Проектирование электрической части ТЭЦ 120 МВт

Министерство образования Российской Федерации Южно-Уральский Государственный Университет Кафедра «Электрические станции, сети и системы»

Пояснительная записка к курсовому проекту Проектирование электрической части ТЭЦ 120 МВт Челябинск 2003

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ электрическая станция энергия

Спроектировать электрическую часть станции. На листах формата А1 показать главную электрическую схему станции, конструкцию распределительного устройства (РУ).

Тип станции — ТЭЦ.

Сторона генераторного напряжения:

— U_ген=10,5 кВ;

— мощность генераторов 260 МВт;

— мощность нагрузки 43 МВА;

— число линий — 4.

Высшее напряжение 110 кВ.

Сторона среднего напряжения (не рассчитывать):

— U=35 кВ;

— мощность нагрузки 17 МВА;

— число линий — 4.

Мощность короткого замыкания (КЗ)системы 2,5 ГВА

АННОТАЦИЯ Матвеев И. В. Пояснительная записка к курсовому проекту «Проектирование электрической части станции». — Челябинск: ЮУрГУ, Э-401, 34 с, 15 рисунков. Библиография литературы — 7 наименований.

В данном курсовом проекте была спроектирована электрическая часть ТЭЦ и выбрано основное оборудование. Подобрана схема выдачи мощности в систему с минимальными потерями энергии на трансформацию.

СОДЕРЖАНИЕ Введение

1 Выбор структурной схемы

2 Разработка главной схемы

2.1 Выбор генераторов

2.2 Выбор ЛЭП 110 кВ

2.3 Выбор трансформаторов

2.4 Расчет токов КЗ

2.5 Ограничение токов КЗ

2.6 Выбор схем РУ

2.6.1 РУВН (110 кВ)

2.6.2 ГРУ (10,5 кВ)

2.7 Выбор вспомогательного оборудования

2.7.1 Выбор реакторов

2.7.2 Выбор выключателей и разъединителей

2.7.2.1 ОРУ 110 кВ

2.7.2.2 Выключатели и разъединители 10,5 кВ в цепи трансформаторов связи

2.7.2.3 Генераторный и секционный выключатели и разъединители

2.7.2.4 Выключатели в цепи отходящих линий нагрузки 10,5 кВ

2.7.3 Выбор трансформаторов тока

2.7.3.1 ТТ в цепях ОРУ 110 кВ

2.7.3.2 ТТ в цепях 10,5 кВ

2.7.4 Выбор трансформаторов напряжения

2.7.4.1 ТН в цепях ОРУ 110 кВ

2.7.4.2 ТН в цепях ГРУ 10,5 кВ

2.7.5 Выбор сборных шин, ошиновки и изоляторов

2.7.5.1 Сборные шины и ошиновка ОРУ 110 кВ

2.7.5.2 Выбор токоведущих частей на напряжение 10,5 кВ Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие ее свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния.

Важнейшие задачи, которые в настоящее время решают энергетики и энергостроители, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов, уменьшении удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т. д.

В настоящее время значительная часть выработки электроэнергии приходится на долю ТЭЦ. Именно проектирование ТЭЦ является целью данного курсового проекта. Под проектированием в данном случае понимается выбор структурной схемы ТЭЦ, выбор оборудования, расчет токов КЗ, ограничение токов КЗ, выбор схем РУ и выполнение чертежа главной схемы ТЭЦ и конструкции РУВН.

1. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ

Структурная схема разрабатываемой станции будет содержать распределительные стройства (РУ) высшего, среднего и низшего напряжения, а так же понизительные трансформаторы или автотрансформаторы связи. Распределительное устройство высшего напряжения (РУВН) связано с сичтемой тремя ЛЭП. От РУСН и РУНН отходят по 4 линии. Структурные схема представлены на рисунках1−3, как показано на них, мы выбираем два трансформатора исходя из экономических, отказоустойчивых, ремонтных параметров данных агрегатов. На схеме мы показываем условно, так как выбор числа и типа трансформаторов производится ниже.

Рисунок 1 — Структурная схема, вариант 1 Рисунок 2 — Структурная схема, вариант 2

Рисунок 3 — Структурная схема, вариант 3

Рассматриваем 3 варианта схем выдачи мощности:

1. К достоинствам можно отнести малое количество трансформаторов (2 против 3 в других вариантах), следовательно большую надежность. К недостаткам — избыток мощности в генераторном РУ (ГРУ), т. е. его удорожание; большие токи КЗ на стороне НН. Секционированием ГРУ и установкой секционного реактора можно снизить токи КЗ на стороне НН до приемлемого уровня.

2. Установка блочного трансформатора ведет к удорожанию конструкции.

3. Аналогично варианту № 2. Избыток мощности в РУСН на пути в систему претерпевает 2 трансформации, т. е. постоянные потери. Большие токи на стороне РУСН ведут к его удорожанию.

Выбираем вариант 1 как более экономичный, хотя о верности выбора можно судить лишь на основании технико-экономических рассчетов, дальнейшее проектирование ведем по схеме на рисунке 1.

2. РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ

2.1 Выбор генераторов

Согласно руководящим указаниям на вновь сооружаемых станциях не рекомендуется установка генераторов с водородным охлаждением. Поэтому, в соответствии с заданием на проект и справочными данными принимаем к установке генераторы типа ТФ-60−2 с форсированным воздушным охлаждением. Каталожные данные сводим в таблицу 1.

