рис. 3.1 и 3.2 представлены расчётная схема и схема замещения для расчёта токов к.з.

На рис. 3.2 каждый элемент схемы замещён своим параметром, который влияет на величину тока к.з. В его обозначении в числителе указан его порядковый номер, в знаменателе — величина его сопротивления в относительных единицах.

Для расчётов сопротивлений элементов сети задаёмся базисной мощностью Sб = 100 МВА. Сопротивление элементов схемы определяются по приведённым ниже формулам.

Сопротивление системы:

Сопротивление генераторов:

Сопротивление автотрансформаторов:

Хв = 1/200(Uk. в-с + Uk. в-н — Uk. с-н) Sб/Sном. т;

Хс = 1/200(Uk. в-с + Uk. с-н — Uk. в-н) Sб/Sном. т;

Хн = 1/200(Uk. в-н + Uk. с-н — Uk. в-с) Sб/Sном.т.

Сопротивление линий:

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 и Г2:

— автотрансформаторов Т1 и Т2

ХТ1В = ХТ2В = (1/200) (38+10,5−25)1000/200 = 0,587;

ХТ1Н = ХТ2Н = (1/200)(38+25−10,5)1000/200 = 1,312;

ХТ1С = ХТ2С = (1/200)(10,5+25−38)1000/200? 0;

— линий:

— трансформаторов собственных нужд:

ЭДС генераторов определяется по формуле:

Принимаем на ГРЭС-600 установку блоков генератор-трансформатор, где генераторы типов ТВВ-320−2ЕУ3, трансформаторы типов ТЦ-400 000/330.

Определяем сопротивления генераторов:

ЭДС генераторов ГРЭС:

Определяем сопротивления трансформаторов:

Вычислим сопротивление системы:

ЭДС энергосистемы принимается ЕС = 1;

Базисный ток определяется из выражения

где Uср. ном. — среднее номинальное напряжение в точке КЗ.

В ходе расчета необходимо определить следующие составляющие токов короткого замыкания.

1) периодическую составляющую тока к.з. в начальный момент времени

где — ЭДС i-ого эквивалентного источника ветви схемы замещения;

Хi — сопротивление i-ой ветви схемы замещения.

2) ударный ток

iу = v2КуInо;

где Ку — ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания (Та) апериодической составляющей тока к.з., определяемый по [2];

3) периодическая составляющая тока к.з. в момент времени

ф = фРЗСО,

где фРЗ — время действия релейной защиты (фРЗ =0,01 с);

фСО — собственное время отключения выключателя.

Периодическая составляющая определяется по соотношению Ini/Inо, которая определяется по кривым [2] в зависимости от ее мощности, приведенной к ступени напряжения, где находится точка к.з. :

I’ном = Рном/(v3Uср.н соsцн).

Если IПО /I'ном < 1, то принимаем Ini = IПО.

4)апериодическая составляющая тока к.з. в момент времени ф:

iаф = ?2 IПО е-ф/фа.

Преобразуем схему замещения и производим расчет токов к.з. для точки К1.

Для начала упростим схему замещения энергосистемы:

Рис. 3.1 Шины высшего напряжения проектируемой ТЭЦ

ХГРЭС = (ХГ1Т1)(ХГ2Т2)/(ХГ1Т1+ ХГ2Т2) = 0,3735;

ЕГРЭС = 1,092 т.к.

Произведём расчёт токов короткого замыкания в точке 1:

ХГ1,2 = ХТВ1,2ТН1,2 + Х Г1,2 = 0,587+1,312+2,44=4,339;

После соответствующих преобразований схема примет вид: (рис. 3. 2)

Рис. 3. 2

Найдём периодическую составляющую тока к.з. в начальный момент времени:

Базисный ток:

IПО1= IПОС1+ IПОС2+ IПОГ1+ IПОГ2 =1,147+2,17+0,44+0,44 = 4,2 кА.

Ударный ток: для системы связанной с шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 330 кВ КУ = 1,78, а для блока турбогенератор — повышающий трансформатор при мощности турбогенератора 100 МВт КУ = 1,965.

iУc1 = v2 1,1471,78 = 2,89 кА;

iУc2 = v2 2,171,78 = 3,45 кА;

iУг1 = iУг2 = v2 0,561,965 = 1,55 кА;

iУ = 2,89+3,45+21,55= 11,44 кА;

Периодическая составляющая тока к.з. в момент времени ф:

Для того чтобы определить фСО, необходимо выбрать высоковольтный выключатель. Выбор выключателя производим по номинальным напряжению UНОМ > UР. МАХ, току IНОМ > IР. МАХ и току отключения IОТКЛ > IПО, а также по роду установки и конструктивному исполнению.

