Расчет электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 180 МВт

 

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 МВ*А, cosj = 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 МВ*А, cosj = 0,8., xd = 1,199, n = 3000 об/мин., Цена: 268 тыс. у.е.),

ТВФ-32У3 (UН = 10,5 кВ, S =40 МВ*А, cosj = 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:

.расчт.= (åРг - Рн.minНН - Рн.minCН - 2Рсн)/cosj =

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

Определяем расчётную нагрузку автотрансформаторов связи в режиме максимальных нагрузок:

.расчт.= (åРг - Рн.maxНН - Рн.maxCН -2Рсн)/cosj =

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

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

авар.расчт.= (Рг - Рн.maxНН - Рн.maxСН - Рсн)/cosj =

=(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%:

тр-ра = Sном (0,60,7)ном.= Sтип./kВЫГ.

где Sтип. - типовая мощность обмоток автотрансформатора, равная протекающей мощности самого тяжёлого режима;ВЫГ. - коэффициент выгодности автотрансформатора:ВЫГ.= 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-125000/330/110.

Данные трансформатора заносим в таблицу 2.

Вариант №2:

Выбор автотрансформаторов производим аналогичным способом что и для первого варианта:

режим минимальных нагрузок:

.расчт.= (åРг - Рн.minНН - Рн.minСН -- Рсн)/cosj =

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

режим максимальных нагрузок:

.расч.= (åРг- Рн.maxНН -Pсн)/cosj= =(263 - 30 - 10,1)/0,8 = 107,4 МВА.

аварийный режим:

авар.расчт.= (Рг - Рн.maxНН - Рн.maxСН - Рсн)/cosj =

=(63 - 30 - 41,2 - 10,1)/0,8 = - 22,9 МВА.тр-ра = 116,750,6/0,66 = 106,1 МВА.

Выбираем автотрансформатор связи типа: АТДЦТН-125000/330/110.

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:

тр-ра = 0,6 (åРг - 2Pсн) /cosj = 0,6 (322 - 22,6)/0,8 =44,1 МВА.

Принимаем стандартную ближайшую мощность и выбираем трансформатор типа: ТРДН-63000/110.

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;СН - коэффициент, учитывающий расходы на СН, %.

Для варианта №1

выбираем два трансформатора типа ТДНС-10000/35

Резервный трансформатор СН выбираем по условию:

выбираем трансформатор с расщеплённой обмоткой ТРДНС-15000/330.

Для варианта №2

- для ГРУ

выбираем трансформатор с расщеплённой обмоткой ТРДНС-15000/10.

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-15000/330. Поскольку в каталожных данных типовых трансформаторов с такими параметрами нет, то они будут изготавливаться на заводе по специальному заказу (трансформаторы ТРДНС-15000/330 и ТРДНС-15000/10).

Данные трансформаторов заносим в таблицу 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 Номинальные данные выбранных трансформаторов

ТипНоминальное напряжениеПотери, кВтUкз%Iхх%Цена, тыс. у.е.ВНННPххPкзТРДН-63000/11011010,55024510,50,5110ТДНС-10000/3510,56,3126080,7543ТРДНС-15000/3303306,3-6,38018011/280,8120ТРДНС-15000/1010,56,3-6,32511510,5/300,6568ТМ-4000/1010,56,35,233,57,50,98,4

Таблица 1.2 Номинальные данные автотрансформатора

ТипНоминальное напряжениеПотери, кВтUкз%Iхх%Цена, тыс. у.е.ВНСНННPxxPкз(в-н)В-СВ-НС-НАТДЦТН -125000/330/11033011010,51003451035240,45238,5

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 + b?Э10-5,

где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание

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

?Э - потери энергии, кВТч;

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

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:

?Э = ?РххТ + ?Рк(Sm/Sном)2?,

Потери в автотрансформаторе:

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

+ ?Рк.нн (Sm.нн/Sн.нн)2?,

где - ?Рхх - потери холостого хода, кВт;

?Рк - потери короткого замыкания, кВт;ном - номинальная мощность трансформатора, МВА;- максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

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

? - число часов максимальных потерь (? = 4500 ч.).