Таблица 1 — Технические данные на генератор

2.2 Выбор ЛЭП 110 кВ

Мощность, вырабатываемая станцией составляет S = 2×60/0,8 = 150 МВА.

Нагрузка на напряжении 10,5 кВ составляет S_НН = 43 МВА.

Нагрузка на напряжении 35 кВ составляет S_СН = 17 МВА.

Нагрузка собственных нужд (С.Н.) всей станции составляет 13% от 150 МВА:

S_С.Н.= 19,5 МВА.

Условимся, что соsц у всех потребителей, тогда расчет можно вести не в комплексных единицах, а по заданным значениям в МВА.

В систему будет выдаваться :

S_НАГР = S-S_C.H.-S_HH-S_CH;

S_НАГР=150−19,5−43−17=70,5 МВА.

Согласно руководящих указаний для связи электростанции с системой используется не менее трёх ЛЭП, при этом должно учитываться, что при выходе из строя одной линии две оставшиеся будут длительно выдавать всю мощность. В данном курсовом проекте принято, что нагрузки максимального и минимального режимов одинаковы и равны. Ток в нормальном режиме и максимальный ток в линии (при выходе из строя одной из них):

;

;

кА;

кА.

Выбираем провод по экономической плотности тока для Т_max = 6000 ч. Согласно ПУЭ принимаем экономически целесообразную плотность j = 1 А/мм². Тогда сечение провода определится:

мм².

На напряжение 110 кВ минимальным сечением по короне является F_мин=70 мм².

Выбираем провод 3 х АС-185/24.

2.3 Выбор трансформаторов Из соображений надежности выбираем 2 трансформатора. Расчетная мощность (по наиболее загруженной обмотке — НН):

S_расч = S-S_C.H.-S_HH =150−19,5−43=87,5 МВА.

Согласно ПУЭ, перегружать трансформаторы можно не более чем на 40%. Учитываем, что каждый трансформатор должен пропускать расчетную мощность. С учетом перегрузочного коэффициента мощность трансформатора:

МВА.

Намечаем к установке 2 трансформатора типа ТДТН-63 000/110. Каталожные данные сведем в таблицу 2.

Таблица 2 — Каталожные данные на трансформатор

2.4 Расчёт токов короткого замыкания

Для выбора электрических аппаратов, токоведущих частей, изоляторов необходимо провести расчет токов короткого замыкания. Проводим расчет короткого замыкания в точках К1, К2 (на сторонах высшего и низшего напряжений). Расчет проводим при помощи программы Energo.

Результаты расчета на стороне ВН показаны на рисунке 4.

Рисунок 4 — Ток КЗ на РУВН

Из результатов расчета КЗ видим, что I_{КЗ_ВН} = 14,916 кА.

Результаты расчета на стороне НН показаны на рисунке 5.

Рисунок 5 — Ток КЗ на стороне НН

Из результатов расчета КЗ видим, что I_{КЗ_НН} = 93,229 кА.

2.5 Ограничение токов КЗ

На стороне ВН токи КЗ приемлемы. Для ограничения токов КЗ на шинах ГРУ используем их секционирование и установки секционного реактора РБДГ 10−2500−0,35У3, в цепях нагрузки — устанавливаем сдвоенный реактор РБСД 10−21600−0,25У3, расчет параметров которых будет приведен в п. 2.7.1. После включения реакторов определяем ток КЗ за ними.

Рисунок 6 — Ток КЗ на стороне НН при секционировании

Из результатов расчета КЗ видим на рисунке6, что I_{КЗ_НН} = 67,46 кА.

Рисунок 7 — Ток КЗ на в цепях нагрузки

Из результатов расчета КЗ видим на рисунке 7, что I_{КЗ_нагр} = 17,33 кА.

2.6 Выбор схем РУ

Ведущими проектными организациями разработаны типовые конструкции РУ применительно к основным электрическим схемам, которые в настоящее время применяют на электростанциях и подстанциях. РУ должны удовлетворять ряду требований, зафиксированных в ПУЭ; основные из них — надёжность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

2.6.1 РУВН (110 кВ)

На электростанциях для РУ 110 кВ и выше возможно применение схемы с двумя рабочими и обходной системой шин /3/ (рисунок 8).

Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение увеличивает надёжность схемы, так как при КЗ на шинах отключаются только присоединения одной из шин. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения определяется длительностью переключений.

Рисунок 8 — Схема РУ ВН Одним из важных требований к схемам является создание условий для ревизий и опробования выключателей без перерыва работы. Этим требованиям данная схема отвечает в полной мере. В нормальном режиме обходная система шин ОСШ находится без напряжения, разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин отключены. В схеме предусматривается обходной выключатель ОВ, который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей.

Схема обладает и рядом существенных недостатков:

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

— повреждение ШСВ равноценно КЗ на обеих системах шин, т. е. приводит к отключению всех присоединений;

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

— необходимость установки ШСВ, обходного выключателя и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

2.6.2 ГРУ (10,5 кВ)

Для генераторного распределительного устройства применяем схему с одной системой сборных шин, секционированной выключателем и реактором (рисунок 9). Схема проста и наглядна; операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства работ. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала, что относится к достоинствам рассматриваемой схемы. Авария на СШ приводит к отключению только одного источника и половины потребителей, вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе. Реактор снижает токи КЗ.

