Электрическая часть станций и подстанций. Технический проект ТЭЦ - 90 МВт

Главная схема ТЭЦ 90.dwg

xААШвУ-10(3x150) Iдоп=275 А l=1.3 км
АД31Т 50x5 Iдоп=665 А
На сборке возбуждения
Главная схема электрических электрических соединений ТЭЦ - 90 МВт
ФПУ-6400 СМК-110e3-0.0064 ВЗ-630-0.5У1

Технический проект ТЭЦ - 90 МВт.DOC

Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи
Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы
электрических соединений.
Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и
Выбор токоведущих частей.
Выбор типов релейной защиты.
Выбор измерительных приборов.
Выбор конструкции и описание всех распределительных
устройств имеющихся в проектк.
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.
В городах поселках и на крупных предприятиях электрические сети строятся на напряжение 1ОкВ и реже 6кВ. Напряжения 35 и 11ОкВ применяются для связи электростанций между собой при небольших расстояниях и в распределительных сетях при питании потребителей от мощных станций. Напряжения 220 330 и 500кВ применяются для связи мощных электростанций между собой передачи больших мощностей на дальние расстояния а также для межсистемной связи.
ТЭЦ как правило сооружаются в городах рабочих поселках и при крупных промышленных предприятиях т. е. в центре тепловых и электрических нагрузок. Поэтому большая часть генераторов ТЭЦ присоединяется непосредственно к сборным шинам генераторного напряжения 6-10кВ от которых отходят линии для питания местных потребителей т. е. промышленных предприятий и городских трансформаторных пунктов ТП. С этих же сборных шин питаются и трансформаторы собственных нужд при наличии избыточной мощности на ТЭЦ последняя передается в энергосистему с помощью повышающих трансформаторов связи сборных шин повышенного напряжения и линий электропередачи ВЛ. В случае дефицита (недостатка) генерирующей мощности последняя поступает из энергосистемы через те же трансформаторы связи.
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.
Проектируемая ТЭЦ мощностью 90 МВт работает в энергосистеме которая представлена КЭС-1200.
Исходные данныеТаблица 1.1
Макс. нагр. На РУМВт
Расходы на собственные нужды принимаем равными 10%.2. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии.
1 Выбор числа и мощности генераторов ТЭЦ – 90.
Число и мощность генераторов на ТЭЦ выбираем в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок.
При выборе числа и мощности генераторов ТЭЦ присоединенных к шинам генераторного напряжения руководствуемся следующими соображениями:
-с целью снижения токов к.з. число генераторов присоединенных к ГРУ не должно быть меньше двух и больше четырёх;
-ударный ток к.з. на шинах генераторного напряжения должен быть не более 300 кА поэтому для ТЭЦ с выбранными генераторами по 32МВт приходится выполнять предварительный расчет токов к.з.;
-суммарная мощность генераторов присоединенных к шинам генераторного напряжения должна превышать мощность выдаваемую с этих шин потребителям.
Принимая во внимание выше изложенное выбираем три генератора которые присоединяются к ГРУ.
Ксн% - коэффициент собственных нужд.
Учитывая вышесказанное и мощность проектируемой ТЭЦ – 90 МВт выбираем три генератора мощностью по 32 МВт.
Выбранные генераторы ТЭЦ – 90. Таблица 2.1
2 Выбор числа и мощности трансформаторов ТЭЦ-90.
Предварительная структурная схема ТЭЦ-90 изображена на рис.1.
Число и мощности выбираемых трансформаторов зависят от их назначения схемы энергосистемы схемы включения генераторов количества РУ на каждом из напряжений. Два трансформатора при этом выбираем трёхобмоточными.
Трансформаторы Т1 и Т2 на ТЭЦ служат для связи ОРУ высокого напряжения 110кВ с ОРУ-35кВ и ГРУ-10кВ и электроснабжения потребителей среднего напряжения. Два параллельно работающих трансформатора связи устанавливаем с целью резервирования питания потребителей 10кВ и 35кВ.
Рассчитываем два режима минимальных и максимальных нагрузок:
) режима минимальных нагрузок
где Pmin 10 Qmin 10 – минимальная активная и реактивная нагрузка на
Pном.г.i Qном.г.i – активная и реактивная нагрузка i-го генератора
Pс.н. Qс.н. – активная и реактивная нагрузка собственных нужд
n – количество генераторов на станции.
) режима максимальных нагрузок при отключении одного из генераторов
где Pmax 10 Qmax 10 – максимальная активная и реактивная нагрузка на
При аварийном отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора (наложение аварий) перегрузка оставшегося в работе трансформатора не должна превышать 40%.
В связи с обратимым режимом работы трансформаторов связи предусматриваем устройства для регулирования напряжения нагрузкой (РПН) на стороне высшего напряжения (ВН).
Определяем мощность одного трансформатора:
По результатам расчетов принимаем Т1-Т2 – трёхобмоточные трансформаторы типа ТДТН- 63000110 мощностью 63 МВА. Паспортные данные трансформаторов сведены в таблицу.
Паспортные данные главных трансформаторов варианта №1. Таблица 2.2
Характеристики трех- обмоточных трансформаторов типа ТДТН 63000110
Напряжения обмоток кВ
Мощность короткого замыкания Pкз кВт
Мощность холостого хода Pх кВт
Для проведения технико-экономического сравнения вариантов произведём разработку ещё одной структурной схемы.
Предварительная структурная схема ТЭЦ-90 изображена на рис.2.
Выбираем трансформаторы Т2 в режиме максимальных нагрузок:
где Pmax 35 Qmax 35 – максимальные соответственно активная и реактивная
нагрузки на стороне 35 кВ
Определяем мощность одного трансформатора по формуле 3.2
По результатам расчетов принимаем Т2 – двухбмоточные трансформаторы типа ТДНС- 1600035 мощностью 16 МВА.
Выбираем трансформаторы Т1
)режима минимальных нагрузок
Pmin 35 Qmin 35 – минимальная активная и реактивная нагрузка на
Pmax 35 Qmax 35 – максимальная активная и реактивная нагрузка на
Знак минус указывает на то что происходит потребление мощности из системы и первый режим самый нагруженный выбор мощности трансформаторов ведем из мощности Smax1.
Определяем мощность одного трансформатора по формуле 2.3
По результатам расчетов принимаем Т1 – двухбмоточные трансформаторы типа ТРДН- 40000110 мощностью 40 МВА.
Паспортные данные трансформаторов варианта №2. Таблица 2.3
Характеристики двух- обмоточных трансформаторов типа ТРДН 40000110
Характеристики двух- обмоточного трансформатора типа ТДНС 1600035
Выбираем трансформаторы собственных нужд:
где Sнг – номинальная мощность генератора МВА;
Кс – коэффициент спроса.
Выбираю три трансформатора типа ТМ – 400010 его данные заношу в таблицу.
Паспортные данные трансформаторов собственных нужд. Таблица 2.4
Характеристики трех- обмоточных трансформаторов типа ТМ 400010
Технико-экономическое сравнение структурных схем.
Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняются по следующим группам показателей которые должны быть определены для каждого варианта:
)количество и мощность основного оборудования и коммутационных аппаратов;
)потери генерирующей мощности и отходящих линий при различных аварийных и ремонтных режимах;
)капитальные затраты;
) потери энергии и приведенные затраты.
Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:
РН - нормативный коэффициент экономической эффективности
И – годовые эксплуатационные издержки тыс. руб.
Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования и расходов связанных с потерями энергии в трансформаторах ТЭЦ:
где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание %;
ΔЭ – потери энергии кВтч;
– стоимость 1 кВтч потерянной энергии =08 коп.кВтч;
Для электрооборудования напряжением 35 150 кВ: Pa=64%; P0=3%.
Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:
Потери энергии в трёхобмоточном трансформаторе:
где ΔРхх – потери холостого хода кВт;
ΔРкз – потери короткого замыкания кВт;
Sн – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sм – максимальная нагрузка трансформатора МВА;
Т – число часов работы трансформатора 8760 ч;
– число часов максимальных потерь принимаем равным =3300 ч.
Для определения капиталовложений составляем схему распределительных устройств при этом схемы должны удовлетворять следующим требованиям:
)Повреждение или отказ секционного шиносоединительного выключателя а также совпадения отказа или повреждения одного из выключателей с ремонтом любого другого недолжны привадить к отключению более двух блоков и линий если при этом сохраняется устойчивая работа энергосистемы или её части.
)Отключение присоединений должно производится: ЛЭП – не более чем двумя выключателями; энергоблоков трансформаторов связи трансформаторов собственных нужд – не более тремя выключателями РУ каждого напряжения.
)Должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей 110 кВ и выше без отключения соответствующих присоединений.
Составляем схему для первого варианта:
Число присоединений на стороне 110 кВ.
так как у нас питание от системы производится двумя параллельными линиями и два трансформатора то:
где nлэп – число присоединений к линии 110 кВ;
nт – число присоединений к трансформатору.
Выбираем схему питания четырехугольника.
Число присоединений на стороне 35 кВ.
Число присоединений от линий определяем по формуле
Pл – наибольшая передаваемая мощность линией 35 кВ принимаем равной
Общее число присоединений равно:
Число присоединений на стороне 10 кВ.
Pл принимаем равной 5 МВт
Число присоединений линий напряжением 10 кВ разбиваем на три секции по три присоединения и присоединяем их к каждому генератору соединяя их с генераторным распределительным устройством через линейный реактор.
Для определения точного числа присоединений к ГРУ 10 кВ необходимо составить схему. Составляем схему с учетом выбранного выше числа присоединений и типов распределительных устройств.
Полное число присоединений на стороне 10кВ n=15
Составляем схему для второго варианта:
Полное число присоединений на стороне 10кВ n=17
Составляем таблицу куда заносим основное оборудование и коммутационные аппараты двух вариантов.
Основное оборудование двух вариантов. Таблица 3.1
Трансформаторы силовые
Трансформаторы собственных нужд
Распределительные устройства
Оборудование ГРУ 10 кВ
Расчёт технико-экономических показателей 1-го варианта.
Определяем максимальную мощность которая проходит по высшей стороне:
где S - суммарная мощность выдаваемая генераторами
Sм.н.н – мощность нагрузки на низшей стороне напряжения;
Sм.н.с - мощность нагрузки на средней стороне напряжения;
Sм.с.н - мощность собственных нужд.
Мощность приходящая на один трансформатор:
Определяем максимальную мощность которая проходит по среднюю сторону:
Определяем максимальную мощность которая проходит по низшую сторону трансформатора :
По формуле 3.4 определяем потери энергии в трёхобмоточном трансформаторе:
Определяем годовые эксплуатационные издержки по формуле 3.2:
Расчёт технико-экономических показателей 2-ой схемы:
Определяем потери энергии в двухобмоточном трансформаторе ТРД
Находим максимальную мощность проходящую через трансформаторы:
Максимальная мощность проходящую через один трансформатор:
Определяем потери энергии в двухобмоточном трансформаторе ТДНС
Находим максимальную мощность проходящую через один трансформатор:
Так как И1=3499 И2 =44102 то выбираем вариант схемы 1 и все последующие расчеты производим для неё.
Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей.
Сопротивление элементов электрических цепей может быть задано в именованных величинах и в процентах или относительных величинах. Для того чтобы схему замещения можно было преобразовать к простейшему виду необходимо привести параметры элементов схемы к одной какой-либо ступени напряжения или выразить эти параметры в единых масштабах. Последнее в установках напряжением выше 1000 В удобнее всего производить с помощью системы относительных единиц (о.с.). Чтобы получить относительное значение какой-либо величины нужно поделить ее на величину принятую за единицу измерения. При этом за единицу измерения или как принято называть за базисную величину может быть принято любое количественное значение параметра соответствующей размерности.
Сущность системы о.е. заключается в том что все фигурирующие в расчетах величины - сопротивления X токи I напряжения U и мощность S - выражаются не в обычных единицах (Ом А кВ МВА) а в долях от принятых за базисные единицы .
Базисные величины связаны между собой законом Ома: и уравнением мощности .
Из четырех базисных единиц только две выбираются произвольно а две другие получаются из указанных соотношений.
Относительное значение любой величины при выбранных базисных условиях определяется по формуле:
где - значение величины в именованных единицах;
- базисное значение этой же величины.
Звездочка * указывает что величина выражена в о.е. индекс б - что она приведена к базисным условиям.
Используя выражение (1.1) для определения сопротивления в о.е. получим:
где X - заданное индуктивное сопротивление Ом .
Обычно относительные сопротивления элементов (генераторов двигателей трансформаторов и реакторов) задаются при номинальных условиях т.е. за базисные величины прияты номинальные. Их величины определяются по выражению (1.2) где базисные величины заменяются соответствующими номинальными т.е.
Чтобы вести расчет в о. е. необходимо все ЭДС и сопротивления элементов схемы выразить в о.е..
Схема замещения может быть составлена точно т.е. с учетом действительных коэффициентов трансформации участвующих трансформаторов или приближенно когда номинальное напряжение всех элементов находящихся на одной ступени трансформации принимают одинаковым и равным средненоминальному ( ) для данной ступени в соответствии со следующей шкалой: 765; 515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 20; 18; 1575; 138; 105; 63; 315; 069; 0525; 04; О23; О127 кВ. В дальнейшем будем пользоваться приближенным приведением.
Для удобства расчетов за базисную мощность желательно принимать величину кратную десяти или кратную установленной мощности генерирующих источников расчетной схемы.
За базисное напряжение при приближенном приведении принимают средненоминальные напряжения ступеней .
Расчётные выражения для определения приведённых значений сопротивлений:
трансформатор ; (4.4)
линия электропередачи ;4.6)
ЭДС генератора определяется по формуле:
- базисная и номинальная мощность МВА ;
- относительные сопротивления элементов схемы ;
- удельное сопротивление 1 км линии для воздушных принимается равным О4 Омкм для кабельных - 08 Омкм;
- напряжение КЗ трансформатора в процентах;
- среднее номинальное напряжение кВ
Сопротивления элементов схемы приведенные к базисным условиям наносим на схему замещения. Для этого каждый элемент в схеме замещения обозначаем дробью: в числителе ставим порядковый номер элемента а в знаменателе - значение относительного индуктивного сопротивления. ЭДС элементов придаются порядковые номера и указываем величину в о.е.
Для системы КЭС – 1200 примем условно 4 генератора:
Найдем сопротивление генераторов в относительных единицах по формуле 1.3:
ЭДС генератора принимаем по таблице 3.2 2 Е=113
Также примем 4 трансформатора:
Найдем сопротивление трансформатора в относительных единицах по формуле 1.4:
Схема замещения КЭС – 1200 будет иметь вид:
Преобразовываем схему сопротивление генераторов и трансформаторов соединены последовательно и между собой ветви соединены параллельно и имеют равные сопротивление тогда эквивалентное сопротивление будет равно:
Эквивалентное ЭДС генератора вычисляется по формуле:
но так как у нас ЭДС всех генераторов одинакова то Еэ=113. Получили преобразованную схему.
Определяем сопротивление линии по формуле 1.6:
Определяем сопротивление трансформатора по 1.4
-находим сопротивление высшей обмотки:
-находим сопротивление средней обмотки:
-находим сопротивление низшей обмотки:
Сопротивление генератора ТЭЦ определяем по формуле 1.3
ЭДС принимаем равным Е”*ном= 108
Выбираем реактор ячейки ВМП – 10К выбираем из следующих соображений что
Iр≥07Iнг т.е. Iр≥12 А. Выбираем реактор типа РБДГ -
Пересчитываем сопротивление в относительные единицы по формуле1.5:
Выбираем линейный реактор по следующему условию Iр≥Iнг т.е.
Выбираем реактор типа РБГ -
Определяем сопротивление трансформатора собственных нужд по 1.4
Составляем схему замещения:
Рассчитываем ток короткого замыкания в точке КЗ1:
) Сопротивление х2 последовательно с
) Так как схема симитрична то :
С учетом этик преобразований получим схему:
) х22 последовательно х23:
) х24 последовательно х13 и параллельно с х25:
) х26 последовательно х27:
Определяем базисный ток с помощью которого переведем ток короткого замыкания с относительных единиц в действительные:
Определяем периодическую составляющую тока от Е1:
Ток в действительных единицах:
Определяем ударный ток этой ветви:
где Куд – ударный коэффициент принимается по Таблице 3.6 [ 1 ].
Система связанная со сборными шинами где рассматривается КЗ воздушными линиями напряжением 100-150 кВ Куд=1608÷1717 принимаю Куд=17. Значение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Та=002÷003.
Номинальный ток системы приведенный к ступени КЗ:
Расчётное время для выключателей типа ВГT-110 =0035+001=0045с.
Апериодическая составляющая тока КЗ определится из выражения
Находим отношение по [рис. 3.1 4] в зависимости от и отношения находим отношение отсюда выразим Iп=Iп0
Определяем периодическую составляющую тока от ТЭЦ:
Определяем ударный ток этой ветви по формуле 4.11 Куд=1935 принимаю Куд=17 значение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ принимаем равной Та=015.
Находим отношение по [рис. 3.1 4] в зависимости от и отношения находим отношение отсюда выразим Iп=089Iп0=1682
Определяем полный ток действующий в точке короткого замыкания:
Данные по точка КЗ заносим в таблицу.
Принимаем выключатель на сторонне 35 кВ типа ВВУ-35 расчётное время для выключателей принимаем равным =007+001=008с.
Принимаем выключатель на сторонне 10 кВ в цепи генератора типа МГГ-10-4000-45У3 расчётное время для выключателей =015+001=016с.
Принимаем выключатель на сторонне 6 кВ типа ВВТП-10-10630У3 расчётное время для выключателей =015+001=006с.
Принимаем выключатель на сторонне 10 кВ в цепи нагрузки типа ВВЭ-10-201000У3 расчётное время для выключателей =005+001=006с.
Выключатель - это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования :
- надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);
- быстрота действия;
- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения;
- возможность пофазного управления для выключателей 110 кВ и выше;
- легкость ревизии и осмотра контактов;
- взрыво- и пожаробезопасность;
- удобство транспортировки и эксплуатации.
Основными характеристиками выключателя являются: номинальные ток и напряжение отключающая способность т. е. наибольший ток который выключатель способен надежно отключить при восстанавливающемся номинальном напряжении сети.
Разъединителем называется аппарат предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения при отсутствии в них тока. При ремонтных работах разъединителем осуществляется надежный видимый разрыв между частями оставшимися под напряжением и аппаратом выведенным в ремонт. Контактная система разъединителей не имеет дугогасительных устройств поэтому при отключении больших токов возникает устойчивая дуга которая может привести к аварии в распределительном устройстве. Прежде чем оперировать разъединителем цепь должна быть обесточена с помощью выключателя.
Выбор выключателей производится по:
) по напряжению установки
) по длительному току ; ;
) по отключающей способности.
В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию
Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ
где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ; - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе (по каталогам); - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ; - наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов:
; здесь =001с - минимальное время действия релейной защиты; - собственное время отключения выключателя.
Если условие соблюдается а то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:
) по включающей способности: ;
) на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ: ;
где - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу ; - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.
) на термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:
где - тепловой импульс тока КЗ по расчету ; - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу ; - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу с.
Выбор разъединителей производится:
) по напряжению установки ;
) по конструкции роду установки;
) по электродинамической стойкости ;
где -- предельный сквозной ток КЗ (амплитуда и действующее значение)
) по термической стойкости
где Bk -- тепловой импульс тока КЗ по расчету ; - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу ; - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу с.
Для выбора аппаратов произведём сначала расчёт токов продолжительного режима т.е. токов нормальной работы и токов максимальных нагрузок на основных участках.
На напряжении 110 кВ:
На напряжении 35 кВ:
где ; -номинальные параметры.
Термический импульс
-на напряжении 110кВ:
-на напряжении 35 кВ:
-на напряжении 10 кВ шины генератора:
-на напряжении 6 кВ за трансформатором собственных нужд:
-на напряжении 10 кВ за нагрузкой:
Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 110кВ Таблица5.1
Данные разъединителя
= =· 40·(1+ 04) =792 кА
Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 35 кВ Табл.5.2
= ==· 40·(1+ 03) = 735 кА
Выбор выключателей и разъединителей в цепи генераторов Таблица 5.3
Выбор выключателя в цепи реактора Таблица 5.4
Выбор выключателей в цепи ТСН Таблица 5.5
Для защиты от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений изоляции оборудования применяют следующие виды ограничителей перенапряжений производства предприятия «Таврида Электрик» ОПН – 110; ОПН – 35;ОПН -10.
ОПН устанавливаются в РУ до 330 кВ на сборных шинах и присоединяются к ним совместно с ТН через общий разъединитель. Кроме того они устанавливаются на вводах высшего среднего напряжения трансформаторов (автотрансформаторов) удаленных от РУ на расстояние более 16 м.
Для защиты трансформаторов напряжения применяются предохранители типа ПКТ-101-10-2-315 и ПКТ -101-6-2-40 ([2] табл.54).
На отходящих линиях 110 кВ устанавливаются аппараты высокочастотной обработки (конденсаторы связи типафильтры присоединения ОФП-4 и заградители ВЗ-500). Высокочастотная обработка выполняется на двух фазах. Для ЛЭП 110 кВ.
Выбираем сборные шины 10 кВ: сечение выбираем по допустимому току. Сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника с расстояниями между фазами 08 м и пролётом =2 м. Выбор производим по току самого максимального режима.
Определяем максимальный ток который может протекать по сборным шинам:
Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения 2×2440. Со следующими размерами: высота =175 мм ширина полки =80мм толщина с=8 мм.
Выбор токоведущих частей в цепи ГРУ: ошиновка от сборных шин до разъединителей от разъединителей до выключателя и от выключателя до стены ГРУ выполняется жёсткими шинами. Принимаем шины коробчатого сечения фазы расположены горизонтально на расстоянии а=08 м пролёт =2м.
Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения 2×1370. Со следующими размерами: высота =125 мм ширина полки =55 мм толщина с=65 мм.
От выводов генератора до сборных шин 10 кВ: выполняем жесткими шинами. Определяем максимальный ток:
Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения 2×695. Со следующими размерами: высота =75 мм ширина полки =35 мм толщина с=45 мм.
Выбираем токоведущую часть от шин ГРУ 10 кВ до трансформатора собственных нужд:
Определяем максимальный ток
Из табл.7.2.[3] принимаем АС-20527; q=205 мм²; dпр =198 мм; dс.сер =66 мм; А. Проверка шин на схлёстывание не производится т.к. Sп.о.4000МВ×А
Проверка по условию коронирования по ПУЭ не производится.
От трансформаторов ТДТН 63000110 к сборным шинам 35 кВ: сечение выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах. Сечение выбираем по экономической плотности тока:
где jэ – экономическая плотность тока [таблица 4.1 стр.230(2)]
Определяем максимальный ток который будет протекать в нормальном режиме по токопроводу:
Принимаем АС-40022; q=394 мм²; dпр =266 мм; dс.сер =6 мм; А. Фазы расположены горизонтально на расстоянии 3м.
Выбираем сборные шины 35 кВ: сечение выбираем по допустимому току. Выбор производим по току самого максимального режима.
Из табл.7.2.[3] принимаем АС-40022; q=394 мм²; dпр =266 мм; dс.сер =6 мм; А. Проверка шин на схлёстывание не производится т.к. Sп.о.4000МВ×А
Проверка по условию коронирования по ПУЭ не производится. Расстояние между фазами принимаем 15 м.
Выбор шин 110 кВ: принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах. Максимальная нагрузка будет в режиме когда нагрузка 10 кВ и 35 кв будет минимальна т. е.
Определяем ток протекаемый при этой нагрузке:
Определяем сечение токопроводов по экономической плотности тока:
Принимаем АС-24039 =216 мм dс.сер =8 мм; А. Проверка шин на схлёстывание не производится т.к. Sп.о.4000МВА. Проверка по условию коронирования по ПУЭ не производится.
Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин: выполняем гибкими токопроводами выбираем сечение по экономической плотности тока =2364 ; принимаем АС-24039 =216 мм dс.сер =8 мм; А. Проверка шин на схлёстывание не производится т.к. Sп.о.4000МВА. Проверка по условию коронирования по ПУЭ не производится. Фазы расположены горизонтально на расстоянии между фазами 3 м.
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 к.з. 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:
-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 и ОРУ 35 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 и 35 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.
Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов.
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.
Амперметр счетчик активной и реактивной энергии
Сборные шины 110 и 35 кВ
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 генераторного 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;
кэ – 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;
K1с – кратность односекундного тока термической стойкости;
- По вторичной нагрузке:
где Z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока;
Z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Вк =40812(03+016) = 7661 А2с
Iт2tт = 3523 =3675 кА2с
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 = 056 Ом.
Допустимое сопротивление проводов:
rпр = Z2ном – rприб – rк = 12 – 056 – 01 = 054 Ом
Для генератора 60 МВт применяется кабель с алюминиевыми жилами ориентировочная длина 40 м трансформаторы тока соединены в полную звезду поэтому lрасч = 40 тогда сечение :
q = r lрасч rпр = 0028340054 = 21 мм2.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
На трансформаторах связи со стороны 110 кВ
Imax = 521033110 = 272 A
Вк = 5192(0045+03) =93кА2с
Iт2tт = 2523 = 1875 кА2с
Imax = 20103335 = 3299 A
Вк = 15232 (008+015)=5335 кА2с
Iт2tт = 2823 =2352 кА2с
ТВТ – 10 - 1 – 50005
Imax = 67103310 =3881A
Вк = 40812 (016+03) =661 кА2с
(k1I1ном)2tт = 2823 =2352 кА2с
На трансформаторах собственных нужд применяются невстроенные трансформаторы тока:
Выбираем ТЛК–10-4 –4005
Imax = 63103310 = 36842A
(k1I1ном)2tт =31523=2976 кА2с
Для выключателей ОРУ 110 кВ применяются невстроенные трансформаторы тока.
ТФЗМ 110Б – 1 – 4005
Iт2tт = 1623 = 768 кА2с
Для выключателей ОРУ 35 кВ применяются невстроенные трансформаторы тока.
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 ВА в классе точности 05 необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом S2S = 401 Sном = 75 ВА трансформатор будет работать в выбранном классе точности.
ОРУ 110 кВ: НКФ – 110-83У1.
ОРУ35 кВ: ЗНОМ – 35-65У1.
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 закрытых 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 сталеалюминевыми 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 сталеалюминевыми проводами.
Площадка ОРУ ограждается от остальной территории станции внутренним забором высотой 1.6 м – сплошным сетчатым решетчатым.
ОРУ 110 кВ выполненное по схеме четырехугольника имеет несколько вариантов компоновок. Каждый вариант компоновки имеет свои достоинства и недостатки. В данном проекте принята компоновка таким образом чтобы можно было бы осуществить расширение ОРУ без его коренной реконструкции . В ОРУ устанавливаются воздушные выключатели
ВВБМ-110Б-31.52000У1 и разъединители РНД3-110У100.
ОРУ 35 кВ выполнено по схеме одной секционированной системой шин.
Несущие конструкции составляют из сборных железобетонных элементов. Типовая компоновка предусматривает возможность установки воздушных и масляных выключателей разных типов (на проектируемой станции в ОРУ 35 кВ установлены выключатели типа ВВУ-35А-402000У1) .Шаг ячейки 4.6 м. Сборные шины расположены на опорных изоляторах укрепленных на консолях основной несущей конструкции .Под сборными шинами расположены шинные и линейные разъединители .А еще ниже – выключатели с приводами шкафы релейной защиты и автоматики.
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 3 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 2 вентиляционных канала . Ячейки ГРУ рассчитаны на установку выключателей МГ – 20 шаг ячеек 3 м .
Б.Н. Неклипаев И.П. Крючков «Электрическая часть электростанций и подстанций». М.1989г.
Л.Д. Рожкова В.С. Козулин «Электрооборудование станций и подстанций». М. 1980г.
А.А. Васильев И.П. Крючков «Электрическая часть станций и подстанций». М. 1990г.

гру10кв.dwg

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