Расчет электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 180 МВт
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… Читать ещё >
Расчет электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 180 МВт (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
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. minCН — 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. maxCН -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.= (РгРн.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 | 10,5 | 10,5 | 0,5 | |||||
ТДНС-10 000/35 | 10,5 | 6,3 | 0,75 | |||||
ТРДНС-15 000/330 | 6,3−6,3 | 11/28 | 0,8 | |||||
ТРДНС-15 000/10 | 10,5 | 6,3−6,3 | 10,5/30 | 0,65 | ||||
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 | 10,5 | 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. | |
ТВФ-120−2У3 | 1809,58 | |||||
АТДЦТН-125 000/330/110 | 238,5 | 715,5 | ||||
ТДНС-10 000/35 | ||||||
РБДГ-10−2500−0,25У3 | 1,18 | 7,08 | ||||
ОРУ — 110 кВ | ||||||
КРУ — 10 кВ | ||||||
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. | |
ТВФ-63−2У3 | 2748,415 | |||||
ТВФ-32У3 | ||||||
АТДЦТН-125 000/330/110 | 238,5 | 715,5 | ||||
ТРДН-63 000/110 | ||||||
ТРДНС-15 000/10 | ||||||
ОРУ — 110 кВ | ||||||
РБ-10−1600−0,25У3 | 1,905 | 5,715 | ||||
КРУ — 10 кВ | ||||||
ТМ-4000/10 | 8,4 | 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.
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 = фРЗ+фСО,
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 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 = (ХГ1+ХТ1)(ХГ2+ХТ2)/(ХГ1+ХТ1+ ХГ2+ХТ2) = 0,3735;
ЕГРЭС = 1,092 т.к.
Произведём расчёт токов короткого замыкания в точке 1:
ХГ1,2 = ХТВ1,2+Х ТН1,2 + 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 = фРЗ+фСО = 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 | 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 | 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 | ||||
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 | 0,1 | 0,1 | 0,1 | ||
Ваттметр | Д-365 | 0,5 | 0,5 | |||
Варметр | Д-365 | 0,5 | 0,5 | |||
Счётчик активной энергии | И-675 | 2,5 | 2,5 | |||
Счетчик реактивной энергии | И-675М | 2,5 | 2,5 | 2,5 | ||
Суммирующий ваттметр | Н-395 | |||||
Варметр | Н-395 | |||||
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 | ||||||||
Ваттметр | Д-365 | 1,5 | |||||||
Варметр | Д-365 | 1,5 | |||||||
Счётчик акт. эн. | И-675 | 2 Вт | 0,38 | 0,925 | 9,7 | ||||
Ваттметр регистр. | Н-395 | ||||||||
Вольтметр регистр | Н-393 | ||||||||
Частотомер | Э-372 | ||||||||
Суммарная нагрузка | 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 | ||
ОРУ — 110 кВ | НКФ-110−57 | 110/v3 | 100/v3 | ||
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.
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.