К недостаткам можно отнести, то что при ремонте одной из секций ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а нерезервированные потребители отключаются на все время ремонта.

Рисунок 9 — Схема ГРУ

2.7 Выбор спомогательного оборудования

Все электрические аппараты, токоведущие части и изоляторы на станциях и подстанциях должны быть выбраны по условиям длительной работы и проверены по условиям короткого замыкания в соответствии с указаниями «Правил устройств электроустановок» (ПУЭ) и «Руководящих указаний по расчёту коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания».

Расчётными токами продолжительного режима являются: I_норм — наибольший ток нормального режима; I_max — наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.

2.7.1 Выбор реакторов В качестве токоограничивающего реактора можно использовать простой (одинарный или групповой) или сдвоенный реактор. Номинальный ток реактора (ветви сдвоенного реактора) должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включён.

Индуктивное сопротивление токоограничивающего реактора определяют исходя из условий ограничения тока КЗ до заданного уровня. В большинстве случаев уровень ограничения тока КЗ определяется по коммутационной способности выключателей, намечаемых к установке в данной точке сети.

Секционный реактор.

Периодическая составляющая тока КЗ на стороне НН составляет 93,23 кА. Ток через реактор определим по перетоку мощности между секциями /лекции/:

где S_Г — мощность одного генератора.

кА.

Выбираем реактор с наибольшим индуктивным сопротивлением: РБДГ 10−2500−0,25У3.

I_НОМ=2500 А, X_Р=0,25 Ом, U_НОМ=10 кВ, i_ДИН=49 кА, I_ТЕР=19,3 кА, t_ТЕР=8 c.

Проверка реактора:

— по напряжению: U_УСТU_НОМ.

— по номинальному току I_раб.max =I_Р I_ном; 2165 А2500 А.

— по электродинамической стойкости i_У i_ДИН, ударный ток определим так:

здесь I_ПО — начальное значение периодической составляющей тока КЗ через секционный реактор (I_ПО=9,208 кА — по расчету в программе «Energo»);

k_У — ударный коэффициент. Согласно /3/, k_У=1,95 на СШ НН.

кА 49 кА.

— по термической стойкости, где В_к= I_{п, 0}²(t_отк + Т_а) — тепловой импульс, здесь t_отк = 0,3 с принимается в цепях генераторов 60 МВт и выше;

Т_а — постоянная времени, определяется по /3, табл.3,8/ (Т_а=0,185 с).

9,208² (0,3+0,185) 19,3²8;

41,1 МА²с 2979,9 МА²с.

Линейный реактор.

Намечаем к установке сдваоенный реакторы. Ток ветви реактора в нормальном режиме определится:

где S_НАГР=43/4=10.75 МВА — мощность нагрузки, передаваемой через одну ветвь.

кА.

В послеаварийном или ремонтном ремонтном режиме для ответственных потребителей при отключении одной линии вся нагрузка ложится на другую:

I_раб.max =2I_НОРМ.

I_раб.max =20,621=1,241 кА.

В настоящее время выпускаются сдвоенные реакторы с наибольшим током ветви 2,5 кА, следовательно по данным условиям выберем реактор.

Результирующее сопротивление цепи короткого замыкания до установки реактора:

Х_рез = U_ср/(3I_П0⁽³⁾) = 10,5/(367,46) = 0.09 Ом;

Требуемое сопротивление цепи короткого замыкания для обеспечения I_{п, 0 треб}:

Х_рез^треб = Uср/(3I_{П0 треб}) = 10,5/(320) = 0.3 Ом;

Требуемое сопротивление реактора:

Х_р^треб = Х_рез^треб — Х_рез = 0.3 — 0.09 = 0.21 Ом.

По справочным материалам /2/ выбираем реактор РБСД 10−21 600−0,25У3 с

I_НОМ=2*1350 А, X_Р=0,25 Ом, U_НОМ=10 кВ, i_ДИН=49 кА, I_ТЕР=19,3 кА, t_ТЕР=8 c, К_св=0,52 — коэффициент связи, .

Значение результирующего сопротивления цепи короткого замыкания с учётом реактора:

Х ^/_рез = Х_рез + Х_р = 0.09 + 0.25 = 0.34 Ом.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

I_{п, 0}⁽³⁾ = U_ср/(3 Х ^/_рез) = 10,5/(30.34) = 17,33 кА;

Проверка реактора:

— по напряжению: U_УСТU_НОМ.

— по номинальному току I_раб.max I_ном; 1242 А1350 А.

— по электродинамической стойкости i_У i_ДИН: согласно /3/ k_У=1,956,

кА 49 кА.

— по термической стойкости

Т_а — постоянная времени, определяется по /3, табл.3,8/ (Т_а=0,23 с), принимаем t_отк = 0,3 с:

17,33² (0,3+0,23) 19,3²8;

159,2 МА²с 2979,9 МА²с.

— по уровню остаточного напряжения на шинах при коротком замыкании за реактором:

> 65%.

— по потере напряжения в рабочем режиме:

здесь .

% < 2%.

Реактор удовлетворяет предъявляемым требованиям.

2.7.2 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели в зависимости от применяемых в них дугогасительной и изолирующей сред подразделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и выключатели с магнитным гашением дуги.

Намечаем к установке в распределительных устройствах высокого и низкого напряжений элегазовые выключатели.

К их достоинствам можно отнести:

пожарои взрывобезопасность;

быстрота действия;

высокая отключающая способность;

отсутствие занрязнения окружающей среды;

высокий ресурс по коммутационной и технической стойкости

минимум обслуживания.

К недостаткам:

необходимость устройств для получения и очистки элегаза;

высокая стоимость;

необходимость высоконадежных уплотнений.

Выключатели выбирают:

— по напряжению установки U_уст U_ном;

— по длительному току I_норм I_ном; I_max I_ном;

— по отключающей способности.

Номинальный ток отключения I_{отк.ном} и допустимое относительное содержание апериодической составляющей _н определяются в момент расхождения контактов выключателя. Время от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов определится по выражению:

= t_{з, min} + t_{c, в} ,

где t_{з, min} = 0.01 с — минимальное время действия релейной защиты;

t_{c, в} — собственное время отключения выключателя;

I_{отк. ном} — задан в каталоге на выключатели.

Проверка на симметричный ток отключения:

I_п, I_{отк.ном} ,

где I_п, — действующее значение периодической составляющей тока КЗ для времени .

Для упрощения расчета примем действующее значение периодической составляющей тока КЗ неизменной во времени, такое допущение возможно, т.к. для оборудования такой режим является более тяжелым.

Проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ (iа,) в момент расхождения контактов:

i_а, i_{а, ном} = 2_н I_{отк.ном} /100,

_н — определяется по кривой [3, рис. 4.5];

i_а, =,

где Т_а — постоянная времени, определяется по /3, табл.3,8/.

Если условие I_п, I_{отк.ном} соблюдается, а i_а, i_{а, ном}, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

(2 I_п, + i_а,) 2 I_{отк.ном} (1+ _н/100).

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

I_{п, 0} I_дин; i_у i_дин ,

где i_дин — наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;

I_дин — действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

В_к (I_тер) ²t_тер,

где В_к — тепловой импульс по расчёту;

I_тер — ток термической стойкости по каталогу;

t_тер — длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

В_к = I_{п, 0}²(t_отк + Т_а),

где t_отк = t_р.з + t_{о, в} ;

t_р.з =0,1 свремя действия основной релейной защиты;

t_{о, в} — полное время отключения выключателя по каталогу.

Разъединители выбираются:

— по напряжению установки U_уст U_ном;

— по току I_норм I_ном; I_max I_ном;

— по конструкции, роду установки;

— по электродинамической стойкости i_у i_дин.

2.7.2.1 ОРУ 110 кВ

На РУВН предполагаем к к установке единообразное оборудование, что упрощает эксплуатацию. Предполагаем, что КЗ на конце СШ, т. е. оборудование выбираем по суммарному току КЗ (I_ПО=14.916 кА).

Ток со стороны ВН трансформатора связи (является расчетным для выбора выключателей) определяем с учетом допустимой 40% перегрузки:

;

кА.

Намечаем к установке, согласно /6/, выключатель элегазовый типа ВГУ-110−40/2000У1 с

t_{с, в} = 0.025 с, t_{о, в}=0,055 с, I_тер=40 кА, t_тер=2 с.

Привод к выключателю пневматический.

Выбираем разъединители типа РНД-110/1000У1, с заземляющими ножами с приводом главных и заземляющих ножей ПРН-110У1.

Для РУВН, согласно /3, табл. 3.8/: Т_а=0,115 с, k_У=1,92.

= 0.01 + 0.025 = 0.035 с;

i_а, = =15,56 кА;

= 0.47;

i_{а, ном} = 20,4740 = 26,59 кА;

кА;

t_отк = 0.1+0.055 = 0,155 c;

В_к = 14,916²(0,155+0,115) = 60,07 кА²с.

Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 3.

Намечаем к установке разъединитель типа РНД (З)-220/1000У1.

Таблица 3 — Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ

Как видно из таблицы 3, выбранное оборудование подходит по всем параметрам.

2.7.2.2 Выключатели и разъединители 10,5 кВ в цепи трансформаторов связи

Расчетным током для выбора выключателя на стороне НН трансформатора связи является:

;

кА.

По ПУЭ в цепи трансформаторов связи нужно устанавливать выключатели, рассчитанные на полный (суммарный) ток КЗ на шинах ГРУ (I_{п, 0} =67,46 кА), в связи с этим устанавливаем, согласно /7/:

— выключатели типа HGI 3 17,5 кВ 63 кА, 8000 А, t_{с, в} = 0.023 с, t_{о, в}=0,05 с, I_тер=63 кА, t_тер=2 с;

— разъединитель РВР-20/6300У3 I_тер=100 кА, t_тер=4 с, i_дин=260 кА. Привод ПЧ-50.

= 0.01 + 0.023 = 0.033 с Полный ток КЗ на шинах ГРУ складывается из:

I_{п, 0}= I_{п, 0 Г1}+ I_{п, 0 Г2} + I_{п, С},

здесь I_{п, 0 Г1} = 30,897 кА — составляющая полного тока от генератора, в секции которого рассматривается КЗ (из расчета в программе «Energo»);

I_{п, 0 Г2} =14,341 кА — составляющая полного тока от генератора соседней секции;

I_{п, С} = 22,222 кА — составляющая полного тока от системы.

Для определения каждой из этих составляющих в момент времени воспользуемся типовыми кривыми на рисунке 10 /3/.

Рисунок 10 — Типовые кривые для определения составляющей тока от генератора

Для данных кривых нужен коэффициент, характеризующий удаленность генератора от точки КЗ :

= I_{п, 0 Г}/ I_Г ном,

где I_{п, 0 Г} — составляющая полного тока от генератора в начальный момент времени;

I_Г ном — номинальный ток генератора (таблица 1).

Определим этот коэффициент для каждого генератора:

₁=30,897/4,12=7,5;

₂=14,341/4,12=3,5.

По рисунку 10 определяем коэффициенты ₁=0,85 и ₂=0,95. С учетом того, что ток от системы неизменен, запишем:

I_п,ф= ₁I_{п, 0 Г1}+ ₂I_{п, 0 Г2} + I_{п, С},

I_п,ф=0,8530,897+0,9514,341+22,222=62,1 кА.

I_дин= i_дин/2,55,

здесь коэффициент 2,55 нормирован для выключателей /3/.

Дальнейший расчет аналогичен расчету предыдущего выключателя. Результаты расчета сведем в таблицу 4 (Т_а=0,185 с, k_у=1,95 из /3, таблица 3.8/).

Таблица 4 — Выбор выключателей и разъединителей на 10,5 кВ

2.7.2.3 Генераторные и секционный выключатели и разъединители

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

;

кА.

Намечаем к установке, согласно /7/:

— выключатели типа HGI 2 50 кА, 6300 А, t_{с, в} = 0.03 с, t_{о, в}=0,06 с, I_тер=50 кА, t_тер=2 с

= 0.01 + 0.14 = 0.15 с;

— разъединитель РВР-20/6300У3 I_тер=100 кА, t_тер=4 с, i_дин=260 кА. Привод ПЧ-50.

Расчетным током является ток КЗ со стороны системы и второго генератора I_{п, 0}=36.563 кА.

Расчет аналогичен двум предыдущим. Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 5.

Таблица 5 — Выбор выключателей и разъединителей на 10,5 кВ

2.7.2.4. Выключатели в цепи отходящих линий нагрузки 10,5 кВ

В цепях отходящих линий за реакторами I_раб.max =1,241 кА, I_{п, 0}=17,33 кА.

Намечаем к установке, согласно /7/:

— элегазовые выключатели типа VF 12.12.31 t_{с, в} = 0.06 с, t_{о, в}=0,12 с, I_тер=31,5 кА, t_тер=3 с

Т_а=0,23 с, k_у=1,956.

Все расчётные и каталожные данные сводим таблицу 6

Таблица 6 — Выбор выключателя в цепи отходящих линий нагрузки

2.7.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

— по напряжению установки

U_уст U_ном;

— по току

I_норм I_1ном; I_max I_1ном;

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

— по конструкции и классу точности;

— по электродинамической стойкости

i_у i_дин;

где I_1ном — номинальный первичный ток ТТ.

Электродинамическая стойкость шинных ТТ определяется устойчивостью самих шин РУ, поэтому такие ТТ по этому условию не проверяются;

— по термической стойкости В_к (I_тер) ²t_тер;

— по вторичной нагрузке

Z₂ Z_2ном,

где Z₂ — вторичная нагрузка ТТ;

Z_2ном — номинальная нагрузка ТТ в выбранном классе точности. Для обеспечения выбранного класса точности необходимо, чтобы выполнялось: Z₂ Z_2ном.

Выбор ТТ по вторичной нагрузке заключается в следующем. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z₂ r₂. Вторичная нагрузка r₂ состоит из сопротивления приборов r_приб, соединительных проводов r_пр и переходного сопротивления контактов r_к :

r₂ = r_приб + r_пр + r_к

Сопротивление приборов определяется по выражению /3/

r_приб = S_приб / I₂²

где S_приб — мощность, потребляемая приборами;

I₂² — вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0.05 Ом при двух-трёх приборах и 0.1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы ТТ работал в заданном классе точности, необходимо выдержать условие

r_приб + r_пр + r_к Z_2ном.

Приняв r₂ = Z_2ном, можно определить сопротивление и сечение проводов

r_пр = Z_2ном r_приб — r_к;

q = l_расч / r_пр,

где — удельное сопротивление материала провода. (_Al = 0.0283);

l_расч — расчётная длина соединительных проводов.

2.7.3.1 TT в цепях ОРУ 110 кВ

Намечаем к установке в ОРУ 110 кВ, согласно /1/, трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-I-500−0.5/10P/10P. Эти трансформаторы имеют 3 вторичные обмотки с номинальным током 5А. Одна из обмоток имеет класс точности 0,5 и предназначена для подключения измерительных приборов. Z_2ном=1,2 Ом. Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 7.

Таблица 7 — Выбор ТТ в ОРУ 110 кВ

Цепь трансформатора связи.

Проверка по вторичной нагрузке.

Перечень необходимых измерительных приборов в цепях элементов РУ выбираем согласно /3, табл.4 -24/. Размещение приборов для трансформатора связи показано на рисунке 11.

Рисунок 11 — Схема включения измерительных приборов трансформатора связи Единственный измерительный прибор в данном случае амперметр Э-377, установленный на фазе В с потребляемой мощностью обмотки 0,1 В^.А. l_расч=150 м.

Ом;

r_пр = 1,2 0,004 — 0,05=1,146

l = 150 м [3];

мм².

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Цепи отходящих линий.

Размещение приборов показано на рисунке 12.

Рисунок 12 — Схема включения измерительных приборов цепи отходящей линии Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (таблица 9).

Из таблицы 8 видно, что наиболее загружены ТТ фаз, А и С .

Таблица 8 — Перечень приборов в цепи отходящей линии

r_пр =6,6/25=0,264 Ом;

r_пр = 1,2 0,144 — 0,1=0,836 Ом;

l = 75 м /3/;

мм².

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Цепи обходного выключателя.

Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (рисунок 13).

Из таблицы 9 видно, что наиболее загружены ТТ фаз, А и С .

Рисунок 13 — Схема включения измерительных приборов цепи ОВ Таблица 2 — Перечень приборов в цепи обходного выключателя

Из предыдущего расчета: по условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

ТТ в цепи шиносоединительного выключателя включается на одну фазу, например В. К этому ТТ подключается один амперметр типа Э-377.

2.7.3.2 TT в цепях 10,5 кВ

Цепи отходящих линий.

I_max отходящих линий = 1241 А;

Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу 10, согласно /1/.

Таблица 3 — Выбор ТТ в цепях отходящих линий 10,5 кВ

Проверка по вторичной нагрузке трансформатора ТЛ-10У3−1500−0.5/10P. Размещение приборов показано на рисунке 14

Рисунок 14 — Размещение приборов в цепи отходящих линий 10,5 кВ Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (рисунок 14). Из таблицы 11 видно, что наиболее загружен ТТ фазы, А .

Таблица 4 — Перечень приборов в цепи отходящей линии

Ом;

Ом;

l = 403 м [3];

мм².

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Цепь секционного выключателя В цепи секционного выключателя (I_мах=2165 А) принимаем один ТТ типа ТЛ-10−3000 -0.5/10РУ3 в одну фазу, к которому подключается амперметр типа Э-377 (рисунок 11). По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Трансформаторы тока в токопроводе генератора.

I_max = 4124 А;

Завод укомплектовывает токопроводы ГРТЕ-10−5140−250 по заказу встроенными ТТ типа ТШВ-15Б-8000−0,2/10Р (по /1/). Эти трансформаторы тока не рассчитываются на стойкость к токам К.З., так как они рассчитаны на работу на шинах токопровода, которые будут рассчитаны ниже.

Проверка по вторичной нагрузке трансформатора ТШВ-15Б-8000.

Рисунок 15 — Размещение приборов в цепи генератора Определяем нагрузку по фазам для наиболее нагруженного ТТ (таблица 13). Из таблицы 13 видно, что наиболее загружен ТТ фазы, А иС.

Таблица 5 — Перечень приборов в цепи генератора

r_пр =7,6/25=0,304 Ом;

r_пр = 1,2 0,304 — 0,1=0,796 Ом;

l = 403 м /3/;

мм².

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Трансформаторы тока на стороне 10,5 кВ трансформатора связи.

Устанавливаем также ТТ типа ТШВ-15Б-8000−0,2/10Р. Из приборов устанавливаем амперметр Э-377, ваттметр Д-335 и варрметр с двусторонней шкалой Д-335.

2.7.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются:

— по напряжению установки

U_уст U_ном;

— по конструкции и схеме соединения обмоток;

— по классу точности;

— по вторичной нагрузке

S₂ S_2ном,

где S_ном — номинальная мощность вторичной обмотки в выбранном классе точности; при этом надо иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединённых в звезду, следует взять суммарную мощность всех трёх фаз, а для соединённых по схеме открытого треугольника — удвоенную мощность одного трансформатора, ВА;

S₂ — нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к ТН, ВА.

Для упрощения расчётов нагрузку можно не разделять по фазам, тогда

Для упрощения расчётов сечение проводов принимают обычно по условию механической прочности (1.5 мм²) для медных жил и 4 мм² для алюминиевых жил.

2.7.4.1 ТН в цепях ОРУ 110 кВ

В РУ 110 кВ согласно целесообразно применить каскадные трансформаторы напряжения с масляной изоляцией типа НКФ.

Примем к установке трансформаторы типа НКФ-110−83У1 Трансформаторы имеют две вторичные обмотки: основную на В и дополнительную на 100 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 400 ВА. Для класса точности 3 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 1200 ВА

Проверка по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 14.

Таблица 6 — Перечень приборов на ТН 110 кВ

S₂ = ВА Видно, что условие S₂ S_2ном выполняется. Таким образом, ТН будут работать в выбранном классе точности 0.5.

Для соединения ТН с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2.5 мм² по условию механической прочности.

ТН на обходной системе шин ОРУ 110 кВ.

На ОСШ принимаем к установке, согласно /1/, один трансформатор напряжения типа ЗНОГ-110−79У3, к которому подключается один вольтметр типа Э-378 с мощностью потребления одной обмотки 2 ВА. Для соединения ТН с волтметром принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2.5 (мм²) по условию механической прочности.

2.7.4.2 ТН в цепях ГРУ 10,5 кВ

Цепь генератора.

В цепи комплектного токопровода ГРТЕ — 10−5140−250 /1/ установлен трансформатор напряжения типа ЗНОМ-10−63У2 /1/ .

СШ 10,5 кВ.

Устанавливаем ТН типа НОЛ.08−10УХЛ3 (по /1/).

Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 75 ВА, для класса точности 0,2 -50 ВА.

Проверка по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 16.

Таблица 14 — Перечень приборов на ТН на СШ 10,5 кВ

S₂ =11 ВА.

Видно, что условие S₂ S_2ном выполняется. Таким образом, ТН будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Для соединения ТН с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2.5 мм² по условию механической прочности.

2.7.5 Выбор сборных шин, ошиновки и изоляторов

Токоведущие части в открытых распределительных устройствах 35 кВ и выше

электростанций и подстанций обычно выполняются сталеалюминевыми проводами АС. В некоторых конструкциях открытых распределительных устройств (ОРУ) часть или вся ошиновка и сборные шины могут выполняться жёсткими из алюминиевых труб. Соединение трансформатора с закрытым устройством 6−10 кВ или с КРУ 6−10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. Все соединения внутри ЗРУ 6−10 кВ, включая сборные шины, выполняются жёсткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения.

2.7.5.1 Сборные шины и ошиновка ОРУ 110 кВ

Сборные шины

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае трансформатора связи:

I_max = 463 А.

Согласно /2/ принимаем АС-185/24, q = 187 мм², d = 18,9 мм, I_доп = 520 А, r₀=d/2=9,45 мм.

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.

Проверка шин на схлёстывание не производится, так как I_{п, 0}⁽³⁾ = 14,916 кА 20 кА.

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

Проверка по условиям. Учитывая, что на ОРУ 110 кВ расстояние между проводами меньше, чем на ВЛ, проведём поверочный расчёт.

Начальная критическая напряжённость электрического поля, кВ/см, согласно /3/:

Ео = ,

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m = 0.82;

r₀ — радиус провода, см.

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода, кВ/см

Е =

где U = 121 кВ, так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 1,1 U _ном;

Dср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз

Dср = 1.26 D,

D — расстояние между соседними фазами, см.

Ео = кВ/см;

Е = кВ/см.

Провода не будут коронировать, если выполняется условие:

1.07 Е 0.9 Ео.

1.07 17,4 = 18,6 кВ/см 0.932,5 = 29,25 кВ/см.

Таким образом, провод АС-185/24 по условиям коронирования проходит.

Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора связи до сборных шин выполняем гибкими проводами.

Сечение выбираем по экономической плотности тока j_эк = 1 А/мм²:

q_эк = I_max /(1,4j_эк)= 331 мм².

Принимаем один провод АС-330/30 в фазе, наружный диаметр 24,8 мм, допустимый ток 730 А.

Проверяем провода по допустимому току

I_max = 463 A < I_доп = 730 А.

Проверку на термическое действие тока КЗ не производим.

Проверку на коронирование также не производим, так как выше было показано, что провод АС-185/24 не коронирует, значит провод АС-330/30 не коронирует тем более.

Ошиновка линний.

Ошиновку линий выполним проводами АС-185/24.

2.7.5.2 Выбор токоведущих частей на напряжении 10,5 кВ

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбирается, поэтому выбор производится по допустимому току.

Imax = 4124 А.

От выводов генератора до фасадной стены гланого корпуса токоведущие части выполняются комплектным токопроводом. Выбираем по /1, таблица 9−13/ комплектный токопровод ГРТЕ-10−5140−250 на номинальное напряжение 10,5 кВ, номинальный ток 5140 А с динамической устойчивостью 250 кА.

Изоляцией в комплектных токопроводах служит обычно воздух. Тип применяемых проводников — трубчатый.

Комплектный токопровод выбирается:

— по напряжению установки: U_уст U_ном

— по номинальному току: Imax Iном;

— по электродинамической стойкости: iу iдин.

Сравнение расчётных и каталожных данных приведём в таблице 17.

Таблица 7 — Выбор комплектного токопровода

Сборные шины Предполагаем, что СШ будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника с расстояниями между фазами а_х=а_у=0,8 м и пролетом l=2 м. Выбор шин производим по току самого мощного присоединения — генератора ТФ-60−2. I_НОМ=4,12 кА, I_{раб.макс}=4,12/0,95=4,34 кА.

СШ по экономической плотности тока не выбираются, поэтому сечения шин выбираем по допустимому току.

Принимаем шины коробчатого сечения, алюминиевые, двухполосные 2(125 556,5) мм, высота h=125 мм, ширина полки b=55 мм, толщина шины с=6,5 мм, сечение (21 370)мм²;

I_{раб.макс}=4340 А I_доп = 4640 А.

Проверяем шины на термическую стойкость.

С=88 в соответствии с /3, таблица 3−12/:

q_min = мм² < 21 370 мм²,

значит шины термически устойчивы.

Проверка шин на механическую стойкость.

Расчетную формулу для определения напряжения в материале шин от взаимодействия фаз _ф принимаем по /3, таблица 4−3/, ударный ток на шинах 10,5 кВ i_у=186 кА.

Момент сопротивления сечения двух срощенных шин W_y0-y0=100 см², тогда

Мпа.

Сила взаимодействия между швеллерами по /3, 4−19/:

Н/м.

Принимая, согласно /3/, W_П=W_y-y=9.5 см³ и _доп=70 МПа, определяем максимальное расстояние между прокладками:

м.

Число прокладок в пролете

.

Принимаем три прокладки.

Выбор изоляторов.

Выбираем опорные изоляторы ОФ-10−4250 кв. Проверяем их по допустимой механической нагрузке. Максимальная сила, действующая на изгиб

Н.

Поправка на высоту коробчатых шин

;

F_расч=k_hF_И=1,2 913 924=17080 Н.

Из каталога /3/ F_разр=42 500 Н. F_расч= 17 080 Н0,6F_разр=25 500 Н — изолятор проходит по механической прочности.

Выбираем проходной изолятор П-10/5000−4250:

U_Н=10 кВ; I_H=5000 A> I_{раб.макс}=4340 А; F_разр=42 500 Н.

Проверяем проходной изолятор на механическую прочность

F_расч=0,5F_И=0,513 924=6962<0,6 F_разр,

т.е. выбранный изолятор удовлетворяеи требуемым условиям.

Выбор токоведущих частей в цепи генераторов Ошиновка от СШ до разъединителей, от разъединителей до выключателя и от выключателя до фасадной стены турбинного отделения выполняется жесткими шинами. Принимаем шины коробчатого сечения с горизонтальным расположением фаз, расстояние между ними а=0,8 м, пролет l=2 м.

Выбираем сечение шин по экономической плотности тока:

j_эк = 1 А/мм²:

q_эк = I_Н /j_эк =4120/1=4120 мм².

Принимаем шины коробчатого сечения 2(150 657) мм сечением 21 785 мм². Общее сечение, равное 21 785=3570 мм², меньше расчетного на

что допустимо.

Согласно /1/, I_дл.доп=5650 А; I_{раб.макс}=4340 А I_доп = 5650 А.

Проверку на термическую устойчивость не производим, ввиду незначительного нагрева, как это показал расчет СШ.

Проверка на механическую прочность.

Расчетным током является ток КЗ со стороны системы и второго генератора I_{п, 0}=36.563 кА.

i_у=100,8 кА.

Сила взаимодействия между фазами

Н/м Напряжение в материале шин при W=W_y0-y0=167 см³ /3, таблица П3−3/:

МПа.

Сила взаимодействия между двумя швеллерами по /3, 4−19/:

Н/м.

Принимая, согласно /3/, W_П=W_y-y=14,7 см³ и _доп=70 МПа, определяем максимальное расстояние между прокладками:

м.

Так как l_П.макс получилось больше l, то в пролете прокладок не требуется.

Определим для проверки своих расчетов при l_{П.макс =} l:

МПа;

МПа, что меньше _доп=70 МПа.

Выбор изоляторов.

Выбираем опорные изоляторы ОФ-10−2000 кВ. С учетом поправки на высоту шин Расчетная сила

F_расч=k_hf_фl=1,35 289,42=781,4 Н.

Из каталога /3/ F_разр=20 000 Н. F_расч= 781,4 Н0,6F_разр=12 000 Н — изолятор проходит по механической прочности.

Выбираем проходной изолятор П-10/5000−4250:

U_Н=10 кВ; I_H=5000 A> I_{раб.макс}=4340 А; F_разр=42 500 Н.

Проверяем проходной изолятор на механическую прочность

F_расч=0,5f_фl=0,5289,42=289,4 Н <0,6 F_разр,

т.е. выбранный изолятор удовлетворяеи требуемым условиям.

Выбор кабеля в цепи отходящих линий 10,5 кВ.

Проверку производим

— по напряжению U_устU_н.каб.;

— по экономической плотности тока q_эк=I_раб/j_эк (j_эк=2,5 при Т_м5000 ч для кабелей с медными жилами и бумажной изоляцией /2/);

— по длительно допустимому току I_{раб. макс.}=1241 А I`_дл.доп,

где I`_дл.доп — длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей k₁ и на температуру окружающей среды k₂ /ПУЭ/,

I`_дл.доп= k₁ k₂ I_дл.доп.

Выбираем кабель марки СПУ (с медными жилами), U_н.каб =10 кВ, трехжильный.

Определяем экономическое сечение

q_эк=641/2,5=256,4 мм².

Принимаем трехжильный кабель 3240 мм².

По ПУЭ находим I_дл.доп=460 А (на жилу) для кабеля данного типа. k₂=1, k₁=0,9 при расстоянии между кабелями 300 мм, тогда

I`_дл.доп= 0,9 13 460=1242 А>1241 А.

Определим минимальное сечение для проверки на термическую устойчивость при КЗ (С=141 по /3,таблица 3−12/, В_К=105 МА²с из расчета выключателя)

q_мин=мм².

Принятое выше сечение проходит по термической устойчивости.

1. Крючков И. П., Кувшинский Н. Н., Неклепаев Б. Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. Пособие для электроэнергетических специальностей ВУЗов; под ред. Б. Н. Неклепаева — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергия, 1978. — 456 с.

2. В. В. Ершевич и др. Справочник по проектированию электроэнергетических систем; под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1985. -352 с.

3. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: учебник для техникумов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с.

4. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т./ Под общ. Ред. Федорова А. А. Т. 2. Электрооборудование. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 592 с.

5. Правила устройства электроустановок. — СПб.: Издательство ДЕАН, 2001. 928 с.