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

Таблица 2.1 Вариант №1

№ п/пНаименование оборудованияСтоимость единицы оборуд., тыс. у.е.Кол-во, шт.СтоимостьИтого, тыс. у.е.1ТВФ-120-2У335027001809,582АТДЦТН-125000/330/110238,52715,53ТДНС-10000/354321294РБДГ-10-2500-0,25У31,1867,085ОРУ - 110 кВ4241686КРУ - 10 кВ15990

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

Таблица 2.2 Вариант №2

№ п/пНаименование оборудованияСтоимость единицы оборуд., тыс. у.е.Кол-во, шт.СтоимостьИтого, тыс. у.е.1ТВФ-63-2У326825362748,4152ТВФ-32У325025003АТДЦТН-125000/330/110238,52715,54ТРДН-63000/11011023305ТРДНС-15000/106822046ОРУ - 110 кВ4262527РБ-10-1600-0,25У31,90535,7158КРУ - 10 кВ15121809ТМ-4000/108,4225,2

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-10000/35:

?Э = 2128760+1/260 (10/10)24500 = 345240 кВТч;

) потери энергии в автотрансформаторах АТДЦНТ - 125000/330/110:

?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 = 21008760 + 1/2(172,5(116,75/125) 2 + 172,5(116,75/125) 2 +

+261,4(116,75/125) 2)4500 = 2942242,5 кВтч.

) издержки на эксплуатацию:

И = (6,4 + 3) 1809,58/100 + 0,8(345240+2942242,5)10-5 = 231 тыс. у.е.

) приведённые затраты:

З1 = 0,1251809,58 + 231 = 457,2 тыс. у.е.

Произведём расчёт приведённых затрат для второго варианта схемы:

1) потери энергии в трансформаторах ТРДН-63000/110:

?Э = 2508760+1/2245(44,1/63)24500 = 1146112,5 кВТч;

) потери энергии в трансформаторе ТРДНС-15000/10:

?Э = 258760+115 (12,6/25)24500 = 350453,3 кВТч;

) потери энергии в трансформаторах ТМ-4000/10:

?Э = 25,28760+1/233,5(3,2/4)24500 = 139344 кВТч;

) потери энергии в автотрансформаторах АТДЦНТ - 125000/330/110:

?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 = 21008760 + 1/2(172,5(116,75/125) 2 + 172,5(116,75/125) 2 +

+261,4(116,75/125) 2)4500 = 2942242,5 кВтч.

) издержки на эксплуатацию:

И = (6,4 + 3)2748,415 /100 + 0,8(1146112,5 + 350453,3 + 139344 +

+2942242,5)10-5 = 294,98 тыс.у.е.

) приведённые затраты:

З2 = 0,1252748,415 + 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-400000/330.

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.

) 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.

) ударный ток

у = ?2*Ку*Inо;

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

) периодическая составляющая тока к.з. в момент времени

? = ?РЗ+?СО,

где ?РЗ - время действия релейной защиты (?РЗ =0,01 с);

?СО - 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.:

ном = Рном/(?3*Uср.н соs?н).

Если IПО /Iном < 1, то принимаем Ini = IПО.

)апериодическая составляющая тока к.з. в момент времени ?:

а? = ?2* IПО *е-?/?а.

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:

ПО1= 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.Уc1 = ?2 1,1471,78 = 2,89 кА;Уc2 = ?2 2,171,78 = 3,45 кА;Уг1 = iУг2 = ?2 0,561,965 = 1,55 кА;У = 2,89+3,45+21,55= 11,44 кА;

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

Для того чтобы определить ?СО, 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 ?СО = 0,04 с.:

? = ?РЗ+?СО = 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=0,95Г1,2 = 0,950,56 = 0,52 кА,

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

IniC2 = IПОC2 = 2,17 кА.= 1,147+2,17+20,52 = 4,357 кА.

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

iа?С1 = ?21,147е-0,05/0,04 = 0,46 кА,а?С2 = ?22,17е-0,05/0,04 = 0,88 кА,а?Г1,2 = ?20,56е-0,05/0,04 = 0,46 кА,

Максимальное значение апериодической составляющей тока к.з.:

КС1 = ?2 IniC1 + iа?С1 = ?21,147+0,46 = 2,08 кА,КС2 = ?22,17+0,88 = 3,94 кА,КГ1,2 = ?20,52+0,65 = 1,38 кА.К= 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. = 4åРНОМ./Uном. = 48 / 6,3 = 5,08 кА.

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

1. периодическая составляющая тока в момент времени ?:

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

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

1. ударный ток:

iу.под. = ?2КуInо = ?21,655,08 = 11,8 кА.

1. апериодическая составляющая тока к.з.:

iаt = ?2Inоe- t/Tд = ?25,08е-0,1/0,05 =0,97 кА,

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

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

iК. = ?2Inоe- t/Taд + iаt = ?25,08е-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.:

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

) термическая стойкость: заводом гарантирована термическая стойкость=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.ИсточникIб, кАIno, кАInt, кАIat, кАiу, кАiК, кАК1Система 11,671,1471,1470,462,892,08Система 22,172,170,885,453,94Генератор 1,20,560,520,651,551,38Суммарный4,444,357-11,447,4К2Система 15,0262,22,21,8864,98Система 24,274,273,6511,629,67Генератор 1,22,031,951,745,524,5Суммарный10,5310,37-28,723,65К3Система52,5519,919,99,6654,337,7Генератор 13,313,312,529,27,2Генератор 239,432,340,311085,8Суммарный62,655,1-173,5130,7К4Система91,753,63,62,989,88,06Генератор 10,60,60,621,661,466Генератор 27,15,1123,1918,510,4Нагрузка5,088,30,9711,86Суммарный16,3817,6-41,7625,9К5Система52,555,35,33,214,4110,67Генератор 10,90,90,542,41,8Генератор 210,57,96,428,617,54Суммарный16,77,03-45,4114,98

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

.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 данныеКаталожные данныеВыключательРазъединитель Iраб.max, кАIном, кАIном, кАUу, кВUном, кВUном, кВInt, кАIотк, кА-?2*Int + iat, кА?2*Iотк*(1+bн), кА-iу, кАiп.св, кАiп.св, кАInо, кАIп.св, кА-Вк = I2nо*(tотк + Та), кА2*сВт = I2t*tt, кА2*сВт = I2t*tt, кА2*с

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;
• bн - 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 данныеКаталожные данныеВыключатель МГУ 20-90/9500-УЗРазъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗIраб.max =7,22 кАIном = 9,5 кАIном = 8 кАUу = 10 кВUном = 20 кВUном = 20 кВInt = 55,51 кАIотк = 90 кА-?2*Int + iat = 130,7 кА2*Iотк*(1+bн) = 145 кА-Iу = 173,5 кАiп.св =300 кАiп.св = 320 кАInо = 62,6 кАIп.св = 105 кА-Вк = 690,85 кА2*сВт=I2t*tt =8547 кА2*сВт=I2t*tt=15625 кА2*с

Таблица 4.3 Выбор выключателей для КРУ-10 кВ

Расчётные данныеКаталожные данныеВМПЭ-10 3200-20 У3Iраб.max = 2,06 кАIном = 3,2 кАUу = 10 кВUном = 10 кВInt = 7,03 кАIотк = 20 кА?2*Int + iat = 14,98 кА2*Iотк*(1+bн)= 35,94 кАIу = 22,73 кАiп.св =52 кАInо = 16,7 кАIп.св = 20 кАВк = 64,1 кА2*сВт = I2t*tt = 3970 кА2*с

Таблица 4.4 Выбор выключателей за ТСН

Расчётные данныеКаталожные данныеВМПЭ 11-1250-20 ТЗIраб.max = 1,1 кАIном = 1,25 кАUу = 6,3 кВUном = 11 кВInt = 17,6 кАIотк = 20 кА?2*Int + iat = 25,9 кА2*Iотк*(1+bн) = 35,94 кАIу = 41,76 кАiп.св =52 кАInо = 16,38 кАIп.св = 20 кАВк = 46,9 кА2*сВт = I2t*tt = 3200 кА2*с

Таблица 4.5 Выбор аппаратов для ОРУ-110 кВ

Расчётные данныеКаталожные данныеВыключатель ВЭК-110-40/2000 У1Разъединитель РНДЗ.1-110/2000 У1Iраб.max = 1,5 кАIном = 2 кАIном = 2 кАUу = 110 кВUном = 110 кВUном = 220 кВInt = 10,37 кАIотк = 40 кА-?2*Int + iat = 23,65 кА?2*Iотк*(1+bн)=35,36 кА-Iу = 28,7 кАiп.св =102 кАiп.св = 100 кАInо = 10,53 кАIп.св = 40 кА-Вк = 23,3 кА2*сВт = I2t*tt = 3200 кА2*сВт = I2t*tt= 1600 кА2*с

Таблица 4.6 Выбор аппаратов для ОРУ-330 кВ

Расчётные данныеКаталожные данныеВыключатель ВГУ-330Б-40/3150 У1Разъединитель РНДЗ.1-330/3200 У1Iраб.max = 0,5 кАIном = 3150 АIном = 3,2 кАUу = 330 кВUном = 330 кВUном = 330 кВInt = 4,36 кАIотк = 40 кА-?2*Int + iat = 7,4 кА?2*Iотк*(1+bн)= 32,48кА-iу = 11,44 кАiп.св =102 кАiп.св = 160 кАInо = 4,44 кАIп.св = 40 кА-Вк = 18,2 кА2*сВт = I2t*tt = 3200 кА2*сВт = I2t*tt= 3970 кА2*с

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/?3Uн.

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:

1. ток самого мощного присоединения (трансформатора 200 МВт):

Imax = 200/?3110 = 1,05 кА;

1. 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/?3330 = 0,35 кА;

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

) 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:

1. Imax = 0,35 кА.
2. qэ = 350/1 = 350 мм2; принимаем провод АС-600/72: Iдоп = 920 А.
3. проверяем сечение по длительно допустимому току:

Imax = 350 А < Iдоп = 920 А.

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

) Imax = 1,05 кА.

) qэ = 1050/1 = 1050 мм2; принимаем провод 2хАС-600/27:доп = 920 А.

) 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-20-10000/5, 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/(?3210,50,8) = 1,03 кА,МАХ = 1,11,03 = 1,133 кА.

Выбираем двухполосные плоские алюминиевые шины 2(606),доп = 1350 А.

Выбранные шины необходимо проверить по:

1. 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.

1. 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]):= 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;П = 2b = 20,6 = 1,2 см;

П - масса полосы, определяется по сечению q, плотности материала шин (для алюминия 2,710-3 кг/см2) и длине l = 100 cм.П = 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 = 1,110000/(?360,8) = 1325 А.

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

1. механические напряжения:

sqmax = (0,05 +27,2) =27,25 Мпа ?sдоп.= 75 МПа.

Выбранное сечение удовлетворяет условиям механической прочности.

Также выберем опорные изоляторы И4-80 УХЛ3.

6. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

.1 Защиты блока генератор-трансформатор

1. продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ - 562;
2. продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ - 562;
3. защита напряжения нулевой последовательности - от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;
4. газовая защита трансформатора - от замыкания внутри кожуха трансформатора;
5. 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;
6. токовая защита с пуском по минимальному напряжению - резервная от симметричных КЗ;
7. защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания в землю;
8. максимальная токовая защита от симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;
9. цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;
10. односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени - для защиты генератора.

6.2 Защита автотрансформаторов (АТ)

1. от всех видов КЗ в обмотках всех сторон АТ и на его выводах - продольная дифференциальная токовая защита;
2. 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;
3. от замыканий внутри кожуха АТ, устройства РПН АТ, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла - газовая защита;
4. от замыкания на землю со стороны НН АТ защита напряжения нулевой последовательности, действующая на сигнал;
5. 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);
6. от внешних КЗ на землю в сети с большим током замыкания на землю - токовая направленная защита нулевой последовательности;
7. от перегрузок - МТЗ с использованием тока одной фазы;
8. в качестве пускового датчика - устройства тушения пожара н АТ - токовая защита нулевой последовательности с заземляющим проводом.

6.3 Защиты трансформаторов собственных нужд

1. от повреждений внутри кожуха и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ - 562;
2. от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла - газовая защита;
3. от внешних КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) - 2) - МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
4. от перегрузки - МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.

6.4 Защита шин

1. 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;
2. на обходном выключателе устанавливается трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;
3. на обходном выключателе - четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;
4. на шиносоединительном выключателе - двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;
5. на шиносоединительном выключателе - трёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

6.5 Защита ЛЭП

1. высокочастотная защита;
2. 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 точности1) 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 - 675М1,5 1,5 1,5 2,5 1,0 2,0Регистрирующие приборыЧастотомер Суммирующий ваттметр ВарметрН - 397 Н - 395 Н - 3952,5 1,5 1,5Ротор:Амперметр Вольтметр Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителяЭ - 377 Э - 377 Э - 3771,5 1,5 1,5Регистрирующие приборыЧастотомер Суммирующий ваттметр Варметр Н - 397 Н - 395 Н - 3952,5 1,5 1,52) Автотрансформатор связи.Амперметр Ваттметр Варметр с двухсторонней шкалой Э - 377 Д - 365 Д - 3651,5 1,5 2,53) Трансформатор собственных нужд.Сторона питания:Амперметр Ваттметр Счётчик активной энергииЭ - 377 Д - 365 И - 6751,5 1,5 1,04) Сборные шины 110 кВВольтметр для измерения междуфазного напряжения и регистрирующий вольтметр Э - 3771,55) Пускорезервный трансформатор (ПРТСН)Амперметр Ваттметр Счётчик активной энергииЭ - 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 ? Кдин?2*I1ном,

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

По вторичной нагрузке: ?2 ? ?2ном.

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-20-10000/5

Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в табл. 7.2

Таблица 7.2

ПриборТипКол-воПотребляемая мощность, В·АФаза АФаза ВФаза САмперметрЭ-35030,10,10,1ВаттметрД-36510,50,5ВарметрД-36510,50,5Счётчик активной энергииИ-67512,52,5Счетчик реактивной энергииИ-675М12,52,52,5Суммирующий ваттметрН-39511010ВарметрН-3951101010Суммарная нагрузка26.112,626,1

Наибольшая нагрузка приходится на ТТ фаз А и С Sприб = 26,1 В·А

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

Тогда rпр = Z2 ном - r приб - r к,

где rк - сопротивление в контактах, Ом;пр - сопротивление соединительных проводов, Ом;2 ном - номинальная нагрузка, Ом.пр = 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 (? = 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

ПриборТипSобм, В·АЧисло паралл. катушекcos?sin?Число приборовОбщая мощностьР, ВтQ,ВарВольтметрЭ-377211012ВаттметрД-3651,521026ВарметрД-3651,521013Счётчик акт. эн.И-6752 Вт20,380,925149,7Ваттметр регистр.Н-39510210120Вольтметр регистрН-39310110110ЧастотомерЭ-372311026Суммарная нагрузка519,7

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 установкиТипНапряжения обмотокUном, кВ первичнойUном, В вторичнойUном, В дополнительнойОРУ - 330 кВ НКФ-330-73330/?3100/?3100ОРУ - 110 кВ НКФ-110-57110/?3100/?3100КРУ-10 кВЗНОЛ.0610/?3100/?3100:3 или 100

Таблица 7.5 Выбор трансформаторов тока

Место установкиТипРасчетные данные цепиКаталожные данныеОРУ - 330 кВТФУМ-330 А 500/5-У1Uр=330 кВ Iр.мах=500 А Iу=11,44 кА Вк=….кА2*сUном=330 кВ Iном=500 А Iдин=49,5 кА Вт=745 кА2*сОРУ - 110 кВ ТФЗМ-110 Б-III 1500/5-У1Uр=110 кВ Iр.мах=1500 А Iу=28,7 кА Вк=….. кА2*сUном=110 кВ Iном=1500 А Iдин=158 кА Вт=13872 кА2*сЦепь трансформатора собственных нужд (НН)ТПЛК-10 1500/5-У3Uр=6 кВ Iр.мах=1100 А Iу=41,76 кА Вк=…… кА2*сUном=10 кВ Iном=1500 А Iдин=74,5 кА Вт=15038 кА2*сКРУ-10 кВТЛ-10-II 2000/5-У3Uр=10 кВ Iр.мах=1600 А Iу=45,41 кА Вк=…… кА2*сUном=10 кВ Iном=2000 А Iдин=128 кА Вт=4800 кА2*сКРУ-10 кВ (секционный выключатель)ТЛ-10-II 1000/5-У3Uр=10 кВ Iр.мах=800 А Iу=45,41 кА Вк=…… кА2*сUном=10 кВ Iном=1000 А Iдин=128 кА Вт=4800 кА2*с

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-125000/330/110. 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

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергия, 1980.
2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоиздат, 1989.
3. Мазуркевич В.Н., Свита Л.Н. Методические указания по курсовому проектированию по курсу «Электрическая часть электрических станций». - Мн.: БГПА, 1982.
4. Неклепаев В.Н. Электрическая часть электростанций. - М.: Энергия, 1976.
5. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - М.: Энергия, 1974.
6. Руцкий А.И. Электростанции и подстанции. - Мн.: Выш. школа, 1974.

ВВЕДЕНИЕ Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электрической энергии. По особенностям основного технол

Больше работ по теме: