Электрическая часть станций и подстанций. Технический проект ТЭЦ - 120 МВт

Главная схема электрических соединенийТЭЦ-120.dwg

Чертеж ГРУ - 10 кВ.dwg

Конструктивный чертеж ГРУ 10 кВ
выключателями ВВЭ-10
вентиляционный канал
привод к разъединитель
разъединитель заземл. ножами
спецификация наименование
техничекая характеристика размер

Электрическая часть станций и подстанций. Технический проект ТЭЦ - 120 МВт.doc

Выбор основного оборудования и разработка 2 структурных схем выдачи энергии
Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений
Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей и выбор реакторов
Выбор аппаратов ( высоковольтные выключатели разъединители разрядники и др.)
Выбор токоведущих частей ( токопроводы генераторов и трансформаторов шин)
Выбор типов релейной защиты ( генераторов трансформаторов шин отходящих ЛЭП и т.д. )
Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов
Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств имеющихся в проекте
Целью курсового проекта является разработка электрической станции. В данной работе проектируется ТЭЦ мощностью 120 МВт. Электростанции типа ТЭЦ предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Являясь как и КЭС тепловыми электростанциями они отличаются от последних использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства а также для отопления кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжение т. е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных.
В задании на курсовое проектирование указывалось: тип и мощность электростанции напряжения на которых осуществляется питание нагрузок связь с энергосистемой или другими электрическими станциями мощности потребляемые нагрузками схема энергосистемы. При выполнении нужно было решить следующие вопросы: разработать структурную схему и выбрать основное оборудование выбрать и обосновать главную схему соединений и схему РУ рассчитать токи к.з. выбрать контрольно-измерительные приборы.
Современная электроэнергетика базируется на трехфазном переменном токе с частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока объясняется большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока а также возможностью применения наиболее надежных простых и экономичных асинхронных электродвигателей по сравнению с электродвигателями других типов.
Электрическая часть каждой электростанции прежде всего характеризуется схемой электрических соединений на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты и аппараты электрической части станции и соединения между ними.
Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
1 Разработка структурных схем.
При проектировании электростанций до разработки главной схемы составляют структурные схемы выдачи электроэнергии. Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции состава оборудования (числа генераторов трансформаторов) и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения.
Поскольку в проектируемой ТЭЦ выдача энергии потребителям осуществляется на 2-х напряжениях то предусматривается сооружение наряду с ГРУ 10 кВ РУ 35 кВ . Генератор станции Г3 мощностью 63 МВт соединим в блок с повышающим трансформаторам что способствует уменьшению токов КЗ. Связь с энергосистемой осуществляется по линии 110 кВ. Для связи РУ высшего и среднего напряжения служат 2 трехобмоточных трансформатора.
2 Выбор числа и мощности генераторов.
При выборе генераторов необходимо обеспечить требуемую мощность проектируемой станции (ТЭЦ-120). Устанавливаем 3 генератора:
Каталожные данные выбранных генераторов
4 Выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи
Блочные трансформаторы соединяют генераторы с РУ. Расчетная мощность блочных трансформаторов определяется по выражению:
Мощность блочных трансформаторов выбирается:
Расчетная мощность трансформатора Т3 в блоке с генератором Г3:
Sс.н. = (сн%100)*Sг*kс
где сн% - расход на собственные нужды = 12%.
коэффициент kс = 0.8 – для газо-мазутной ТЭЦ.
Sс.н. = (10100)*78.75*0.8 = 6.3 МВА
Sрасч.т = 78.75 – 6.3 = 72.45 МВА
Sном = 80 МВА . Марка трансформатора Т3 – ТДЦ-80000110
Число трансформаторов связи определяется схемой прилегающего района энергосистемы. На станции устанавливаем два трансформатора связи. Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного генератора определяется:
Sт > Ргcos fг – Рг.н.максcos fср – Рснcos fcн – Рсмакс cos fс
Sт = 320.8 – 500.85 – 9.6 – 400.9 = -72.86 МВА
S1т = 0.7*72.86 = 51 МВА
Sном = 63 МВА . Марка трансформаторов Т1Т2 – ТДТН-63000110
Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения
Sт > Ргcos fг – Рг.н.минcos fср – Рснcos fcн
Sт = 1260.8 – 32.50.85 – 15.12 = 104.14 МВА
S1т = 0.7*104.14 = 72.9МВА
Sном = 80 МВА . Марка трансформаторов Т1Т2 – ТДЦ-80000110
Каталожные данные выбранных трансформаторов
Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений.
1 Определение числа присоединений в РУ.
Для каждой принятой схемы выдачи мощности определяем число присоединений в каждом РУ которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (n лэп) числа линий связи с системой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св) или питающих трансформаторов (nт) подключенных к данному РУ:
nп = nлэп + nсв + nт.св + nт
Количество отходящих линий определяется из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:
Рмакс – наибольшая мощность передаваемая на одну цепь МВт.
Для напряжения линии 110 кВ Рмакс =50 МВт.
nсв ³ 9050= 1.8 Принимаем число отходящих линий в РУ 110 кВ nлэп = 2.
Определим количество отходящих линий на напряжении 10 кВ:
nлэп = (10.7)*Pmax(3*Uн*(0.3-0.4)*cosf)
nлэп = 13.5 Принимаем число отходящих линий nлэп = 14.
2Выбор схемы распределительных устройств.
В РУ 110-220 с двумя не секционированными основными и третьей обходной системами шин отдельные обходные выключатели устанавливаются вне зависимости от числа присоединений. В случае применения одной секционированной системы сборных шин устанавливают отдельный обходной выключатель для каждой секции. При двух секционированных системах сборных шин число присоединений на каждую секцию оказывается обычно не более пяти-шести что позволяет применять для каждой секции один совмещенный шиносоединительный и обходной выключатель.
В РУ 6-10 кВ подстанции применяется схема с одиночной секционированной системой шин.
РУ 110 кВ – двойная система шин с обходной.
3 Выбор трансформаторов собственных нужд.
3.1 Выбор рабочих трансформаторов собственных нужд:
Необходимая мощность с.н. МВА:
Sс.н. ³ (сн%100)*Sг*kс
Где сн% - расход на собственные нужды = 12%.
Расчетная мощность рабочего трансформатора собственных нужд:
Расчетная мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока с генератором:
ТВФ-63-2У3: Sрасч.т ³ (12100)*78.75*0.8 = 7.56 МВА
Принимаем мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока с генератором Sрасч.т ³ 7.56 МВА Sном = 10 МВА марка трансформатора – ТДНС-1000035.
Для ТВС-32-У3: Sрасч.т ³ (12100)*40*0.8 = 3.84 МВА
Принимаем мощность рабочего трансформатора собственных нужд Sном = 6.3 МВА марка трансформатора – ТМНС-630010
3.2 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд.
Марка трансформатора – ТДНС-1000035.
4Технико-экономическое сравнение вариантов.
Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняется по следующим группам показателей: количество и мощность основного оборудования и коммутационных аппаратов (выключателей разъединителей и т.п.) потери генерирующей мощности и отходящим линиям капитальные затраты потери энергии и приведенные затраты.
Экономически целесообразный вариант определяется по минимуму приведенных затрат:
k – капиталовложения на сооружение электроустановки т.руб. (в данной работе из расчета исключены капвложения которые являются одинаковыми для всех вариантов);
Ен – нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений равный 0.12;
Ui – годовые эксплуатационные издержки.
Результаты расчета капиталовложений
ОРУ 110 кВ (1 ячейка)
Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Ua и расходы связанные с потерями энергии в трансформаторах РУ:
U = Ua + Uру = (Ра + Ро)*k100 + b*DЭ*10-5
где Ра и Ро – отчисления на амортизацию и обслуживание %.
Для электрооборудования 35-150 кВ Ра = 6.4 % Ро = 3%.
b - стоимость 1 кВт*ч потерянной энергии равная 0.8 копкВт*ч.
Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:
DЭ = DРхх*Т + DРкз*(SmaxSном)2* t
Потери энергии в трехобмоточном трансформаторе:
DЭ = DРхх*Т + DРкз*(SmaxВSномВ)2* tВ+ DРкз*(SmaxСSномС)2* tС+ DРкз*(SmaxНSномН)2* tН
Т – число часов работы трансформатора равное 8760 ч.
t - число часов максимальных потерь определяемое в зависимости от Тмакс = 6000 ч. t = 4500 ч.
DЭ11 = 0.085*8760+0.31*(44 80)2*4500 = 1166.6 МВт*ч.
DЭ12 = 2*0.053*8760+12*0.29*(44 63)2*4500 +12*0.29*(50 63)2*4500 +12*0.29*(6 63)2*4500 = 1663.5 МВт*ч.
DЭ1 =DЭ11+DЭ12 = 1166.6+1663.5 = 2830.1 МВт*ч.
DЭ2 =2*0.085*8760+0.31*(44 80)2*4500 = 2333.2 МВт*ч.
Годовые эксплуатационные издержки:
И1 = (6.4+3)100*1348.1 + 0.8*2830.1*103*10-5 = 149.4 тыс.руб.
И1 = (6.4+3)100*904.2 + 0.8* 2333.2 *103*10-5 = 103.7 тыс.руб.
Приведенные затраты:
З1 = 0.12*1348.1 + 149.4 = 311.2 тыс.руб.
З2 = 0.12*904.2 + 103.7 = 212.2 тыс.руб.
З2 З1 следовательно второй вариант экономически более выгоден.
(З1 – З2)З1*100% = 32 %
Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей и выбор реакторов
Для выбора аппаратов необходимо правильно оценить расчётные условия к.з.:
- составить расчётную схему
- наметить места расположения расчётных точек к.з.
- определить расчётное время протекания тока к.з.
Рис.4.1.Общая схема замещения.
1.Определим сопротивления схемы при базисной мощности Sб=100 МВ×А
Сопротивление генераторов:
X2 = X5 = 0.153*10078.75 = 0.194 о.е
Определим ЭДС генераторов:
Сопротивление трансформаторов:
X = (Uki%100)*SбSном
Т1Т2 X7=X8= (10.5100)*10080=0.131 о.е
ТСН и РТСН X1=Х6=Х13 = (8100)*(10010) = 0.8 о.е
X= (Xуд*L)*(SбUср.н**2)
X9 = (0.42)*50*(100115**2) = 0.076 о.е
X10 = 0.4*45*(100115**2) = 0.136 о.е
Сопротивление КЭС-1800: Е=1.13
*300ТГВ-300 Хг=0.195*100353=0.055 о.е
*ТДЦ-400000110 Хт=105100*100400=0.026 о.е
Х11=(Хг+Хт)6=0.014 о.е
Сопротивление ТЭЦ-120: Е=1.08
*ТВФ-63-2У3 Хг=0.153*10078.75=0.194 о.е
*ТДЦ-80000110 Хт=10.5100*10080=0.131 о.е
Х12=(Хг+Хт)4=0.083 о.е
ЛР – РБСД 10-2*1600-0.25 У3 X3=Х4= 0.25*10010.5 = 0.23 о.е
2.К.з. на шинах РУ 110кВ
Расчетные токи в ветвях.
Iб=Sб(√3*Uср.н)=100(√3*115)=0.502 кА
IКЭС=Е Х21* Iб=1.130.09*0.502=6.303 кА
IТЭЦ=Е Х22* Iб=1.080.219*0.502=2.476 кА
IГ1= IГ2=Е Х23* Iб=1.080.361*0.502=1.502 кА
Суммарный ток в точке КЗ.
IК1=IКЭС+IТЭЦ+IГ1+IГ2=11.78 кА
3К.з. на шинах генератора Г2
При расчётах будем использовать данные полученные при расчёте предыдущих режимов КЗ.
Найдём сопротивления Х31 Х32 Х33.
ХЭКВ=1(1Х21+1Х22+1Х23)=0.054
СГ1= ХЭКВ Х23=0.15СКЭС= ХЭКВ Х21=0.6СТЭЦ= ХЭКВ Х22=0.247
ХРЕЗ= ХЭКВ+ Х8=0.221
Х33= ХРЕЗ СГ1=1.473Х31= ХРЕЗ СКЭС=0.368Х32= ХРЕЗ СТЭЦ=0.895
Iб=Sб(√3*Uср.н)=100(√3*10.5)=5.5 кА
IКЭС=Е Х31* Iб=1.130.368*5.5=16.89 кА
IТЭЦ=Е Х32* Iб=1.080.895*5.5=6.637 кА
IГ1= Е Х33* Iб=1.081.473*5.5=4.033 кАIГ2= Е Х5* Iб=1.080.194*5.5=30.62 кА
IК1=IКЭС+IТЭЦ+IГ1+IГ2=58.18 кА
4 К.з. за трансформатором ТСН
Найдём сопротивления Х41 Х42 Х43 Х44.
ХЭКВ=1(1Х31+1Х32+1Х33+1 Х5)=0.103
СГ1= ХЭКВ Х33=0.07СКЭС= ХЭКВ Х31=0.28СТЭЦ= ХЭКВ Х32=0.115СГ2= ХЭКВ Х5=0.531
ХРЕЗ= ХЭКВ+ Х6=0.903
Х43= ХРЕЗ СГ1= 12.9Х41= ХРЕЗ СКЭС=3.225Х42= ХРЕЗ СТЭЦ=7.852Х44= ХРЕЗ СГ2= 1.701
Iб=Sб(√3*Uср.н)=100(√3*6.3)=9.164 кА
IКЭС=Е Х41* Iб=1.133.225*9.164=3.211 кА
IТЭЦ=Е Х42* Iб=1.087.852*9.164=1.26 кА
IГ1= Е Х43* Iб=1.0812.9*9.164=0.767 кАIГ2= Е Х44* Iб=1.081.701*9.164=5.818 кА
IК1=IКЭС+IТЭЦ+IГ1+IГ2=11.01 кА
5 К.з. за трансформатором РТСН.
ХЭКВ=1(1Х21+1Х22+1Х23+1 Х24)=0.047
СГ1= ХЭКВ Х23=0.13СКЭС= ХЭКВ Х21=0.522СТЭЦ= ХЭКВ Х22=0.215СГ2= ХЭКВ Х24=0.13
ХРЕЗ= ХЭКВ+ Х13=0.847
Х43= ХРЕЗ СГ1= 6.515Х41= ХРЕЗ СКЭС=1.623Х42= ХРЕЗ СТЭЦ=3.94Х44= ХРЕЗ СГ2=6.515
IКЭС=Е Х41* Iб=1.131.623*9.164=4.997 кА
IТЭЦ=Е Х42* Iб=1.083.94*9.164=2.512 кА
IГ1= Е Х43* Iб=1.086.515*9.164=1.519 кАIГ2= Е Х44* Iб=1.086.515*9.164=1.519 кА
IК1=IКЭС+IТЭЦ+IГ1+IГ2=10.55 кА
Выбор линейных реакторов
Imax1 = Smax(14*3*U) = 245 A (на одну линию)
Imaxр = 4*Imax1 = 980 A (на один реактор)
Xдо к.з = Uср.н3*Iпо = 10.5(3*58.18) = 0.104 Ом
Xтреб = Uср.н3*Iном.откл =10.53*20 = 0.3 Ом
Xтребр = Xтреб - Xдо к.з = 0.3 – 0.104 = 0.196 Ом
Исходя из Uном и Iном и Xтребр выбираем РБСД 10-2*1600 – 0.25 У3
Iпр = Uср.н3*(Xдо к.з + Xр) = 10.53*(0.104+0.25) = 17.12 кА
Проверка по току электродинамической стойкости
iуд=2×Ку×Iпр = 2*1.956*17.12 = 47.36 кА (для выбранного ЛР 49 кА)
Проверка по току термической стойкости
(Iт**2)*tт >(Iпр**2)*(tк+Та)
(Iт**2) >(17.12**2)*(1.5 + 0.23)8 > 66
Iт >8 (для выбранного ЛР 19.3 кА)
Определим остаточное напряжение
Uост% = (Xр*3IпоUном)*100%
Uост% = (0.25*3*17.1210)*100% = 74.1% > 70%
U= (Xр*3Imax*sinfUном)*100%
U = (0.25*3*980*0.5310)*100% = 2%
Т.о. выбранные линейные реактор удовлетворяет требуемым параметрам.
7 К.з. за линейным реактором
ХРЕЗ= ХЭКВ+ Х4=0.333
Х43= ХРЕЗ СГ1= 4.757Х41= ХРЕЗ СКЭС=1.189Х42= ХРЕЗ СТЭЦ=2.896Х44= ХРЕЗ СГ2=0.627
IКЭС=Е Х41* Iб=1.131.189*5.5=5.227 кА
IТЭЦ=Е Х42* Iб=1.082.896*5.5=2.051 кА
IГ1= Е Х43* Iб=1.084.757*5.5=1.249 кАIГ2= Е Х44* Iб=1.080.627*5.5=9.474 кА
IК1=IКЭС+IТЭЦ+IГ1+IГ2=18 кА
Электрические аппараты выбирают по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению (Uр Uн) роду установки (внутренняя наружная) и конструктивному исполнению.
По номинальному току (Iраб.макс Iн) выбираются те аппараты по которым протекают рабочие токи: выключатели разъединители отделители реакторы трансформаторы тока и предохранители.
Кроме того каждый аппарат в зависимости от его назначения дополнительно выбирается по ряду специфических параметров.
1 Выбор выключателей и разъединителей
По отключающей способности:
Учитывая быстродействие выключателя можно пренебречь затуханием периодической составляющей тока К.З. что упрощает расчёт и создаёт запас надёжности. Iпt= Iпо.
В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:
Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
Iat Iaном = √2*bном* Iотк.ном (5.2)
Где Iaном – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t;
bном – номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе.
Если условие Iпt Iотк.ном соблюдается а Iat > Iaном то допускается по отключающей способности производить по полному току:
√2* Iпt + Iat √2* Iотк.ном*(1+bном)(5.3)
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току КЗ:
Iпо Iпрс; Iу iпр.с(5.4)
Где Iпрс – действующее значение предельного сквозного тока КЗ;
iпр.с – амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ.
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:
Где Вк – тепловой импульс по расчету:
Вк = (Iпо)2*(tотк+Та) [кА2*с] (5.6)
Где IТ – предельный ток термической стойкости по каталогу;
tТ - длительность протекания тока термической стойкостис.
Выбор разъединителей:
По электродинамической стойкости – условие (5.4).
По термической стойкости – условие (5.5)
Выключатель в ОРУ 110 кВ:
Iном = Sном √ 3*Uном = 50*103√3*110 = 262.4 А
Iмакс = 14* Iнорм = 1.4*425.3 = 367.4 А
ВВБМ-110Б-31.52000У1
Вк = Вп + Ва =293.5 кА2*с
Iaном = √2*.31.5*1.32 =58.6 кА
IТ2*tТ = 402*3 = 4800 кА2*с
IТ2*tТ = 31.52*4 =3969 кА2*с
Выключатель 10.5 кВ в цепи генератора:
Iмакс = 105* Iном = 1.05*4.33 = 4.55 кА
Вк = Вп + Ва =7955 кА2*с
Iaном = √2*1.2*90 = 152.2 кА
IТ2*tТ = 902*4 =32400кА2*с
IТ2*tТ = 1002*4 =40000 кА2*с
Выключатель 6.3 кВ за трансформатором собственных нужд (ТСН):
Iмакс = Sном √ 3*Uном = 6.3*103√3*6.3 = 584.8 А
Вк = Вп + Ва =284.5 кА2*с
Iaном = √2*1.4*20 = 39.5 кА
IТ2*tТ = 202*3 =1200 кА2*с
Выключатель 6.3 кВ за резервным трансформатором собственных нужд (РТСН):
Вк = Вп + Ва =264.5 кА2*с
Выключатель 10.5 кВ за линейным реактором на (каждую линию):
Iмакс = 1.05*232 = 243.6 А
Вк = Вп + Ва = 435.2 кА2*с
В качестве секционных выключатей в ГРУ 10 кВ выбираем выключатели МГУ-20-906300У3 и разъединители РВРЗ-1-206300 У3.
Устройства которые обеспечивают не только защиту изоляции от перенапряжений но и гашение дуги сопровождающего тока в течение времени меньшего чем время действия релейной защиты называют защитными разрядниками.
Места установки разрядников:
В нейтрали трансформатора связи 110 кВ устанавливаем разрядники РВС60У1.
Устанавливаем разрядники на сторонах трансформатора связи:
На стороне ВН – РВМГ-110 МУ1;
На стороне НН – РВО-10 У1.
Выбор токоведущих частей.
Выбор сборных шин 110 кВ.
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются то принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах.
Imax = 50000(*110) = 262.4 A
Из табл.7.35.[3] принимаем АС-7072 : Iдоп=265 А; d=15.4 мм. Imax=262.4 Iдоп=265 А.
Проверка по условию коронирования по ПУЭ не производится.
Токоведущие части от выводов 110 кВ силовых трансформаторов до сборных шин выполняются гибкими токопроводами.
Сечение выбираем по экономической плотности тока:
jэ=1Амм² [таб4-1 стр.230(2)]
qэ = Imaxjэ = 262.41 = 262 мм²
Принимаем АС-24056. Проверка провода по допустимому току:
Imax=2624 Iдоп=610 А
Проверку на термическое действие и на коронирование не проводим.
Выбираем токопровод на участке для соединения генератора с фасадной стеной пофазно-экранированный токопровод генераторного напряжения ГРТЕ-10-85550-250 [3 стр.540] с Uном=10.5кВ Iном=5140А iдин=250кА по следующим условиям:
Uн ³ Up.max Uн ³ 10.5 кВ
Iн ³ Ip.max Iн ³ 4.33 кА
Iдин ³ iу iдин ³ 170кА
Следовательно токопровод выбран правильно.
Выбор токопровода между турбинным отделением и ГРУ производим по условиям:
По экономической плотности тока qэ=Iнормjэ
По допустимому току Iдоп³Ip.max
По термической при к.з. по условию:
где Qк – температура шин при нагреве током к.з. 0С;
Qк.доп – допустимая температура нагрева шин при к.з. 0C
Проверка на электродинамическую стойкость
Принимаем два несущих провода АС 50064 тогда сечение алюминиевых проводов должно быть
Qа = qэ – qас = 4330 – 2*500 = 3330 мм²
Число проводов А – 500
Принимаем токопровод 2 АС – 50064 + 6 A 500 диаметр d = 160 мм расстояние между фазами 3 м .
По допустимому току Iдоп = 2*945 + 6*980 = 7770 А ( Imax = 4330 )
Пучек гибких голых проводов имеет большую поверхность охлаждения поэтому на термическую стойкость не проверяем.
По условиям схлестывания
F = 15(I**2)п.оD*(10)-7 = 130 Нм
G = 9.8*(2*1.85 + 6*1.38 + 1.6) = 133 Нм
По диаграмме (4.9 -2) находим BF = 0.24 B = 0.24*2.5 = 0.6 м
Bдоп = (3 – 0.16 – 0.2)2 = 1.32
Схлестывание не произойдет т.к. b bдоп
Выбор сборных шин ГРУ производим по условиям
Проверка шин на электродинамическую стойкость
Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения 4040 мм
Принятое сечение 4040 4330 мм² на 6% что допустимо.
По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят:
Проверка шин на термическую стойкость:
Определим температуру шин до к.з.:
Qн=Q0+(Qдоп-Q0ном)(ImaxIдоп)2
где Q0 – температура окружающей среды (по ПУЭ Q0ном=250С – для воздуха)
Q0ном – номинальная температура окружающей среды 0С
Qдоп – длительно допустимая температура проводника 0С
Qн = 30+(70-25)(43308830)² = 400С
По Qн по [2 стр.198] определяем fн характеризующую тепловое состояние проводника к моменту начала к.з. fн=400С.
Величина характеризующая тепловое состояние проводника к концу к.з. будет:
где q – сечение шины мм²
k=0457×10-20СА²×с – коэффициент учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника [2 стр.196].
fк=40+0457×10-2×69192×10³4330²=41 А²×смм4
По [2] стр.197 находим к=41°С что значительно меньше допустимой температуры для алюминиевых шин (к.доп=200°С).
При коробчатых шинах частота собственных колебаний значительно больше чем у прямоугольных шин. Поэтому не учитываем механические колебания.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
Определяем силу взаимодействия между полюсами по:
где Wn = Wyy = 46.5 см³
sрасч=sф+sn=34+36=376 МПа sдоп=82.3 Мпа (Для алюминиевых шин )
Таким образом шины механически прочны.
Выбираем по [1] стр.284 опорные стержневые изоляторы С4-80IУХЛТ1 с Uном=10 кВ Uиспыт=80 кВ Fразр=4 кН Низ=190 мм. Проверяем по допустимой нагрузке. Максимальная сила действующая на изгиб:
Fрасч=9400 06×20000=12000 Н
Следовательно изолятор подходит по механической прочности.
Выбор токопровода от ТСН до РУ СН :
В этом случае применяется кабельное соединение.
qэ = Imaxjэ = 58417 = 343 мм²
Проверка кабелей при аварийных перегрузках
Iраб.max Iдоп.пред.=Nкб×Iдоп×К1×К2×К3
где Nкб – число параллельных кабелей;
К1 – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;
К2 – поправочный коэффициент на число рядов проложенных в землю кабелей;
К3 –коэффициент перегрузки;
Выбираем кабель с медными жилами 2(1240) с Iдоп=375 А.
Принимаем К3=1 К1=087 К2=111
Iраб.max= 584 Iдоп.пред=2×375×087×111×1=724 А
Проверяем на термическую стойкость:
Для кабелей с медными жилами с=118
Кабель по термической стойкости проходит.
Выбор типов релейной защиты.
Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента от неповрежденной системы путем воздействия на выключатель; выявление опасных и ненормальных режимов.
Для генераторов устанавливаем следующие виды защит:
Продольная дифференциальная токовая защита от всех видов кз в обмотках и на выводах генератора блока.
Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени от симметричных перегрузок.
Поперечная дифференциальная защита.
Защита статора от замыканий на землю
На силовых трансформаторах связи устанавливаются следующие виды защит:
Защита от однофазных замыканий в обмотках трансформатора и всех видов кз на выводах и ошиновке СН – продольная дифзащита с реле типа ДЗТ.
Защита от повреждений внутри бака сопровождающихся выделением газа - газовая защита с тремя газовыми реле для кожухов трансформатора.
Защита от однофазных замыканий в регулировочных блоках устройства РПН - токовая защита нулевой последовательности.
Защита от всех видов кз на выводах и ошиновке НН – дифференциальная токовая защита с реле типа ДЗТ.
Защита от внешних кз на землю – токовая трехступенчатая защита нулевой последовательности.
Защита от многофазных замыканий на землю на стороне НН – максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению.
Защита от симметричных перегрузок – максимальная токовая защита в однофазном исполнении.
На ОРУ 110 кВ (сборные шины):
Дифзащиты от междуфазных и однофазных кз.
Устройство резервирования отказа выключателей.
Токовые защиты от замыканий между фазами от двойных замыканий на землю и двухфазных замыканий на землю.
Линии напряжением 110 кВ:
Дистанционная трехступенчатая защита от всех видов междуфазных кз
Токовая направленная трехступенчатая защита нулевой последовательности от кз на землю.
Устройство резервирования отказа выключателей для отключения выключателей смежных с отказавшими.
Контроль за режимом работы основного оборудования на электростанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающих и регистрирующих). Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаться в различных цепях и различных местах – на центральном пульте управления на главных щитах управления на блочных щитах управления и на местных щитах.
Однако для большинства случаев рекомендуется установка следующих измерительных приборов в цепях электроизмерительных приборов в цепях электростанции.
Место установки приборов
Амперметр в каждой фазе вольтметр ваттметр варметр счетчик активной энергии датчики активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр амперметр и вольтметр
Перечисленные приборы устанавливаются на основных щитах управления (БЩУ или ГЩУ).
На групповом щите турбины устанавливаются ваттметр частотомер в цепи статора (если нет БЩУ) и вольтметр в цепи возбуждения.
При наличии БЩУ на ЦЩУ устанавливаются ваттметр и варметр
На ЦЩУ устанавливаются частотомер суммирующие ваттметр и варметр.
В цепи генератора устанавливаются осциллограф и приборы синхронизации.
Амперметр вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр
Амперметр ваттметр и варметр с двусторонней шкалой.
Трансформатор собственных нужд
Амперметр ваттметр счетчик активной энергии.
На блочных ТЭС приборы устанавливаются на вводе 10.5В.
Амперметр ваттметр варметр фиксирующий прибор используемый для определения места КЗ расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях.
На каждой секции или системе шин
Вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер вольтметр и суммирующий ваттметр; приборы синхронизации: два частотомера два вольтметра синхроноскоп; осциллограф.
На шинах 110 кВ устанавливается по одному осциллографу на секцию.
Сборные шины генераторн. напряжения
Вольтметр регистрирующие приборы: частотомер вольтметр .
Шины 6.3 кВ собственных нужд
Общие приборы с переключением на любую секцию или систему шин
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений
Шиносоединительный выключатель
Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений требуемых для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформаторы тока выбираются:
По напряжению установки: Uном ³ Uуст;
По току:I1ном ³ Iнорм;I1ном ³
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности.
По конструкции и классу точности;
По электродинамической стойкости:
где Iу – ударный ток кз по расчету;
Kэд – кратность электродинамической стойкости по каталогу;
I1ном – номинальный первичный ток трансформатора тока
Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются.
По термической стойкости:
Где Вк – тепловой импульс по расчету;
kт – кратность термической стойкости по каталогу;
tт – время термической стойкости по каталогу.
По вторичной нагрузке:
Где Z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока;
Z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ-10-85550-250 [3 стр.540] с то выбираем трансформаторы тока встроенные в токопровод: ТШ-20-100005 и ТШ-20-15Б-800055
Вк = Вп + Ва =7955 кА2*с
Iт2*tт = 1602*3 =76800 кА2*с
Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке пользуясь схемой включения (рис. 4.107 [2]) и каталожными данными приборов определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора.
Вторичная нагрузка трансформатора тока:
Счетчик активной энергии
Амперметр регистрирующий
Ваттметр регистрирующий
Ваттметр (Щит турбины)
Из таблицы видно что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.
Общее сопротивление приборов:
rприб = SприбI22 = 1425 = 0.56 Ом.
Допустимое сопротивление проводов:
rпр = Z2ном – rприб – rк = 1.2 – 0.56 – 0.1 = 0.54 Ом
Для генератора 60 МВт применяется кабель с алюминиевыми жилами ориентировочная длина 40 м трансформаторы тока соединены в полную звезду поэтому lрасч = l тогда сечение :
q = r* lрасч rпр = 0.0283*400.54 = 2.1 мм2.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
На трансформаторах связи выбираем.
Imax =50*103√3*110 = 262.4 А
Вк = Вп + Ва =293.5 кА2*с
Iт2*tт = (26)2*3 =2028 кА2*с
ТВТ – 10 - 1 – 60005
Imax = 50*1033*10 = 2887A
(k1*I1ном)2*tт = (28*6.)2*3 = 43200 кА2*с
На трансформаторах собственных нужд применяются невстроенные трансформаторы тока:
Выбираем ТЛК–10-4 –4005
Imax = 6.3*1033*10 = 368.42A
Вк = Вп + Ва =284.5 кА2*с
(k1*I1ном)2*tт = (31.5)2*3 = 2976 кА2*с
Для выключателей ОРУ 110 кВ применяются невстроенные трансформаторы тока.
Выбираем ТФЗМ 110Б – 1 – 6005
Imax = 50*1033*110 = 262.4 A
Выбор измерительных трансформаторов напряжения.
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величины 100 или 1003 и для отделения цепей управления и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформаторы тока выбираются по:
- Напряжению установки: Uуст Uном;
- Конструкции и схеме соединения обмоток;
- Вторичной нагрузке: S2S Sном.
В цепи комплектного токопровода установлен трансформатор напряжения типа ЗОМ-1(6)10 и ЗНОМ-6(10). Проверим трансформатор ЗНОМ-6(10) по вторичной нагрузке. Подсчет нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице:
Общая потребляемая мощность
Датчик активной мощности
Датчик реактивной мощности
Выбранный трансформатор ЗНОМ-6(10) имеет номинальную мощность 75 В*А в классе точности 0.5 необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом S2S = 40.1 Sном = 75 В*А трансформатор будет работать в выбранном классе точности.
ОРУ 110 кВ: НКФ – 110-83У1.
Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств.
Проектируемая ТЭЦ имеет два распределительных устройства высокого напряжения выполненные на открытом воздухе:
Выбор исполнения обусловлен тем что при напряжении 35-110 кВ и выше стоимость наружных РУ ниже стоимости соответствующих внутренних РУ вследствие меньшего объема строительных работ (необходимы лишь подготовка площадки устройство дорог сооружение фундаментов и установка опор в связи с этим уменьшается время сооружения). В открытых РУ легче выполняются расширение и реконструкция все аппараты доступны для наблюдения. В тоже время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье занимают значительно большую площадь чем ЗРУ а аппараты на ОРУ подвержены запылению загрязнению и колебаниям температуры.
Сборные шины и ошиновку выполняют неизолированными сталеалюминиевыми проводами на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жесткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах.
Жесткие шины позволяют применить более простые несущие конструкции уменьшить занимаемую площадь и высоту ОРУ. Однако стоимость жестких шинных конструкций выше стоимости гибких шин а также для их крепления требуются более дорогие и менее надежные опорные изоляторы. Поэтому на проектируемой станции сборные шины и ошиновка выполненены неизолированными сталеалюминиевыми проводами.
Площадка ОРУ ограждается от остальной территории станции внутренним забором высотой 1.6 м – сплошным сетчатым решетчатым.
ОРУ 110 кВ выполненное по схеме двух основных шин с обходной. В ОРУ устанавливаются воздушные выключатели
ВВБМ-110Б-31.52000У1 и разъединители РНД3-110У100.
В ГРУ 10 кВ используются ячейки КРУ с вакуумными выключателями типа ВВЭ. Выбранное ГРУ на ударный ток 300 кА выполнено одноэтажным пролет здания 18 м имеется 2 прохода. В центральной части здания расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей далее следуют ячейки генераторных трансформаторных и секционных выключателей групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения . У стены здания расположены ячейки КРУ. Имеется 2 подземных кабельных тунеля и 1 вентиляционный канал. Ячейки ГРУ рассчитаны на установку выключателей МГ – 20 шаг ячеек 3 м .