где SНОМ и UСР. НОМ — номинальная мощность и средненоминальное напряжение присоединения;

К — коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок (для трансформатора работающего в блоке с генератором К=1,5.

Выбираем элегазовый выключатель ВГУ-330Б-40/3150У1 у которого собственное время отключения фСО = 0,04 с. :

ф = фРЗСО = 0,01+0,04=0,05 с. ;

Из отношения Inо/Iр. ном по кривым [рис. 3. 1,[5]] определяем К:

Для ветвей генераторов Г1 и Г2 0,56/0,33 = 1,72 получим К=0,95

IniГ1,2 = 0,950,56 = 0,52 кА,

Для системы Ini = IПО: IniC1 = IПОC1 = 1,147 кА;

IniC2 = IПОC2 = 2,17 кА.

Ini= 1,147+2,17+20,52 = 4,357 кА.

Апериодическая составляющая тока к.з. в момент времени ф:

iафС1 = v21,147е-0,05/0,04 = 0,46 кА,

iафС2 = v22,17е-0,05/0,04 = 0,88 кА,

iафГ1,2 = v20,56е-0,05/0,04 = 0,46 кА,

Максимальное значение апериодической составляющей тока к.з. :

iКС1 = v2 IniC1 + iафС1 = v21,147+0,46 = 2,08 кА,

iКС2 = v22,17+0,88 = 3,94 кА,

iКГ1,2 = v20,52+0,65 = 1,38 кА.

iК= 21,38+3,94+2,08 = 8,78 кА.

Дальнейшие расчёты аналогичны расчётам точки К1.

Результаты расчётов сведём в табл. 3.1.

Так как точка К4 находится за ТСН, то при расчете составляющих тока к.з. необходимо учесть двигатели, присоединенные непосредственно к шинам данной секции и к другим секциям, связанным с расчетной через магистрали резервного питания.

По [Л-1, с. 189] для оценок тока к.з. применяют мощность двигателей при питании от резервного трансформатора:

IПОД. = 4РНОМ. /Uном. = 48 / 6,3 = 5,08 кА.

Составляющие тока к.з. от двигателей определяются по формулам:

периодическая составляющая тока в момент времени ф:

Inф = 4(1,25Sном. тсн.)/Uном.= 4 (1,2510) / 6 =8,3 кА; ,

где Sном. тсн. — номинальная мощность ТСН, МВА;

ударный ток:

iу. под. = v2КуInо = v21,655,08 = 11,8 кА.

апериодическая составляющая тока к.з. :

iаt = v2Inоe- t/Tд = v25,08е-0,1/0,05 =0,97 кА,

где Тд — постоянная времени затухания тока к.з. (периодической составляющей) от двигателей Тд = 0,05 с. ;

апериодическая составляющая тока к.з. (максимальное значение):

iК. = v2Inоe- t/Taд + iаt = v25,08е-0,1/0,05 + 5,08=6.

Для расчёта точки к.з. на КРУ-10 кВ (точка К5) необходимо выбрать реактивность реактора. Для этого необходимо выполнить следующие операции.

Рассчитать результирующее сопротивление схемы при отсутствии реактора:

,

Рассчитать требуемое сопротивление реакторов для ограничения токов к.з.

Хр = Хрез. — Хсх = 0,303 — 0,097 = 0,206 Ом.

Выбран реактор типа РБУ 10−1600 — 0,25У3.

Проверим выбранный реактор на стойкость в режиме к.з. :

1) ток электродинамической стойкости imax = 49 кА, что больше ударного тока iу = 45,41 кА;

2) термическая стойкость: заводом гарантирована термическая стойкость

It =19,3 кА в течение 8 с. ,

тогда Вкзав =19,328 > Вк расч = 16,7 2 (0,105+0,125);

Выбранный реактор удовлетворяет всем требованиям.

Таблица 3.1 Результаты расчёта токов к.з.

Точка К.З.

Источник

Iб, кА

Ino, кА

Int, кА

Iat, кА

iу, кА

iК, кА

К1

Система 1

1,67

1,147

1,147

0,46

2,89

2,08

Система 2

2,17

2,17

0,88

5,45

3,94

Генератор 1,2

0,56

0,52

0,65

1,55

1,38

Суммарный

4,44

4,357

-

11,44

7,4

К2

Система 1

5,026

2,2

2,2

1,88

6

4,98

Система 2

4,27

4,27

3,65

11,62

9,67

Генератор 1,2

2,03

1,95

1,74

5,52

4,5

Суммарный

10,53

10,37

-

28,7

23,65

К3

Система

52,55

19,9

19,9

9,66

54,3

37,7

Генератор 1

3,31

3,31

2,52

9,2

7,2

Генератор 2

39,4

32,3

40,3

110

85,8

Суммарный

62,6

55,1

-

173,5

130,7

К4

Система

91,75

3,6

3,6

2,98

9,8

8,06

Генератор 1

0,6

0,6

0,62

1,66

1,466

Генератор 2

7,1

5,112

3,19

18,5

10,4

Нагрузка

5,08

8,3

0,97

11,8

6

Суммарный

16,38

17,6

-

41,76

25,9

К5

Система

52,55

5,3

5,3

3,2

14,41

10,67

Генератор 1

0,9

0,9

0,54

2,4

1,8

Генератор 2

10,5

7,9

6,4

28,6

17,54

Суммарный

16,7

7,03

-

45,41

14,98

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям с последующей проверкой их работоспособности в аварийном режиме. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равными номинальным (каталожным) параметрам.

Таблица 4. 1

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель

Разъединитель

Iраб. max, кА

Iном, кА

Iном, кА

Uу, кВ

Uном, кВ

Uном, кВ

Int, кА

Iотк, кА

-

v2Int + iat, кА

v2Iотк (1+н), кА

-

iу, кА

iп. св, кА

iп. св, кА

Inо, кА

Iп. св, кА

-

Вк = I2nо (tотк + Та), кА2с

Вт = I2ttt, кА2с

Вт = I2ttt, кА2с

В таблице 4.1 приняты следующие величины:

Iраб. max — максимальный рабочий ток аппарата;

Uу — напряжение установки;

Iном — номинальный ток аппарата:

Uном — номинальное напряжение аппарата;

Int — периодическая составляющая тока к.з. в момент времени t;

Inо — начальное значение периодической составляющей тока к.з. ;

iу — ударный ток к.з. ;

Вк — расчетный тепловой импульс тока к.з. ;

Iотк — номинальный ток отключения аппарата;

iп. св. — предельный сварной ток;

Вт — нормированный тепловой импульс аппарата;

н — содержание апериодической составляющей;

tотк = tр.з. + tс. отк. — время отключения тока к.з.

Результаты выбора электрических аппаратов для разных цепей схемы приведены в табл. 4. 2−4.6.

Таблица 4.2 Выбор аппаратов в цепи генератора

Расчётные данные

Каталожные данные

Выключатель МГУ 20−90/9500-УЗ

Разъединитель РВРЗ-1−20/8000 УЗ

Iраб. max =7,22 кА

Iном = 9,5 кА

Iном = 8 кА

Uу = 10 кВ

Uном = 20 кВ

Uном = 20 кВ

Int = 55,51 кА

Iотк = 90 кА

-

v2Int + iat = 130,7 кА

2Iотк (1+н) = 145 кА

-

Iу = 173,5 кА

iп. св =300 кА

iп. св = 320 кА

Inо = 62,6 кА

Iп. св = 105 кА

-

Вк = 690,85 кА2с

Вт=I2ttt =8547 кА2с

Вт=I2ttt=15 625 кА2с

Таблица 4.3 Выбор выключателей для КРУ-10 кВ

Расчётные данные

Каталожные данные

ВМПЭ-10 3200−20 У3

Iраб. max = 2,06 кА

Iном = 3,2 кА

Uу = 10 кВ

Uном = 10 кВ

Int = 7,03 кА

Iотк = 20 кА

v2Int + iat = 14,98 кА

2Iотк (1+н)= 35,94 кА

Iу = 22,73 кА

iп. св =52 кА

Inо = 16,7 кА

Iп. св = 20 кА

Вк = 64,1 кА2с

Вт = I2ttt = 3970 кА2с

Таблица 4.4 Выбор выключателей за ТСН

Расчётные данные

Каталожные данные

ВМПЭ 11−1250−20 ТЗ

Iраб. max = 1,1 кА

Iном = 1,25 кА

Uу = 6,3 кВ

Uном = 11 кВ

Int = 17,6 кА

Iотк = 20 кА

v2Int + iat = 25,9 кА

2Iотк (1+н) = 35,94 кА

Iу = 41,76 кА

iп. св =52 кА

Inо = 16,38 кА

Iп. св = 20 кА

Вк = 46,9 кА2с

Вт = I2ttt = 3200 кА2с

Таблица 4.5 Выбор аппаратов для ОРУ-110 кВ

Расчётные данные

Каталожные данные

Выключатель ВЭК-110−40/2000 У1

Разъединитель РНДЗ. 1−110/2000 У1

Iраб. max = 1,5 кА

Iном = 2 кА

Iном = 2 кА

Uу = 110 кВ

Uном = 110 кВ

Uном = 220 кВ

Int = 10,37 кА

Iотк = 40 кА

-

v2Int + iat = 23,65 кА

v2Iотк (1+н)=35,36 кА

-

Iу = 28,7 кА

iп. св =102 кА

iп. св = 100 кА

Inо = 10,53 кА

Iп. св = 40 кА

-

Вк = 23,3 кА2с

Вт = I2ttt = 3200 кА2с

Вт = I2ttt= 1600 кА2с

Таблица 4.6 Выбор аппаратов для ОРУ-330 кВ

Расчётные данные

Каталожные данные

Выключатель ВГУ-330Б-40/3150 У1

Разъединитель РНДЗ. 1−330/3200 У1

Iраб. max = 0,5 кА

Iном = 3150 А

Iном = 3,2 кА

Uу = 330 кВ

Uном = 330 кВ

Uном = 330 кВ

Int = 4,36 кА

Iотк = 40 кА

-

v2Int + iat = 7,4 кА

v2Iотк (1+н)= 32,48кА

-

iу = 11,44 кА

iп. св =102 кА

iп. св = 160 кА

Inо = 4,44 кА

Iп. св = 40 кА

-

Вк = 18,2 кА2с

Вт = I2ttt = 3200 кА2с

Вт = I2ttt= 3970 кА2с

4.2 Выбор ОПН

Для защиты от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений изоляции оборудования применяют следующие виды ограничителей перенапряжения и разрядников:

ОПН — 330; ОПН — 110; ОПН — 10.

4.3 Выбор предохранителей

Для защиты трансформаторов напряжения на КРУ применяются плавкие предохранители. Выбор предохранителей осуществляется по следующим параметрам:

Номинальное напряжение UнUp. max

Номинальный ток IнIр. мах

Номинальный ток отключения Iоткл. Ino

Выбираем предохранитель ПКТ 101−10−200−20 У1

4.4 Выбор комплектных РУ

Выбор КРУ производится по уровню напряжения и величине рабочего тока Ip. мах. Для вводных ячеек КРУ:

Выбираем КМ-1−10/3200 (IОТКЛ. =31,5 кА, IДИН. =81 кА) с выключателем ВМПЭ-10 3200−20 У3.

Для секционной ячейки:

Выбираем КМ-1−10/1600 (IОТКЛ. =31,5 кА, IДИН. =81 кА,) с выключателем ВМПЭ-10 1600−20-У3 (IОТКЛ. =31,5 кА, IДИН. М=81 кА, It=31,5 кА, t =4 с.)

Для линейных ячеек КРУ:

Выбираем КМ-1−10/1000 (IОТКЛ. =31,5 кА, IДИН. =81 кА) с выключателем ВМПЭ-10 1000−20-У3 (IОТКЛ. =31,5 кА, IДИН. М=81 кА, It=31,5 кА, t =4 с.)

5. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Основное электрическое оборудование электростанций и аппаратов в этих цепях соединяется между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электроустановок.

В ОРУ — 110 кВ, 330 кВ применяют гибкие шины, выполненные проводом АС. Сечение гибких шин выбирается по длительно допустимому току самого большого присоединения.

Ток самого большого присоединения определяется по выражению:

Iнорм = Sн/v3Uн.

Гибкие шины крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. Расчёт на электродинамическое действие не производим, так как ток меньше 20 кА.

Произведём расчёт гибких шин для ОРУ-110 кВ:

ток самого мощного присоединения (трансформатора 200 МВт):

Imax = 200/v3110 = 1,05 кА;

принимаем провод АС-600/72: Iдоп = 1050 А.

Выбранные гибкие шины удовлетворяют так же и по условию короны — минимальное сечение провода при напряжении 110 кВ по условиям короны должно быть не менее 70 мм2.

Аналогично выбираем гибкие шины для ОРУ — 330 кВ:

1) Imax = 200/v3330 = 0,35 кА;

2) принимаем провод АС-240/32: Iдоп = 605 А.

3) согласно условиям короны шинное сечение провода при напряжении 330 кВ должно быть не менее 600 мм2, поэтому к установке применяем провод марки АС-600/72: Iдоп = 920 А.

Произведём выбор токопровода от автотрансформатора до ОРУ-330 кВ:

Imax = 0,35 кА.

qэ = 350/1 = 350 мм2; принимаем провод АС-600/72: Iдоп = 920 А.

проверяем сечение по длительно допустимому току:

Imax = 350 А < Iдоп = 920 А.

Аналогично выбираются токопроводы на участке от автотрансформатора до ОРУ — 110 кВ:

1) Imax = 1,05 кА.

2) qэ = 1050/1 = 1050 мм2; принимаем провод 2хАС-600/27:

Iдоп = 920 А.

3) проверяем сечение по длительно допустимому току:

Imax = 1050 А < Iдоп = 2920 = 1840 А.

В блоке генератор — трансформатор от генератора до трансформатора и отпайки к трансформатору СН выполняется комплектным токопроводом. Для генераторов ТВФ-120−2 выполняется соединение токопроводом типа ГРТЕ-10−8550−250, у которого номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток — 8550 А, электродинамическая стойкость — 250 кА, тип встроенного трансформатора тока (ТТ) — ТШ-20−10 000/5, трансформатора напряжения (ТН) — 3НОМ-10.

Произведём выбор жёстких шин в КРУ-10 кВ.

Жёсткие шины выбираются по экономической плотности тока. Ток в нормальном режиме:

Iном = 30/(v3210,50,8) = 1,03 кА,

IМАХ = 1,11,03 = 1,133 кА.

Выбираем двухполосные плоские алюминиевые шины 2(606),

Iдоп = 1350 А.

Выбранные шины необходимо проверить по:

термической устойчивости (проверка сводится к определению допустимого по условиям нагрева токам к.з. сечения и сопоставления его с выбранным):

где С — коэффициент, зависящий от материала шин (для алюминия С=91);

мм2 < 720 мм2.

механической прочности. Определяем пролёт l при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

где q — сечение провода, q = 60,62 = 7,2 см2

Если шины на изоляторах расположены плашмя, то (по таб. 4. 1, [1]):

J = bh3/ 6 = 0,663 / 6 = 21,6 см4;

Принимаем расположение пакета шин плашмя, пролёт 1,2 м, расстояние между фазами a = 0,8 м. Определяем расстояние между прокладками:

где Е — модуль упругости материала шин (по Таб. 4. 2, [1]) Е= Па;

КФ — коэффициент формы (по рис. 4. 5, [1]), КФ = 0,4

JП = hb3/ 12 = 60,63 / 12 = 0,108 см4;

aП = 2b = 20,6 = 1,2 см;

mП — масса полосы, определяется по сечению q, плотности материала шин (для алюминия 2,710-3 кг/см2) и длине l = 100 cм.

mП = 2,710-3 60,6100 = 0,972 кг/м;

Принимаем меньшее значение lП = 0,395 м, тогда число прокладок в пролёте

При двух прокладках в пролёте расчётный пролёт:

Определяем силу взаимодействия между полосами:

где b = 0,6 мм = 0,006 м.

Напряжение в материале полос:

где WП = h*b2/ 6 = 6*0,62 / 6 = 0,36 см3;

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

где WФ = bh2/ 3 = 0,662 / 3 = 7,2 см3;

,

что меньше = 75 МПа.

Таким образом выбранные шины удовлетворяют условиям проверки.

Жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых осуществляется по следующим условиям:

Номинальное напряжение UнUуст.

Допустимая нагрузка Fдоп. =0,6Fразр. Fрасч.

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчётная сила: Fрасч.

Выбираем опорные изоляторы И4−80 УХЛ3.

Выбор жёстких шин для СН производится аналогично:

Imax = 1,110 000/(v360,8) = 1325 А.

Принимаем одно полосные шины 8010 мм2, Iдоп = 1480 А.

механические напряжения:

qmax = (0,05 +27,2) =27,25 Мпа? доп.= 75 МПа.

Выбранное сечение удовлетворяет условиям механической прочности.

Также выберем опорные изоляторы И4−80 УХЛ3.

6. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

6.1 Защиты блока генератор-трансформатор

продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ — 562;

продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ — 562;

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

газовая защита трансформатора — от замыкания внутри кожуха трансформатора;

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

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

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

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

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

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

6.2 Защита автотрансформаторов (АТ)

от всех видов КЗ в обмотках всех сторон АТ и на его выводах — продольная дифференциальная токовая защита;

от многофазных КЗ на выводах стороны НН АТ — дифференциальная токовая защита или МТЗ с комбинированным пуском по напряжению, которая одновременно выполняет функции защит от внешних КЗ;

от замыканий внутри кожуха АТ, устройства РПН АТ, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла — газовая защита;

от замыкания на землю со стороны НН АТ защита напряжения нулевой последовательности, действующая на сигнал;

от внешних многофазных КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) — 4) — токовая защита обратной последовательности с приставкой от симметричных КЗ (МТЗ с пуском по напряжению);

от внешних КЗ на землю в сети с большим током замыкания на землю — токовая направленная защита нулевой последовательности;

от перегрузок — МТЗ с использованием тока одной фазы;

в качестве пускового датчика — устройства тушения пожара н АТ — токовая защита нулевой последовательности с заземляющим проводом.

6.3 Защиты трансформаторов собственных нужд

от повреждений внутри кожуха и на выводах — продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ — 562;

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

от внешних КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) — 2) — МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;

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

6.4 Защита шин

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

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

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

на шиносоединительном выключателе — двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

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

6.5 Защита ЛЭП

высокочастотная защита;

трёхступенчатая дистанционная защита; токовая защита нулевой последовательности — для защиты от КЗ на землю.

7. ВЫБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

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.

Таблица 7. 1

Тип прибора

Класс точности

1) Турбогенератор.

Статор:

Амперметр в каждой фазе

Вольтметр

Ваттметр

Варметр

Счётчик активной энергии

Счётчик реактивной энергии

Э — 377

Э — 377

Д — 365

Д — 365

И — 675

И — 675 М

1,5

1,5

1,5

2,5

1,0

2,0

Регистрирующие приборы

Частотомер

Суммирующий ваттметр

Варметр

Н — 397

Н — 395

Н — 395

2,5

1,5

1,5

Ротор:

Амперметр

Вольтметр

Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителя

Э — 377

Э — 377

Э — 377

1,5

1,5

1,5

Регистрирующие приборы

Частотомер

Суммирующий ваттметр

Варметр

Н — 397

Н — 395

Н — 395

2,5

1,5

1,5

2) Автотрансформатор связи.

Амперметр

Ваттметр

Варметр с двухсторонней шкалой

Э — 377

Д — 365

Д — 365

1,5

1,5

2,5

3) Трансформатор собственных нужд.

Сторона питания:

Амперметр

Ваттметр

Счётчик активной энергии

Э — 377

Д — 365

И — 675

1,5

1,5

1,0

4) Сборные шины 110 кВ

Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и регистрирующий вольтметр

Э — 377

1,5

5) Пускорезервный трансформатор (ПРТСН)

Амперметр

Ваттметр

Счётчик активной энергии

Э — 377

Д — 365

И — 675

1,5

1,5

1,0

Производим выбор трансформаторов тока для присоединения контрольно-измерительных приборов в цепи генератора ТВФ-120−2У3.

Выбор трансформаторов тока осуществляется:

По напряжению установки: Uу? Uном;

По максимальному току: Iраб. мах? Iн,

По динамической устойчивости: Iу? Кдинv2I1ном,

По термической устойчивости: Вк? (КтI1ном)2tт,

По вторичной нагрузке: Ж2? Ж2ном.

Трансформаторы напряжения выбираются:

По напряжению установки: Uу? Uном,

По вторичной нагрузке: Ѕ2? Ѕ2ном.

7.1 Выбор трансформаторов тока

Цепь генератора.

Встроенные в токопровод трансформаторы тока ТШ-20−10 000/5

Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в табл. 7. 2

Таблица 7. 2

Прибор

Тип

Кол-во

Потребляемая мощность, В·А

Фаза А

Фаза В

Фаза С

Амперметр

Э-350

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 Sприб = 26,1 В·А

rприб= Sприб / I22 = 26,1/ 52 = 1,04 Ом

Тогда rпр = Z2 ном — r приб — r к,

где rк — сопротивление в контактах, Ом;

rпр — сопротивление соединительных проводов, Ом;

Z2 ном — номинальная нагрузка, Ом.

rпр = 1,2 — 1,04 — 0,1 = 0,06 Ом.

Ориентировочная длина l = 10 м.

Во вторичных цепях электростанции с генераторами 100 МВт и выше используются медные жилы (с = 17,5·10-9 Ом·м)

Тогда расчётное сечение проводов:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 4 мм2.

7.2 Выбор трансформаторов напряжения

Цепь генератора.

В токопровод встроены трансформаторы напряжения 3НОМ-10.

Мощность приборов, подключённых к ТН, приведена в табл. 7.3.

Таблица 7. 3

Прибор

Тип

Sобм, В·А

Число паралл. катушек

cosц

sinц

Число приборов

Общая мощность

Р, Вт

Q, Вар

Вольтметр

Э-377

2

1

1

0

1

2

Ваттметр

Д-365

1,5

2

1

0

2

6

Варметр

Д-365

1,5

2

1

0

1

3

Счётчик акт. эн.

И-675

2 Вт

2

0,38

0,925

1

4

9,7

Ваттметр регистр.

Н-395

10

2

1

0

1

20

Вольтметр регистр

Н-393

10

1

1

0

1

10

Частотомер

Э-372

3

1

1

0

2

6

Суммарная нагрузка

51

9,7

Полную мощность определим по формуле:

Допустимая мощность ТН: Sд = 52 В·А

Тогда имеем: S2? < Sдоп

Следовательно, ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

Выбор остальных измерительных трансформаторов производится аналогичным образом. Результаты сводим в таблицы 7.4 и 7. 5:

В автотрансформаторах связи имеются встроенные трансформаторы тока типа ТВТ-110 и ТВТ-330−1-600/5. В трансформатор СН встраиваются трансформаторы тока типа ТВТ-10−1-5000/5. С низкой стороны 6 кВ пускорезервных трансформаторов устанавливаем трансформаторы тока типа ТШЛК — 10 — 3000/5

Таблица 7.4 Выбор трансформаторов напряжения

Место установки

Тип

Напряжения обмоток

Uном, кВ

первичной

Uном, В

вторичной

Uном, В

дополнительной

ОРУ — 330 кВ

НКФ-330−73

330/v3

100/v3

100

ОРУ — 110 кВ

НКФ-110−57

110/v3

100/v3

100

КРУ-10 кВ

ЗНОЛ. 06

10/v3

100/v3

100:3 или 100

Таблица 7.5 Выбор трансформаторов тока

Место установки

Тип

Расчетные данные цепи

Каталожные данные

ОРУ — 330 кВ

ТФУМ-330 А

500/5-У1

Uр=330 кВ

Iр. мах=500 А

Iу=11,44 кА

Вк=… кА2с

Uном=330 кВ

Iном=500 А

Iдин=49,5 кА

Вт=745 кА2с

ОРУ — 110 кВ

ТФЗМ-110 Б-III

1500/5-У1

Uр=110 кВ

Iр. мах=1500 А

Iу=28,7 кА

Вк=… кА2с

Uном=110 кВ

Iном=1500 А

Iдин=158 кА

Вт=13 872 кА2с

Цепь трансформатора собственных нужд (НН)

ТПЛК-10

1500/5-У3

Uр=6 кВ

Iр. мах=1100 А

Iу=41,76 кА

Вк=… кА2с

Uном=10 кВ

Iном=1500 А

Iдин=74,5 кА

Вт=15 038 кА2с

КРУ-10 кВ

ТЛ-10-II

2000/5-У3

Uр=10 кВ

Iр. мах=1600 А

Iу=45,41 кА

Вк=… кА2с

Uном=10 кВ

Iном=2000 А

Iдин=128 кА

Вт=4800 кА2с

КРУ-10 кВ (секционный выключатель)

ТЛ-10-II

1000/5-У3

Uр=10 кВ

Iр. мах=800 А

Iу=45,41 кА

Вк=… кА2с

Uном=10 кВ

Iном=1000 А

Iдин=128 кА

Вт=4800 кА2с

8. ВЫБОР КОНСТРУКТИВНЫХ ТИПОВ ВСЕХ РУ И РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ РУ

Типовые конструктивные решения служат основой для разработки конструкций РУ при проектировании конкретной электростанции. Окончательное решение по конструкции РУ принимается на основании технико-экономического сопоставления ряда эскизно проработанных вариантов компоновок.

РУ должны удовлетворять ряду требований. Основные из них: надёжность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

Надёжность в работе означает малую вероятность возникновения повреждения оборудования, КЗ в РУ, локализацию повреждения, если оно всё-таки возникло.

Требования экономичности предполагает возможно меньшие размеры РУ, капитальные затраты и сроки сооружения.

Для оперативного персонала необходимо обеспечить безопасность и удобство осмотра оборудования, произведений переключений и выполнения работ по устранению мелких неполадок, для ремонтного персонала — безопасность и удобство ремонта и замены оборудования при снятии напряжения лишь с того присоединения, которому принадлежит ремонтируемое оборудование. Требование возможности расширения означает возможность подключения к РУ новых присоединений.

ОРУ сооружается при напряжениях 35 кВ и выше. Они дешевле ЗРУ, но менее удобны в обслуживании и занимают большую площадь.

Сборные шины и ошиновку выполняют неизолированными сталеалюминевыми проводами на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жёсткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах.

Жёсткие шины позволяют применить более простые несущие конструкции, уменьшить занимаемую площадь и высоту ОРУ. Однако стоимость жёстких шинных конструкций несколько выше стоимости гибких шин, а так же для крепления требуются более дорогие и менее надёжные опорные изоляторы.

Для крепления гибких проводов предусматриваются порталы, для жёстких шин и аппаратов опоры в виде стояк и стульев или так же порталы.

Оборудование одного присоединения занимает горизонтальную полосу, которую называют ячейкой.

Надёжность ОРУ достигается соблюдением достаточных изоляционных расстояний в воздухе между токоведущими частями разных фаз и между токоведущими и заземлёнными частями.

Для удобства обслуживания (монтажа, ремонта) предусматривается проезд вдоль ряда выключателей. Габариты проезда должны быть не менее 4 м по ширине и высоте.

В ОРУ-330 кВ и ОРУ-110 кВ принята схема четырёхугольника. Схема принята согласно НТП и обеспечивает все требования, предъявляемые к ОРУ. Схема надёжна, обеспечивает бесперебойность питания, экономична (используется четыре выключателя и четыре присоединения), безопасна в обслуживании и при ремонтах, удобна в эксплуатации.

К ОРУ присоединены по две воздушные ЛЭП и два автотрансформатора связи АТДЦТН-125 000/330/110. Каждый элемент схемы линий, автотрансформатор, присоединяются между двумя соседними выключателями. Все аппараты данных ОРУ располагаются на типовых опорных конструкциях, выполненных из металла или железобетона. Кабели располагаются в лотках из ж/б плит и служат одновременно переходными дорожками. Ошиновка ОРУ выполняется гибким токопроводом. Порталы, и все опоры под аппаратами — стандартные, железобетонные. Площадка ОРУ окружается от остальных территорий станции внутренним забором высотой 1,6 м — сплошным сетчатым и решётчатым.

В системе шин СН использован КРУ внутренней установки К-XXVI, которые состоят из жёсткого металлического корпуса, внутри которого размещена вся необходимая аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделён на отсеки металлическими перегородками. Выключатели типа ВМПЭ с приводами установлены на выкатных тележках.

На напряжении 10 кВ распределение электроэнергии осуществляется комплектным распределительным устройством (КРУ) внутренней установки с воздушной изоляцией. В данном курсовом проекте использованы шкафы КРУ марки КМ-1−10 с маломасляными выключателями ВМПЭ на выкатных тележках. Шкафы состоят из жёсткого металлического корпуса, внутри которого размещено основные электрические аппараты и система жёстких шин, а также приборы для измерений, управления и релейной защиты со всеми соединениями. Жёсткая ошиновка выполнена двухполосными прямоугольными алюминиевыми шинами 2(606) которые крепятся на опорных изоляторах марки И4−80 УХЛ3.

Такой тип РУ выбран из-за ряда преимуществ по сравнению с другими типами РУ, таких как надёжность, безопасность для обслуживающего персонала, пожаробезопасность, возможность расширения схемы распределения, быстрая замена повреждённых выключателей, а также скорость и простота монтажа шкафов КРУ.

ЛИТЕРАТУРА

Рожкова Л.Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. — М.: Энергия, 1980.

Неклепаев Б.Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — М.: Энергоиздат, 1989.

Мазуркевич В.Н., Свита Л. Н. Методические указания по курсовому проектированию по курсу «Электрическая часть электрических станций». — Мн.: БГПА, 1982.

Неклепаев В. Н. Электрическая часть электростанций. — М.: Энергия, 1976.

Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. — М.: Энергия, 1974.

Руцкий А. И. Электростанции и подстанции. — Мн.: Выш. школа, 1974.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой