Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Псковский государственный университет» Передовая инженерная школа Союзного государства в Псковском государственном университете Курсовой проект "Проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 260 МВт" Вариант №5 Группа 1024-05 Выполнил: Иванов В.И. Проверил: Иванов В.А. Псков 2023 Оглавление Исходные данные ЧАСТЬ 1. ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ТЭЦ.................................4 1.1. ВЫБОР АЛЬТЕРНЫТИВНЫХ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ТЭЦ ......................4 1.2. ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ТЭЦ ............4 1.3. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ .............................................................................................6 1.4. УПРОЩЕННЫЙ ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ ......................................................12 1.5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ...........................................................................................19 ЧАСТЬ 2. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ .................................................................................21 2.1. РАСЧЕТ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ..............................21 2.2. РАСЧЕТ УДАРНОГО ТОКА ТРЕХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ .............................................22 2.3. РАСЧЕТ АПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ...........................23 2.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЯ ПОЛНОГО ТОКА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ..........................................25 2.5. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОГО ИМПУЛЬСА ТОКА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ................................................26 2.6. ПОЛНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ ЗНАЧЕНИЙ РАЗЛИЧНЫХ ТОКОВ КЗ В ХАРАКТЕРНЫХ ЗОНАХ СХЕМЫ ............27 2.7. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ...............................................................................28 2.8. ВЫБОР РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ.............................................................................................................35 2.9. ВЫБОР РЕАКТОРОВ .......................................................................................................................36 2.10. ВЫБОР И РАСПОЛОЖЕНИЕ ОПН .................................................................................................38 2.11. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ НА РУВН 110 КВ ..........39 2.12. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ НА ТЭЦ..................................................................................................40 ЧАСТЬ 3. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ...........................41 3.1. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ........................................................................41 3.2. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ....................................................................41 3.3. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СБОРНЫХ ШИН .............................................................................................41 3.4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ 110 КВ ..............................................................................................42 3.5. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ 10 КВ ................................................................................................42 ЧАСТЬ 4. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ ТЭЦ .................................................................43 4.1. СОЕДИНЕНИЯ В БЛОКЕ ГЕНЕРАТОР-ТРАНСФОРМАТОР .................................................................43 4.2. ОТПАЙКА К РЕАКТОРУ .................................................................................................................45 4.3. ОШИНОВКА КРУ 10 КВ ...............................................................................................................46 4.4. ОТХОДЯЩИЕ ЛИНИИ 10 КВ ..........................................................................................................46 4.5. СБОРНЫЕ ШИНЫ ОРУ 110 КВ ......................................................................................................47 4.6. ПРИСОЕДИНЕНИЯ БЛОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ К ОРУ 110 КВ ...............................................47 4.7. ПРИСОЕДИНЕНИЕ ЛИНИЙ НАГРУЗОК И ЛИНИЙ СВЯЗИ К ОРУ 110 КВ ..........................................47 ЧАСТЬ 5. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ТЭЦ.........................................................................................................49 ЧАСТЬ 6. РАСЧЕТ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ ОРУ 110 КВ.............................................51 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ......................................................................................................................................55 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ..............................................................................................56 2 Исходные данные Генераторы: 2 шт x 100 МВт. 2 шт x 30 МВт. Нагрузка H2: U2 110 кВ. Нагрузка H1: U1 = 10 кВ 3 шт x 60 МВт. 20 шт x 3 МВт. cosн 0.77 kспр 0.75 kмин 0.72 l 2 35 Собственые нужды: %СН 9 cosсн 0.76 км. Система: Uc 110 кВ. S c 5600 МВА n св 1 шт. l св 90 км. 3 Часть 1. Выбор схемы электрических соединений ТЭЦ 1.1. Выбор альтернытивных структурных схем выдачи электроэнергии ТЭЦ Согласно заданию ТЭЦ имеет потребителей на генераторном напряжении 10 кВ. 20 нагрузок по 3 МВт каждая. Это условие требует сооружения на ТЭЦ ГРУ или КРУ напряжением 10 кВ. ТЭЦ имеет потребителей на напряжении 110 кВ. 3 нагрузки по 60 МВт каждая. Связь с энергосистемой осуществляется по двум линиям связи напряжением 110 кВ. Это условие требует сооружения распределительного устройства высокого напряжения. Исходя из условий проектирования выбираем следующие (рис.1.) два альтернативных варианта структурных схем выдачи электрической энергии на ТЭЦ 260 МВт: Из двух выбранных вариантов схем необходимо определить наиболее целесообразную и экономичную схему, отвечающую всем условиям задания. Для этого варианты необходимо сравнить по технико-экономическим критериям. wc wc wп РУВН РУВН T T T wп T G G G G 30 МВт 30 МВт 30 МВт 30 МВт T T G G 100 МВт 100 МВт КРУ ГРУ G wн G wн 100 МВт 100 МВт б) а) Рис. 1. Структурные схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ а) - с ГРУ, б) - с КРУ. 4 1.2. Выбор схемы электрических соединений распределительных устройств ТЭЦ 1.2.1. Выбор схем ГРУ и КРУ напряжением 10 кВ Распределительные устройства генераторного напряжения 10 кВ входят в состав ТЭЦ как главные РУ. К ГРУ 10 кВ подключаются генераторы и трансформаторы связи с системой. Количество генераторов, подключаемых к шинам ГРУ, выбирается равным от двух до пяти. Их суммарная мощность должна быть достаточной для питания нагрузок ГРУ, включая собственные нужды. Сборные шины ГРУ секционируются, как правило, по числу генераторов (исключение составляют генераторы с номинальной мощность меньше или равной 30 МВт). При необходимости для ограничения токов короткого замыкания между секциями сборных шин ГРУ ставятся секционные реакторы. Число присоединений на одну секцию должно быть не более 6-8. Это, как правило, могут быть следующие присоединения: генератор, секционный реактор, трансформатор связи, трансформатор собственных нужд (линия питания собственных нужд), линии нагрузки. Подключение к ГРУ последних осуществляется через простые или сдвоенные групповые реакторы. Схемы РУ 10 кВ должны удовлетворять следующим условиям: - отключение секций сборных шин, отказ выключателя не должны приводить к перерыву электроснабжения ответственных потребителей; - расширение РУ с ростом местных нагрузок не должно приводить к изменению схемы и значительным строительным и монтажным работам; - приспособленность к проведению ремонтных работ и оперативная гибкость электрической схемы; - экономическая целесообразность. Этим требованиям в полной мере удовлетворяет схема ГРУ с двумя системами сборных шин с одним выключателем на присоединение. Секционирование сборных шин позволяет удовлетворить требования надежности. Расширение ГРУ в этом случае осуществляется заполнением резервных ячеек или вводом новой секции. С учетом всего сказанного, а также учитывая мощности заданных по заданию генераторов определим число секций на ГРУ по числу подключенных к нему генераторов. Для структурной схемы варианта а) выбираем ГРУ с двойной секционированной системой сборных шин и числом секций равным двум (рис.2.). На схеме 20 линий нагрузки присоединены через шесть линейных реакторов. Ответственные потребителит питаются не менее чем двумя линиями от разных реакторов, что обеспечивает надежность электроснабжения; для схемы варианта б) выбираем КРУ (рис.3.). На схеме 20 линий нагрузки присоединены через два групповых реактора. Благодаря малой вероятности аварии в самом реакторе и ошиновке от реактора до отпайки от генератора или до главных сборных шин ГРУ и до сборок КРУ присоединение группового реактора осуществляется без выключателя, предусматривается лишь разъединитель для ремонтных работ в ячейке реактора. Питание ответственных потребителей производится двумя линиями от разных сдоенных реакторов, что обеспечивает надежность электроснабжения. 5 1.2.2. Выбор схем распределительного устройства высокого напряжения 110 кВ Выбор схем РУ повышенных напряжений должны составляться с учетом следующих требований: - ремонт выключателей 110 кВ и выше производится без отключения присоединений; - воздушная линия отключается от РУ не более чем двумя выключателями; - трансформаторы блоков отключаются от РУ не более чем тремя выключателями; - отказ выключателей РУ в нормальном и ремонтных режимах не должны приводить к одновременной потере двух транзитных параллельных линий, а также одновременному отключению нескольких линий, если при этом нарушается устойчивость параллельной работы электроэнергетической системы ; - при отказах выключателей в нормальном режиме РУ не должно отключаться более одного блока, а в ремонтном режиме РУ - не более двух блоков, при этом не должно возникать перегрузки линий и нарушения устойчивости. С учетом сказанного, а также учитывая условия задания на проект в качестве РУВН 110 кВ для обоих вариантов структурных схем выбираем открытое распределительное устройство (ОРУ) 110 кВ построенное по схеме с двумя рабочими и обходной системами шин. Схемы РУВН для схемы а) и схемы б) представлены на рис.2 и рис 3 W1 W2 W4 W3 A1.0 Q1 Q2 Q3 Q4 Q5 Q6 QO1 Q7 QA1 A1.1 A1.2 T1 Q8 Q9 G1 G2 QA2 T2 T3 Q10 Q11 QA3 A2.0 A2.2 A2.1 Q12 Q13 QB1 LR3 LR2 LR1 G3 A3 LR4 G4 A4 A5 A6 1 0 Q14 Q15 Q16 Q17 Q18 Q19 Q20 Q21 Q22 Q23 Q24 Рис. 2. Принципиальная схема ГРУ 6 Q25 Q26 Q27 Q28 Q29 Q30 Q31 Q32 Q33 W1 W3 W2 Q2 Q1 Q4 Q3 W4 Q5 QO1 Q7 Q6 A1.0 QA1 A1.1 A1.2 T1 Q8 Q9 G1 G2 T2 T3 Q10 Q11 G3 G4 LR1 LR2 A2.2 A2.1 Q12 Q13 Q14 Q15 Q16 Q17 Q18 Q19 Q20 Q21 A2.4 A2.3 Q22 Q23 Q24 Q25 Рис. 3. Принципиальная схема КРУ 7 Q26 Q27 Q28 Q29 Q30 Q31 1.3. Выбор основного оборудования 1.3.1. Выбор генераторов на ТЭЦ а) Выбираем два турбогенератора марки ТВС-32У3. Номинальная активная мощность МВт Pномг1 32 М ВА Номинальная полная мощность S номг1 40 Номинальное напряжение Uномг1 10.5 кВ Номинальная частота вращения n номг1 3000 об/мин Номинальный ток кА Iномг1 2.2 Номинальное значение cos cosномг1 0.8 Сопротивление в сверхпереходных режимах X'' d1 0.153 о.е. б) Выбираем три турбогенератора марки ТВФ-120-2У3. Номинальная активная мощность Pномг2 100 МВт Номинальная полная мощность S номг2 125 М ВА Номинальное напряжение Uномг2 10.5 кВ Номинальная частота вращения n номг2 3000 об/мин Номинальный ток Iномг2 6.875 кА Номинальное значение cos cosномг2 0.8 Сопротивление в сверхпереходных режимах - X'' d2 0.192 о.е. 1.3.2. Выбор блочных трансформаторов: Выбор мощности блочного трансформатора выбираем по (2) по следующему условию: n S ном.т S расч ,где S расч = Рiг cosiг n Sн i 1 Рiсн cosiсн i 1 Рiг, cosiг - номинальные мощность и коэффициент мощности i-ого генератора подключенного к блоку Г-Т. Рiсн, cosiсн - мощность и коэффициент мощности собственных нужд i-ого генератора подключенного к блоку Г-Т. S н- мощность нагрузок подключенных к блоку Г-Т. а) Выбираем трансформатор Т1 Рг1 S ном.бт1.сх1 2 cosг Pсн1 cosсн S ном.бт1.сх1 73.76 МВА Для Т1 выбираем трансформатор типа ТРДН-80000/110 S номбла1 80 МВ А Uвнбла1 115 кВ Pкзбла1 310 кВт Uкбла1 10.5 Uннбла1 10.5 кВ Pххбла1 58 кВт % 8 б) Выбираем трансформатор Т1 S ном.бт1.сх2 S ном.бт1.сх1 S ном.бт1.сх2 73.76 МВА S ном.бт2.сх2 76.78 МВА S ном.бт2.сх3 76.78 МВА Выбираем трансформаторы Т2 S н 10 Pнi МВА S н 38.46 cosн Рг2 S ном.бт2.сх2 Sн cosг Pсн2 cosсн Выбираем трансформаторы Т2, Т3, Т4 S н 10 Pнi МВА S н 38.46 cosн Рг2 S ном.бт2.сх3 cosг Sн Pсн2 cosсн Для Т1, T2, Т3, Т4 выбираем трансформатор типаТРДН-80000/110 S номблб 80 МВ А Uвнблб 115 кВ Pкзблб 310 кВт Uкблб 10.5 % Uннблб 10.5 кВ Pххблб 58 кВт 1.3.3. Выбор трансформаторов связи 1) Режим максимальных нагрузок. n S1 = m Рiг Рjн n Рiсн cosiг cosjн cosiсн i 1 j 1 2 Рг2 i 1 2 Pсн2 Pн а) S1сх1 cosг cosн cosсн S1сх1 86.9 МВ А 2) Режим минимальных нагрузок. n S2 = m Рiг cosiг i 1 j 1 Рjн kmin cosjн n Рiсн cosiсн i 1 К min 0.72 - коэффициент загрузки при минимальной нагрузке Kс 0.75 - коэффициент спроса. 2 Рг2 S2сх1 cosг Pн Кmin Kс cosн 2 Pсн2 cosсн S2сх1 152.95 МВ А 3) Аварийный режим - режим отключения одного (самого мощного) генератора ГРУ. n 1 S3 = Рiг m Рjн kс n 1 Рiсн cosiг cosjн cosiсн i 1 j 1 i 1 9 Рг2 S3сх1 cosг Pн Kс cosн Pсн2 S3сх1 7.55 cosсн МВ А Из трех режимов выбираем тот, при котором мощность перетока максимальна. По этой рассчитанной максимальной мощности выбираем трансформатор связи. Для схемы а): S сх1 max S1сх1 S2сх1 S3сх1 S сх1 152.95 МВ А Условие выбора номинальной мощности трансформатора связи при установке двух трансформаторов связи: S ном.т S мах К пер 1.4 К пер S трсвсх1 S сх1 К пер - коэффициент перегрузки оставшегося в работе трансформатора. S трсвсх1 109.25 МВ А По величине расчетной номинальной мощности для варианта а) по (1) выбираем два трансформатора связи следующей марки: Для Т2 и Т3 выбираем трансформатор типа ТРДЦН-125000/110 S номсва 125 МВ А Uвнсва 115 кВ Pкзсва 400 кВт Uксва 10.5 Uннсва 10.5 кВ Pххсва 105 кВт % б) трансформаторов связи нет 1.3.4. Выбор секционных реакторов Реакторы выбираем из условий: Uнр Uс Iнр Iмах Uс - напряжение ступени, к которой подключен реактор. - номинальные значения напряжения и тока реактора. Uнр , Iнр Iмах - максимальный длительный ток нагрузки цепи, в которую включен реактор. Для определения I мах необходимо знать наибольший переток мощности через реактор. Рассмотрим наиболее тяжелые режимы его работы: для двухсекционной схемы а): Отключение трансформатора связи T3(Т4) в режиме минимальных нагрузок. Определим переток мощности через реактор LRB1 в данном режиме: S'ра S сх1 2 S'ра 76.47 MBA Определим ток через реактор LRB1: I'ра S'ра 3 6.3 I'ра 7.01 кА В связи с тем, что реактора на длительно допустимый рабочий ток равный I'ра 7.01 кА не существует в ГРУ секционный реактор устанавливаться не будет. для схемы б): отсутствует 10 1.4. Упрощенный выбор высоковольтных выключателей , где Uс Uном.в Iраб.мах Iном.в I''к Iотк.ном Uном.в Iном.в Iном.откл - номинальное напряжение, ток и ток отключения выключателя. Uс Iраб.мах I''к - напряжение сети, максимальный рабочий и сверхпереходной ток выключателя. В соответствии с этими условиями для упрощенного выбора высоковольтных выключателей необходимо рассмотреть нормальный и аварийный режим работы ТЭЦ 360 МВт: 1.4.1. Нормальный режим работы ТЭЦ Схема а) Определим максимальный рабочий ток высоковольтных выключателей: 1. Выключатели генераторов: Iраб.мах = 1.05 Iномг1 IQ10а 1.05 Iномг1 IQ10а 2.31 кА IQ11а IQ10а IQ14а 1.05 Iномг2 IQ14а 7.22 кА IQ15а IQ14а 2. Выключатели бл оков генератор-трансформатор: S номбла1 IQ2а 3 Uвнбла1 IQ2а 0.4 кА 3. Выключатели трансформаторов с вязи: S мах.пер IQ12а S мах.пер 3 Uном - мощность в режиме минимальных нагрузок при отключении одного трансформатора. S мах.пер S сх1 IQ4а Iраб.мах = S мах.пер 3 Uвнсва S мах.пер 3 Uннсва S мах.пер 152.95 МВА IQ4а 0.77 кА IQ6а IQ4а IQ12а 8.41 кА IQ13а IQ12а 4. Выключатели отходящих линий нагрузок 110 кВ: Рабочий ток выключателей линий нагрузкок 110 кВ определяется по мощности нагрузки 110 кВ: P2 40 IQ1а МВт - мощность одной нагрузки 110 кВ. P2 3 115 IQ1а 0.2 IQ3а IQ1а кА IQ9а IQ1а 5. Выключатели линий связи с системой 110 кВ: Рабочий ток выключателей линий с вязи определяется по разности между мощность протек ающей к РУ ВН и мощностью нагрузки 110 кВ. S мах.пер 2 S номг1 IQ5а S мах.пер 3 115 Pсн2 S номг2 S сх1 3 P2 cosсн cosсн Pсн1 IQ5а 1.11 кА IQ7а IQ5а 11 S мах.пер 221.95 МВА 6. Обходной выключатель 110 кВ: Рабочий ток обходного выключателя равен наибольшему току отходящего присоединения: IQO1а max IQ2а IQ4а IQ1а IQ5а IQO1а 1.11 кА 7. Шиносоединительный выключатель 110 кВ: Рабочий ток шиносоединительного выключателя 110 кВ определяется по наибольшей мощности питающего прис оединения (блока генератор-трансформатор или трансформатора связи). В данном случае это будет блок генератор-трансформатор. S мах.пер max S ном.бт1.сх1 S сх1 IQA1а S мах.пер S мах.пер 152.95 МВА IQA1а 0.77 3 115 кА 8. Шиносоединительные 10 кВ: Рабочий ток этих выключателей не превышает максимальный рабочий ток самого мощного генератора, подключенного к шинам ГРУ 10 кВ. IQA2а 1.05 Iномг2 IQA2а 7.22 кА IQA3а IQA2а IQB1а I'ра 9. Секционные выключатели10 кВ: IQB1а 7.01кА Схема б) 1. Выключатели генераторов: Iраб.мах = 1.05 Iномг IQ10б 1.05 Iномг1 IQ10б 2.31 кА IQ11б IQ10б IQ12б 1.05 Iномг2 IQ12б 7.22 кА IQ13б IQ12б IQ14б IQ12б 2. Выключатели бл оков генератор-трансформатор: IQ2б S номблб 3 Uвнблб IQ2б 0.4 кА IQ4б IQ2б IQ6б IQ2б IQ8б IQ2б 3. Выключатели трансформаторов с вязи: Отсутствуют 4. Выключатели отходящих линий нагрузок 110 кВ: Рабочий ток выключателей линий нагрузкок 110 кВ определяется по мощности нагрузки 110 кВ: P2 40 IQ1б МВт - мощность одной нагрузки 110 кВ. P2 3 115 IQ1б 0.2 кА IQ3б IQ1б IQ9б IQ1б 5. Выключатели линий связи с системой 110 кВ: Рабочий ток выключателей линий с вязи определяется по разности между мощность протек ающей к РУ ВН и мощностью нагрузки 110 кВ. S мах.пер 2 S номг1 IQ5б S мах.пер 3 115 Pсн1 Pсн2 2 S номг2 S н 3 P2 cosсн cosсн IQ5б 0.53 кА S мах.пер 106.32 IQ7б IQ5б 6. Обходной выключатель 110 кВ: Рабочий ток обходного выключателя равен наибольшему току отходящего присоединения: IQO1б max IQ2б IQ1б IQ5б IQO1б 0.53 12 кА МВА 7. Шиносоединительный выключатель 110 кВ: Рабочий ток шиносоединительного выключателя 110 кВ определяется по наибольшей мощности питающего прис оединения. В данном случае это будет блок генератор-трансформатор. S мах.пер max S ном.бт1.сх2 S ном.бт2.сх2 S ном.бт2.сх3 IQA1б S мах.пер IQA1б 0.39 3 115 S мах.пер 76.78 МВА кА 8. Шиносоединительные 10 кВ: Отсутствуют 9. Секционные выключатели 10 кВ: Отсутствуют 2. Аварийный режим работы ТЭЦ. Схема а) (две секции на ГРУ) Зона 1 (короткое замыкание в точке К1 - на шинах 110 кВ РУВН) Включает в себя цепи трансформаторов Tбл, Т1, Т2, отходящих линий 110 кВ, шиносоединительного QA1 и обходного QO1 выключателей 110 кВ. Составим схему замещения для этого случая и определим индуктивные сопротивления всех элементов главной схемы. Определим сопротивления схемы при базовой мощности S б 1000 МВА: S б 1000 МВА Uб2 110 кВ Iб2 2 Sб 3 Uб2 Iб2 5.25 кА xб2 Uб2 Sб xб2 12.1 Ом Определяем фактические к оэффициенты трансформации: k12 115 10.5 Определяем базисные напряжения и сопротивления на остальных ступенях напряжения: Uб2 Uб1 k 12 2 Uб1 10.04 xб1 кВ Uб1 Sб xб1 0.1 Ом Iб1 Sб 3 Uб1 Iб1 57.49 Определяем средние номинальные напряжения для соответствующих ступеней напряжения: Uср1 10.5 кВ Uср2 115 кВ 1. Генераторы: x1 X'' d1 Uномг1 2 x1 4.18 S номг1 xб1 x2 X'' d2 Uномг2 S номг2 xб1 2. Блочные трансформаторы: x3 Uкбла1 Uвнбла1 2 100 S номбла1 xб2 x3 1.43 3. Трансформаторы связи: 2 x5 Uксва Uвнсва 100 S номсва xб2 x5 0.92 13 2 x2 1.68 кА 4. Система: x6 Uср2 2 x6 0.195 , где S кз xб2 S кз 5600 МВА Uср2 115 кВ - среднее номинальное напряжение данной ступени. - мощность короткого замыкания. 5. Линия связи: x7 xуд Lсв x7 0.99 , где 3 xб2 xуд 0.4 Ом/км - удельное индуктивное с опротивление линии связи. Lсв 90 км - длина линии связи. 6. Комплексная нагрузка xн x''н Uср1 Pнi cosн 2 xн 99.46 xб1 Определим ЭДС всех источников энергии главной схемы: Uср2 1. Система: Ec Ec 1.05 Uб2 2. Генераторы: G1 и G2: Uo Uномг1 Uo 10.5 кВ o номг1 Io Iномг1 o 0.64 E'' oГ1 E1 Io 2.2 кA x''d Uб1 E1 1.1 o номг2 Io Iномг2 o 0.64 E3 кA 2 Uб1 E3 1.12 Ом E4 E3 x''d X'' d2 Uномг2 S номг2 x''d 0.17 Ом 2 рад Uo x''d Io sino x''d Io coso E'' oГ3 x''d 0.42 E2 E1 Uo Uномг2 Uo 10.5 кВ E'' oГ3 S номг1 E'' oГ1 11.08 кВ G3, G4, G5: Io 6.88 2 рад Uo x''d Io sino2 x''d Io coso2 E'' oГ1 X'' d1 Uномг1 2 E'' oГ3 11.24 кВ E5 E4 Комплексные нагрузки: Eн E'' н Uср1 Uб1 Eн 0.89 Значения этих параметров взяты в предположении, что генераторы G1, G2, G3, G4 до момента короткого замыкания имели номинальную загрузку. 14 E``c X6 X7 K1 X3 Xн/ 10 X1 X1 E``c X5 X5 X2 X2 X9 X10 E``н E``2 E``3 X 10 Xн/ 10 E``6 E``1 X8 K1 E``4 E``7 E``7 E``н Рис.4. Схема замещения и ее преобразование для определения тока короткого замыкания в точке К1 схемы а). Ветви генераторов G3 и G4 симметричны относительно точки КЗ К1. Поэтому сопротивление реактора x7 можно исключить из схемы замещеня, так как оно включено между узлами одинакового потенциала и не влияет на ток. Далее осуществляем эквивалентные преобразования в схеме замещения: x8 x6 x7 x9 x3 10 x2 xн x5 E6 x1 1 x1 I''1K1 I''2K1 x9 3.52 2 x10 2.35 10 E3 E1 x1 xн x2 x10 x8 1.19 E2 x1 1 x2 E6 1.103 x8 E6 Iб2 x9 1 x2 I''1K1 4.62 кА I''2K1 1.64 кА Eн xн 10 E7 x1 Ec Iб2 I''3K1 10 xн E7 Iб2 x10 Определяем сверхпереходной суммарный ток в точк е К1: I''к1 I''1K1 I''2K1 2 I''3K1 I''к1 11.11 Расчетный ток КЗ зоны 1 принимаем равным: кА I''з1 I''к1 15 E7 1.09 I''3K1 2.42 кА Зона 2 (короткое замыкание в точке К2- шины 10 кВ ГРУ) Включает в себя сборные шины ГРУ, цепи трансформаторов связи и трансформаторов СН, цепь шиносоединительных выключателей QA2, QA3 напряжением 10 кВ. Составляем схему замещения для определения тока короткого замыкания в точке К2 частично используя результаты преобразований предыдущего расчета (см. рис.5.) E``c E``c X6 X7 X3 Xн/ 14 X1 X1 X8 X5 X5 K X2 X2 X9 2 E``н E``2 E``3 E``4 X5 Xн/ 10 K2 Xн/ 10 X2 E``6 E``1 X10 E``7 E``н E``4 E``н E``9 E``8 X13 X12 K2 K2 Xн/ 10 X2 Xн/ 10 E``н E``4 E``н Рис.5. Схема замещения иее преобразование для определения тока короткого замыкания в точке К2 схемы а) Далее осуществляем эквивалентные преобразования в схеме замещения: x2 x12 1 x12 x5 x12 1.56 x13 1 x2 x12 1 1 x8 x9 x10 Ec E8 x8 1 x8 I''1K2 E6 x9 1 x9 E9 Iб1 x13 E7 E4 x10 E8 1.067 1 E9 x2 1 x2 x10 I''1K2 77.56 кА I''2K2 x13 0.81 E8 x12 1 E9 1.092 x12 Eн Iб1 xн I''2K1 1.64 кА 14 Определяем сверхпереходной ток в точке К2: I''к2 I''1K2 I''2K2 Расчетный ток КЗ зоны 2 принимаем равным: I''з2 I''к2 16 I''к2 84.75 кА Зона 3 (короткое замыкание на выводах генератора G2) Включает в себя одну цепь генератора как подключенного к ГРУ 10 кВ K3 Q14 Q14 G3 K3 G3 Рис.6. Расчетная схема для определения тока короткого замыкания в точке К3 схемы а) Определим ток КЗ через выключатель Q14 при коротком замыкании на выводах генератора G3: I''G3 E3 I x2 б1 I''G3 38.31 кА Определим ток КЗ через выключатель Q14 при коротком замыкании в точке К 2 от генератора G3: I''Q14 I''к2 I''G3 I''Q14 46.44 кА Расчетный ток КЗ зоны 3 принимаем равным наибольшему из токов: I''з3 max I''G3 I''Q14 I''з3 46.44 кА Зона 4 (короткое замыкание за групповым реактором присоединений 10 кВ) Включает в себя отходящую от ГРУ реактированную линию 10 кВ. Согласно заданию на проектирование на отходящих линиях нагрузки 10 кВ устанавливаются выключатели серии ВМП-10-20/630У3. Зона 5 Включает в себя секционную связь: секционный выключатель, реактор, трансформатор тока. Расчетный ток КЗ зоны 5 принимаем равным: I''з5 I''з3 Выбор высоковольтных выключателей для схемы а) представлен в таб.1. 17 Таб.1 Устанавливаемые выключатели схемы а). Тип выключателя Обозначение в схеме Uc , кB Uном , кB Iраб.max , кА Iном , кА I''к, кА Iном.откл, кА Собств ен. в ремя откл., с ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 Q2 110 110 0,40 1 84,75 20 - Q8 - - 0,20 - - - 0,08 - - Q1, Q3, Q9 - - 1,11 - - - - - Q5, Q7 - - 1,11 - - - - - QO1 - - 0,77 - - - - - QA1 - - 8,41 - - - - ВВОА-15-1400/12500У3 Q12, Q13 10 15 7,22 12,5 46,44 140 - QA2, QA3 - - 2,31 - - - 0,168 - МГГ-10-5000-63У3 Q10, Q11 10 10 7,22 5 46,4382 63 0,13 МГУ-20-90/9500У3 Q14, Q15 10 20 7,01 9,2 - 90 0,2 ВМП-10-20/630У3 QB1 Q16 - Q43 10 10 20 10 11,11 9,2 0,63 - 90 20 0,2 0,14 Схема б) (КРУ) Зона 1 (короткое замыкание в точке К1) Включает в себя цепи трансформаторов, отходящих линий 110 кВ, шиносоединительного QA1 и обходного QO1 выключателей 110 кВ. Составим схему замещения для этого случая и определим индуктивные сопротивления всех элементов главной схемы. Определим индуктивные сопротивления схемы при базовой мощности Sб 1000 МВА: 1. Блочные трансформаторы: x4 Uкблб 100 Uвнблб 2 x4 1.43 S номблб xб2 E``c X6 E``c X7 X8 K1 K1 X4 X3 E``1 E``2 Xн/ 10 X2 X1 X1 X4 E``3 E``н Xн/ 10 X2 E``4 X9 X10 X 10 E``6 E``7 E``7 E``н Рис.7. Схема замещения для определения тока короткого замыкания в точке К1 схемы б) 18 Далее осуществляем эквивалентные преобразования в схеме замещения: x2 x10 x4 x2 E3 E7 x2 1 x2 xн 10 xн x10 2.87 x11 x4 x2 x2 10 xн 8 xн x11 2.91 8 10Eн xн 10 E7 1.09 xн Значение токов по ветвям: генераторов G1 и G2: I''1K1' генераторов G3: I''2K1' генераторов G4: I''3K1' энергосистемы: I''4K1' E6 Iб2 x9 E7 Iб2 x10 E7 Iб2 x10 Ec Iб2 x8 I''1K1' 1.64 кА I''2K1' 1.98 кА I''3K1' 1.98 кА I''4K1' 4.62 кА Определяем сверхпереходной суммарный ток в точк е К1: I''к1' I''1K1' 2 I''2K1' I''3K1' I''4K1' I''к1' 12.22 Расчетный ток КЗ зоны 1 принимаем равным: I''з1' I''к1' кА Зона 2 (короткое замыкание перед групповым реактором присоединений 10 кВ) Включает в себя: сборные ГРУ, цепь ШВС, цепи трансформаторов связи и трансформаторов СН. Выключателей нет. Зона 3 короткое замыкание в цепи блок генератор-трансформатор Определим ток КЗ через выключатель Q12 при коротком замыкании в точке К3 от нагрузок: 19 E``c X6 E``c E``9 X7 X8 X 13 K3 X4 X3 X4 X4 X9 X10 X12 K3 K3 X1 X1 E``6 E``7 E``7 X 12 Xн/ 10 X2 E``1 Xн/ 10 X2 E``2 E``4 E``3 E``7 E``н E``н Рис.8. Схема замещения и ее преобразование для определения тока короткого замыкания в точке К3 схемы б) xн x2 x12 10 x2 Ec E9 x8 1 x8 x12 1.44 xн x13 x4 x8 10 E6 x9 1 x9 1 1 1 x9 1 x13 2.11 x10 E7 x10 E9 1.07 1 x10 Значение токов по ветвям: I''1K3' I''2K3' E9 Iб1 x13 E7 Iб1 x12 I''к3' I''1K3' I''2K3' I''1K3' 29.01 кА I''2K3' 43.45 кА I''к3' 72.45 кА Определим ток КЗ через выключатель Q12 при коротком замыкании в точке К3 от генератора G3: I''G3' E3 I x2 б1 I''G3' 38.31 кА Определим ток КЗ через выключатель Q12 при коротком замыкании на выводах генератора G3: I''Q12' I''к3' I''G3' I''Q12' 34.14 кА Расчетный ток КЗ зоны 3 принимаем равным наибольшему из токов: I''з3' max I''G3' I''Q12' I''з3' 38.31 кА 20 Зона 4 (короткое замыкание за групповым реактором присоединений 10 кВ) Включает в себя отходящую реактированную линию 10 кВ. в курсовом проекте расчет линейного реактора производят в окончательно выбранном варианте схемы ТЭЦ. Согласно заданию на проектирование на отходящих линиях нагрузки 10 кВ устанавливаются выключатели серии ВМП-10-20/630У3. Таб.2 Устанавливаемые выключатели схемы б). Тип выключателя Обозначение в схеме Uc , кB Uном , кB Iраб.max , кА Iном , кА I''к, кА Iном.откл, кА Собств ен. в ремя откл., с ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 Q2, Q4, Q6, Q8 110 110 0,40 1 12,22 20 0,08 Q1, Q3, Q9 0,20 - Q5, Q7 - - 0,53 - - - - - QO1 - - 0,53 - - - - - QA1 - - 0,39 - - - - МГГ-10-5000-63У3 Q10, Q11 10 10 2,31 5 38,31 58 МГУ-20-90/9500У3 Q12, Q13, Q14 10 20 7,22 9,5 - 90 0,13 0,2 ВМП-10-20/630У3 Q16-Q42 10 10 20,00 0,14 0,63 1.5. Технико-экономический расчет Для выбора одного из вариантов главной схемы ТЭЦ 260 МВт необходимо провести их техникоэкономическое сравнению по критерию минимума приведенных затрат, которые находят по формуле: З = Eн K И У , где K - капиталовложение на сооружение установки. Eн 0.15 - нормативный коэффициент экономической эффективности к апитал овложений. И - годовые эк сплуатационные издержки. У - ущерб от недоотпуска электроэнергии.. 1. Капиталовложения определяем по укрупненным показателям стоимости элементов схемы. Результаты расчетов к апиталовл ожений приведены в таб.3.В таблицу не включены капиталовложения одинаковые для обоих вариантов. Таб.3. Расчет капиталовложений. Варианты Цена за 1 штуку (тыс.руб.) Наименование оборудования Схема а) Общ ая Общ ая Количество Количество стоимость стоимость (шт.) (шт.) (тыс.руб.) (тыс.руб.) без РПН с РПН ТРДН-80000/110 126 144,9 1 126 ТРДЦН-125000/110 196 225,4 2 450,8 4 142,4 719,2 ВВОА-15-140/12500У3 Итого: 35,6 Схема б) 3 434,7 - 434,7 2. Годовые эксплуатационные издержки складываются из следующих соcтавляющих: И = Иа Итр , где Иа Итр - издержки на амортизацию оборудования. - стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах. 2.1. Издержки на амортизацию оборудования определяем по следующему выражению: a K Иа = 100 , где a 8.4 % - норма амортизационных отчислений. 21 Kсх1 719.2 тыс. руб. Иа.сх1 Kсх2 434.7 тыс. руб. Иа.сх2 a Kсх1 100 a Kсх2 100 Иа.сх1 60.41 тыс. руб./год Иа.сх2 36.51 тыс. руб./год 2.2. Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяем по следующему выражению: Итр = Э 0.8 коп/(кВт*ч) , где - стоимость 1 кВт потерь электроэнергии. Потери электроэнергии в трансформаторе определяем по следующему выражению: 2 S мах Э = Pх T Pк S ном , где T 8760 час/год - годовое число часов. S мах - максимальная нагрузка трансформатора. S ном - номинальная мощность трансформатора. 3500 час/год - числ о часов максимальных потерь. 2.3. Определим потери электроэнергии в трансформаторах в схеме а): Э сх1 Pххбла1 2 Pххсва T 2 2 Sмахбла1 Sмахсва Pкзбла1 2 Pкзсва Sномбла1 Sномсва 6 Э сх1 7.62 10 кВт*час/год 2.4 Определим потери электроэнергии в трансформаторах в схеме б): 2 Sмахблб Э сх2 3 Pххблб T 3 Pкзблб Sномблб 6 Э сх2 4.78 10 кВт*час 2.5. Определим стоимость потерь электроэ нергии в трансф орматорах: Итр.сх1 Э сх1 10 Итр.сх2 Э сх2 10 5 5 Итр.сх1 61 тыс.руб/год Итр.сх2 38.23 тыс.руб/год 2.6. Определим годовые эксплуатационные издержки: Исх1 Иа.сх1 Итр.сх1 Исх1 121.41 тыс.руб/год Исх2 Иа.сх2 Итр.сх2 Исх2 74.75 тыс.руб/год 3. Так как в рассматриваемых вариантах ничего не сказано о категории надежности потребителей ЭЭ, то ущерб от недоотпуска электроэнергии принимаем равным нулю. Определим приведенные затраты: Зсх1 Eн Kсх1 Исх1 Зсх1 229.29 тыс.руб/год Зсх2 Eн Kсх2 Исх2 Зсх2 139.95 тыс.руб/год 22 В таб.4. представлено технико-экономическое сравнению двух вариантов главной схемы ТЭЦ 260 МВт. Таб.4. Технико-экономическое сравнение вариантов. Схема №1 Схема №2 Капиталовложения K, тыс.руб. 719,20 434,70 Эксплуатационные издержки И, тыс.руб./год 121,41 74,75 Приведенные затраты З, тыс.руб./год 229,29 139,95 По результатам проделанных технико-экономических анализов двух вариантов схем ТЭЦ можно сделать следующий вывод: второй вариант (схема б) экономически более эффективен т.к. значение суммарных приведенных затрат З для него по расчетам получились меньше чем для первого варианта (схема а). 23 Часть 2. Выбор основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ 2.1. Расчет периодической составляющей тока короткого замыкания Зона 4 (короткое замыкание в точке К4 за групповым линейным реактором 10 кВ) Определим полную мощность, которая в нормальном режиме протекает по ветви реактора с учетом подключения к нему линии нагрузок: S р1 5 S н1 S р1 19.23 S н1 3.85 , где MBA МВА - полная мощность нагрузки одной отходящей линии Тогда макисамальный ток протекающий по одной ветви реактора в нормальном режиме равен: S р1 Imax.р Imax.р 1.057 3 Uс кА По справочнику [1] выбираем групповой сдвоенный реактор РБСДГ 10-2х1600-0.25У3 со следующими параметрами: Iномр1 1.5 кA Iномр1 1.5 кA > Imax.р 1.06 кА Uномр1 10 кВ Uномр1 10 кВ = Uс 10.5 кВ xномр 0.25 Ом kсв 0.52 Определим периодическую состовляющую тока короткого замыкания в точке К4: xр xномр xномр 0.25 xб1 xр1 xр kсв xр1 1.29 xр2 xр 1 kсв x14 x2 x13 x2 1 x2 E9 x13 E10 1.1 1 x13 1 x15 1 xн 5 xн 5 5 xр2 1 xн xр2 Eн E11 x14 0.94 x2 x13 E4 E10 xр2 3.77 xр2 1 x14 xр1 xр2 x15 3.41 E10 x14 xр1 1 E11 1.1 x14 xр1 24 E``9 E``10 E``11 X14 X15 X13 K4 XР1 XР1 X2 E``4 XН/5 XР2 XР2 XР2 K4 XР2 E``Н K4 XН/5 XН/5 E``Н XН/5 E``Н E``Н XН/5 E``Н Рис.9. Схема замещения и ее преобразование для определения тока короткого замыкания в точке К4 схема б). Определим ток КЗ через выключатель Q13 при коротком замыкании в точке К4 от системы: I''1K4' E11 Iб1 x15 I''1K4' 18.53 кА Определим ток КЗ через выключатель Q13 при коротком замыкании в точке К4 от нагрузок: I''2K4' Eн Iб1 xн I''2K4' 2.57 кА 5 Расчетный ток КЗ зоны 2 принимаем равным: I''з4' I''1K4' I''2K4' I''з4' 21.1 кА В таблице №5 приведены значения расчетных значений периодической составляющей токов КЗ в начальный момент времени в характерных точках выбранной схемы а). Номинальный ток ячейки Iячейка S н1 3 Uс Iячейка 0.211 кА Выбираем ячейку КРУ типа КМ-1 с выключателем ВК-10-31,5/630У2 Зона 2 (короткое замыкание в точке К2 перед групповым линейным реактором 10 кВ) 25 E``9 E``10 X13 X14 K2 K2 XР1 X2 X15 E``4 XР2 XР2 XН/5 XН/5 E``Н E``Н E``Н Рис.10. Схема замещения и ее преобразование для определения тока короткого замыкания в точке К2 схема б). xн x15 5 xр2 2 xр1 x15 10.54 Определим ток КЗ через выключатель Q13 при коротком замыкании в точке К4 от системы: I''1K2' E10 Iб1 x14 I''1K2' 67.32 кА Определим ток КЗ через выключатель Q13 при коротком замыкании в точке К4 от нагрузок: I''2K2' Eн Iб1 I''2K2' 4.85 x15 кА Расчетный ток КЗ зоны 2 принимаем равным: I''з2' I''1K2' I''2K2' I''з2' 72.17 кА В таблице №5 приведены значения расчетных значений периодической составляющей токов КЗ в начальный момент времени в характерных точках выбранной схемы а). Таб.5. Начальные значения периодических составляющ их токов КЗ. Зона №1 I''оз1, кА Зона №2 I''оз2, кА Зона №3 I''оз3, кА Зона №4 I''оз4, кА 12,22 72,17 38,31 21,10 26 2.2 Расчет ударного тока трехфазного короткого замыкания Ударный ток обычно имеет место через 0.01 с после начала КЗ и значение его можно определить по формуле (2): iу = I''п.о kу. 2 , где Iп.о - начальное значение периодической составляющей тока КЗ. kу - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания Tа апериодичсекой составляющей тока КЗ. 0.01 Tа kу = 1 e Значения kу и Tасвязаны отношением: Tа = xэкв rэкв , где 314 рад/с - круговая частота при промышленной частоте 50 Гц. xэкв rэкв - индуктивное и активное эквивалентное сопротивление цепи КЗ. Для упрощения в расчетах можно воспользоваться средними значениями Tа kу взятыми из таблиц (2). Зона 1 (короткое замыкание в точке К1) генераторов G1 и G2: kу1 1.96 iу1 kу1 I''1K1' 2 iу1 4.55 кА генераторов G3: kу2 1.98 iу2 kу2 I''2K1' 2 iу2 5.56 кА генератора G4: kу3 1.98 iу3 kу3 I''3K1' 2 iу3 5.56 кА энергосистемы: kу4 1.608 iу4 kу4 I''4K1' 2 iу4 10.51 кА Определяем ударный ток КЗ зоны №1: iу.з1 iу1 iу2 iу3 iу4 iу.з1 26.18 кА Зона 2 (короткое замыкание в точке К2) энергосистема: kу1 1.608 iу1 kу1 I''1K2' Ветвь защищенная реактором с номинальным током 1000 А и выше iу1 108.25 кА kу2 1.956 iу2 kу2 I''2K2' iу2 9.49 кА Определяем ударный ток КЗ зоны №2: iу.з2 iу1 iу2 iу.з2 117.74 кА Зона 3 (короткое замыкание в точке К3) Турбогенератор мощностью 100 МВт kу1 1.975 iу1 kу1 I''Q12' iу1 67.43 кА Определяем ударный ток КЗ зоны №3: iу.з3 iу1 iу.з3 67.43 кА Зона 4 (короткое замыкание в точке К4) Ветвь защищенная реактором с номинальным током 1000 А и выше kу1 1.956 iу1 kу1 I''1K4' iу1 36.24 кА Распределительные сети напряжением 6-10 кВ kу2 1.369 iу2 kу2 I''2K4' iу2 3.52 кА Определяем ударный ток КЗ зоны №4: iу.з4 iу1 iу2 27 iу.з4 39.76 кА В таб.6. приведены значения ударных токов КЗ для всех характерных точек схемы. Таб.6. Значения ударных токов КЗ. Зона №1 Зона №2 Зона №3 Зона №4 Iу.з1, кА Iу.з2, кА Iу.з3, кА Iу.з4, кА 26,18 117,74 67,43 39,76 2.3. Расчет апериодической составляющей тока короткого замыкания з Tа.з iа. = 2 I''з e I''з ,где - начальное значение периодической составляющей тока КЗ для соответствующей зоны. Tа.з - постоянная времени затухания периодической с оставляющей тока КЗ. Берется по таблице 3.7 из [2] з - расчетное время для которого необходимо определить ток КЗ в соответствующей зоне. Значение по формуле: з = tс.в.з 0.01 ,где tс.в - собственное время срабатывания выключателя установленного в оответствующей зоне схемы. Определим апериодическую составляющую тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя для всех зон схемы: Зона 1 Найдем значения апериодических с оставляющих тока КЗ по ветвям цепи КЗ: Генераторов G1 и G2: з1 Tа.1 e iа..1 2 I''1K1' , где з 0.01 tс.в.з1 iа..1 1.52 tс.в.з1 0.08 с кА - время размыкания контактов выключателя. По таблице 3.7 из (лит. 2) принимаем Tа.1 0.212 с Генераторов G3: iа..2 2 I''2K1' з1 Tа.2 e iа..2 2.25 кА iа..2 2.25 кА iа..3 2.25 кА По таблице принимаем Tа.2 0.404 с Генератора G4: iа..3 2 I''3K1' з1 Tа.3 e По таблице принимаем Tа.3 0.404 с Энергосистемы: iа..4 2 I''4K1' з1 Tа.4 e 28 По таблице принимаем Tа.4 0.02 с Значение апериодическ ой составляющей тока КЗ в зоне К1 равно: iа..з1 iа..1 iа..2 iа..3 iа..4 iа..з1 6.08 кА Зона 2 (короткое замыкание в точке К2) энергосистема: iа..1 2 I''1K2' з2 Tа.1 e з2 0.01 tс.в.з2 , где tс.в.з2 0.08 iа..1 1.52 з2 0.09 кА с с -время размыкания контактов выключателя По таблице принимаем Tа.1 0.02 с Ветвь защищенная реактором с номинальным током 1000 А и выше з2 Tа.2 i iа..2 2 I''2K2' e а..2 4.64 кА Значение апериодическ ой составляющей тока КЗ в зоне К2 равно: iа..з2 iа..1 iа..2 iа..з2 5.7 кА Зона 3 (короткое замыкание в точке К3) Турбогенератор мощностью 100 МВт iа..1 , где з3 Tа.1 e 2 I''Q12' з3 0.01 tс.в.з3 iа..1 34.026 з3 0.14 кА с tс.в.з3 0.13 с -время размыкания контактов выключателя По таблице принимаем Tа.1 0.4 с Значение апериодическ ой составляющей тока КЗ зоны №3: iа..з3 iа..1 iа..з3 34.03 кА Зона 4 (короткое замыкание в точке К4) Ветвь защищенная реактором с номинальным током 1000 А и выше з4 Tа.1 i iа..1 2 I''1K4' e а..1 18.505 кА , где з4 0.01 tс.в.з4 tс.в.з4 0.07 з4 0.08 с с -время размыкания контактов выключателя По таблице принимаем Tа.1 0.23 с 29 Распределительные сети напряжением 6-10 кВ iа..2 2 I''2K4' з4 Tа.2 i а..2 4.64 e кА По таблице принимаем Tа.2 0.01 с Значение апериодическ ой составляющей тока КЗ зоны №4: iа..з4 iа..1 iа..2 iа..з4 18.51 кА Таб.7. Расчетные значения апериод. составляющ их тока КЗ. Зона №1 Ia..з1, кА Зона №2 Ia..з2, кА Зона №3 Ia..з3, кА Зона №4 Ia..з4, кА 6,08 5,70 34,03 18,51 2.4. Определение значения полного тока короткого замыкания Определив значения апериодической составляющей тока КЗ в характерных зонах схемы iа..з и зная значения периодических составляющих тока КЗ I''з определим значение полного тока КЗ в различных зонах по формуле: iп.ном = 2 I''з iа..з iп.ном.з1 2 I''з1' iа..з1 iп.ном.з1 23.37 кА iп.ном.з2 2 I''з2' iа..з2 iп.ном.з2 107.77 кА iп.ном.з3 2 I''з3' iа..з3 iп.ном.з3 88.21 кА iп.ном.з4 2 I''з4' iа..з4 iп.ном.з4 48.35 кА Расчетные значения полного тока трехфазного короткого замыкания для каждой зоны представлены в таб.8. Таб.8. Расчетные значения полного тока КЗ. Зона №1 Iп.номз1, кА Зона №2 Iп.номз2, кА Зона №3 Iп.номз2, кА Зона №4 Iп.номз2, кА 23,37 107,77 88,21 48,35 2.5. Расчет теплового импульса тока короткого замыкания Значение полного импульса квадратичного тока КЗ можно определить по следующей формуле (см. [2]): Bк.з = I''з tотк.з Tа.з , где I''з - начальное значение периодической составляюшей тока КЗ в соответствующей зоне. Tа.з - постоянная времени затухания апериодической с оставляющей тока КЗ в соответствуюшей зоне. tотк.з - полное время отк лючения тока КЗ tотк.з = tр.з.з tс.в.з Значения можно найти по таблице 3.7 и 3.8 (2), а также по данным параграфа 3.7 (2). Зона 1 Определяем импульс квадратичного тока КЗ зоны №1: 30 tотк.з1 0.1 0.05 tотк.з1 0.15 Tа.з1 0.14 c - полное время отк лючения тока КЗ. с 2 Bк.з1 I''з1' tотк.з1 Tа.з1 2 Bк.з1 43.31 кА c Зона 2 Определяем импульс квадратичного тока КЗ зоны №2: tотк.з2 0.1 0.2 tотк.з2 0.3 - полное время отк лючения тока КЗ. c Tа.з2 0.14 с 2 Bк.з2 I''з2' tотк.з2 Tа.з2 2 Bк.з2 2291.89 кА c Зона 3 Определяем импульс квадратичного тока КЗ зоны №3: tотк.з3 0.1 0.4 tотк.з3 0.5 - полное время отк лючения тока КЗ ( рекомендуемое значение для цепей генераторов 60 МВт и выше). Tа.з3 0.14 с 2 Bк.з3 I''з3' tотк.з3 Tа.з3 2 Bк.з3 939.37 кА c Зона 4 Определяем импульс квадратичного тока КЗ зоны №4: tотк.з4 0.1 0.07 tотк.з4 0.17 - полное время отк лючения тока КЗ. c Tа.з4 0.115 с 2 Bк.з4 I''з4' tотк.з4 Tа.з4 Bк.з4 126.89 2 кА c Расчетные значения теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания для каждой зоны представлены в таб.9. Таб.9. Расчетные значения теплового импульса тока КЗ. Зона №1 Вк.з1, кА 2*с Зона №2 Вк.з2, кА 2*с Зона №3 Вк.з3, кА 2*с Зона №4 Вк.з4, кА 2*с 43,31 2291,89 939,37 126,89 31 2.6. Полный перечень значений различных токов КЗ в характерных зонах схемы Таб.2.6 . Ïîëíûé ïåðå÷åíü çíà÷åíèé ðàçëè÷íûõ òîêîâ ÊÇ â õàðàêòåðíûõ çîíàõ ñõåìû Зона №1 Зона №2 Зона №3 Зона №4 I''оз 1, кА I''оз 2, кА I''оз 3, кА I''оз 4, кА 12,22 72,17 38,31 21,10 Iу.з 1, кА Iу.з 2, кА Iу.з 3, кА Iу.з 4, кА 26,18 117,74 67,43 39,76 Ia. .з 1, кА Ia. .з 2, кА Ia. .з 3, кА Ia. .з 4, кА 6,08 5,70 34,03 18,51 Iп.номз 1, кА Iп.номз 2, кА Iп.номз 3, кА Iп.номз 4, кА 23,37 107,77 88,21 48,35 Вк.з 1, кА2*с Вк.з 2, кА2*с Вк.з 3, кА2*с Вк.з 4, кА2*с 43,31 2291,89 939,37 126,89 2.7. Выбор высоковольтных выключателей Высоковольтные выключатели выбираются исходя из следующих условий: Так к ак заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров допустимо производить выбор выключателей по важненейшим параметрам: 1. По напряжению установки: Uном Uс 2. По длительному току: Iном Imax 3. По отключающей спос обности: 3.1. На симметричный ток отключения: Iном.отк I'' 3.2. На отключение апериодической с оставляющей тока: КЗ iа.ном iа. или 0.01 2 н Iотк.ном iа. Если условие 3.2. не выполняется, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ: 3.3. По полному току КЗ: iп.ном iп.з н или 1 0.01 н Iотк.ном 2 I''з 2 iа..з - нормированное содержание апериодической составляющей по справочнику (1). 4. По включающей способности: Iвкл I'' iвкл iу 5. На электродинамическую стойкость: Iдин I'' iдин iу 2 6. На термическую стойкость: Iтер tтер Bк Зона 1 По справочнику (1) выбираем выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 со следующими параметрами: Uном 110 кВ Iдин 20 кA iвкл 52 кА tтер 3 c Iном 1 кA iдин 52 кA Iвкл 20 кА tотк.в 0.08 c Iном.отк 20 кA Iтер 20 кA н 25 iа.ном 0.01 2 н Iном.отк iп.ном 1 0.01 н Iном.отк 2 % iа.ном 7.07 кА iп.ном 35.36 кА 32 2 Bк Iтер tтер Bк 1200 2 кА c Проверка выбранного выключателя приведена в таб.10. Таб.2.7.1. Проверка выключателей зоны №1. 1. По напряжению установки. Uном ,кB Uс ,кB 110 = 110 2. По длительному току. 1 > 0,53 Iном,кА Imax ,кА 3. По отключающ ей способности. 3.1. На симметричный ток отключения. I''з1,кА Iотк.ном ,кА 20 > 12,22 3.2. На отключение апериодического тока. Ia.ном , кА Ia..з1, кА 7,1 < 6,08 3.3. По полному току КЗ. 35,4 > Iп.з1, кА 23,37 Iп.ном , кА 4. По включающей способности. 20 > I''з1,кА 12,22 Iв кл,кА 52,0 > 26,18 iв кл,кА iу.з1, кА 5. На электродинамическую стойкость. 20 > I''з1,кА 12,22 Iдин,кА 52 > 26,18 iдин,кА iу.з1, кА 6. На термическую стойкость. > Bк.з1,кА2*с 43,31 Bк.ном ,кА2*с 1200 Выбранный нами выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 не проходит по условию апериодической составляющей тока КЗ,но он отключает полный ток КЗ. Выбранный нами выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям. Зона 2 Выключателей нет Зона 3 По справочнику [1] выбираем выключатель МГУ-10-5000-63У3 со следующими параметрами: Uном 10 кВ Iдин 64 Iном 5 кA iдин 170 кA Iвкл 170 кА Iном.отк 58 кA Iтер 64 н 20 iа.ном 0.01 2 н Iном.отк iп.ном 1 0.01 н Iном.отк 2 кA кA iвкл 70 кА tтер 4 c tотк.в 0.13 c % iа.ном 16.4 кА iп.ном 98.43 кА 33 2 Bк Iтер tтер Bк 16384 2 кА c Таб.2.7.2. Проверка выключателей зоны №3. 1. По напряжению установки. Uном ,кB Uс ,кB 10 = 10 2. По длительному току. 5 > 2,31 Imax ,кА Iном,кА 3. По отключающ ей способности. 3.1. На симметричный ток отключения. I''з3,кА Iотк.ном ,кА 58 > 38,31 3.2. На отключение апериодического тока. Ia..з3, кА Ia.ном , кА 16,4 < 34,03 3.3. По полному току КЗ. Iп.ном , кА 98,4 > Iп.з3, кА 88,21 4. По включающей способности. Iв кл,кА 70 > I''з3,кА 38,31 iв кл,кА 170,0 > 67,43 iу.з3, кА 5. На электродинамическую стойкость. Iдин,кА 64 > I''з3,кА 38,31 iдин,кА 170 > 67,43 iу.з3, кА 6. На термическую стойкость. > Bк.з3,кА2*с 939,37 Bк.ном ,кА2*с 16384 Выбранный нами выключатель МГУ-10-5000-63У3 не проходит по условию апериодической составляющей тока КЗ,но он отключает полный ток КЗ. Выбранный нами выключатель МГУ-10-5000-63У3 удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям. По справочнику [1] выбираем выключатель МГУ-20/9500У3 со следующими параметрами: Uном 20 кВ Iдин 105 кA Iвкл 75 Iном 9.5 кA iдин 300 кA iвкл 150 кА Iном.отк 90 кA Iтер 90 н 20 iа.ном 0.01 2 н Iном.отк iп.ном 1 0.01 н Iном.отк 2 кA кА tтер 4 c tотк.в 0.2 c % iа.ном 25.46 кА iп.ном 152.74 кА 34 2 Bк Iтер tтер Bк 32400 2 кА c Таб.2.7.3. Проверка выключателей зоны №3. 1. По напряжению установки. Uном ,кB Uс ,кB 20 = 10 2. По длительному току. 9,5 > 7,22 Iном,кА Imax ,кА 3. По отключающ ей способности. 3.1. На симметричный ток отключения. I''з3,кА Iотк.ном ,кА 90 > 38,31 3.2. На отключение апериодического тока. Ia.ном , кА Ia..з3, кА 25,5 < 34,03 3.3. По полному току КЗ. 152,7 > Iп.з3, кА 88,21 Iп.ном , кА 4. По включающей способности. Iв кл,кА 75 > I''з3,кА 38,31 iв кл,кА 150,0 > 67,43 iу.з3, кА 5. На электродинамическую стойкость. Iдин,кА 105 > I''з3,кА 38,31 iдин,кА 300 > 67,43 iу.з3, кА 6. На термическую стойкость. > Bк.з3,кА2*с 939,37 Bк.ном ,кА2*с 32400 Выбранный нами выключатель МГУ-20/9500У3 не проходит по условию апериодической составляющей тока КЗ,но он отключает полный ток КЗ. Выбранный нами выключатель МГУ-20/9500У3 удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям. Зона 4 По справочнику (1) выбираем выключатель BB/TEL-10-25/630 У2 со следующими параметрами: Uном 10 кВ Iдин 31.5 кA iвкл 31.5 кА tтер 4 c Iном 0.63 кA iдин 80 кA Iвкл 80 кА tотк.в 0.07 c Iтер 31.5 кA н 31.5 % Iном.отк 31.5 кA iа.ном 0.01 2 н Iном.отк iп.ном 1 0.01 н Iном.отк 2 iа.ном 14.03 кА iп.ном 58.58 кА 35 2 Bк Iтер tтер Bк 3969 2 кА c Таб.2.7.3. Проверка выключателей зоны №4. 1. По напряжению установки. Uном ,кB Uс ,кB 10 = 10 2. По длительному току. 0,63 > 0,21 Imax ,кА Iном,кА 3. По отключающ ей способности. 3.1. На симметричный ток отключения. I''з4,кА Iотк.ном ,кА 31,5 > 21,10 3.2. На отключение апериодического тока. Ia..з4, кА Ia.ном , кА 14,0 < 18,51 3.3. По полному току КЗ. 58,6 > Iп.з4, кА 48,35 Iп.ном , кА 4. По включающей способности. Iв кл,кА 31,5 > I''з4,кА 21,10 iв кл,кА 80,0 > 39,76 iу.з4, кА 5. На электродинамическую стойкость. Iдин,кА 31,5 > I''з4,кА 21,10 iдин,кА 80 > 39,76 iу.з4, кА 6. На термическую стойкость. > Bк.з4,кА2*с 126,89 Bк.ном ,кА2*с 3969 Выбранный нами выключатель BB/TEL-10-25/630 У2 не проходит по условию апериодической составляющей тока КЗ,но он отключает полный ток КЗ. Выбранный нами выключатель ВК-10-630-31,5У2 удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям. 2.8. Выбор разъединителей Разъединители выбираются по следующим условиям: 1. По напряжению установки: Uном Uс 2. По длительному току: Iном Imax 3. На электродинамическую стойкость: iдин iу Iдин I''з ; 2 4. На термическую стойкость: Iтер tтер Bк Зона 1 По справочнику (1) выбираем разъединители РНДЗ.1-110/1000У1 и РНДЗ.2-110/1000У1 со следующими параметрами: Uном 110 кВ iдин 80 Iном 1 Iтер 31.5 кA кA кA tтер 4 c 2 Bк Iтер tтер Bк 3969 2 кА c Таб.2.8.1. Проверка выключателей зоны №1. 1. По напряжению установки. Uном ,кB Uс ,кB 110 = 110 2. По длительному току. 1 > 0,53 Imax ,кА Iном ,кА 3. На электродинамическую стойкость. iдин,кА 80 > 26,18 iу.з1, кА 4. На термическую стойкость. Bк.ном ,кА2*с 3969 > Bк.з1,кА2*с 43,31 Разъединитель РНД-110/1000У1 удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям. 36 Зона 2 Выбираем разъединитель РНДЗ.2-10/3200 У1 со следующими параметрами: Uном 110 кВ iдин 125 кA tтер 3 c Iном 3.2 кA Iтер 50 кA Bк Iтер tтер 2 Bк 7500 2 кА c Таб.2.8.2. Проверка разъединителей зоны №2. 1. По напряжению установки. Uном ,кB Uс ,кB 110 = 10 2. По длительному току. 3,2 > 2,11 Iном ,кА Imax ,кА 3. На электродинамическую стойкость. iдин,кА 125 = 118 iу.з1, кА 4. На термическую стойкость. Bк.ном ,кА2*с 7500 > Bк.з1,кА2*с 2291,89 Разъединитель РНДЗ.2-10/3200 У1 удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям. Зона 3 Выбираем разъединитель РВРЗ-2-20/8000 У3 со следующими параметрами: Uном 20 кВ iдин 320 кA tтер 4 c Iном 8 Iтер 125 кA Bк Iтер tтер кA 2 Bк 62500 2 кА c Проверка выбранного разъединителя приведена в таб.17. Таб.2.8.3. Проверка разъединителей зоны №3. 1. По напряжению установки. Uном ,кB Uс ,кB 20 = 10 2. По длительному току. 8 > 7,22 Iном ,кА Imax ,кА 3. На электродинамическую стойкость. iдин,кА 320 > 67,43 iу.з3, кА 4. На термическую стойкость. Bк.ном ,кА2*с 62500 > Bк.з3,кА2*с 939,37 Разъединитель РВРЗ-2-20/8000 У3 удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям. 2.9. Выбор реакторов Реакторы выбираются по следующим условиям: 1. По напряжению установки: Uном Uс 2. По длительному току: Iном Imax 3. На электродинамическую стойкость: iдин iу 2 4. На термическую стойкость: Iтер tтер Bк 5. По уровню остаточного напряжения в % ( проверяется в ряде случаев): Uост = xр 3 Uост ( 65 70)% 37 I''з 100 Uном ; Выбор линейного группового реактора зоны 4. По справочнику (1) выбираем линейный реактор РБСДГ 10-2х1600-0.25У3 со следующими параметрами: Iном.р 1.5 кA Iдин 49 кA xр 0.25 Ом Uном 10 Iтер 19.3 кA tтер 8 с кВ 2 Bк Iтер tтер Bк 2979.92 3 I''з4' Uост xр 100 Uном Up xр 1 kсв kсв 0.52 2 кА c Uост 91.37 % 3 Imax.р sin Uном 100 Up 1.38 % Проверка выбранного реактора приведена в таб.18. Таб.18. Проверка реактора зоны №4 1. По напряжению установки. Uном ,кB Uс ,кB 10 = 10 2. По длительному току. 1,5 > 1,06 Iном,кА Imax ,кА 3. На электродинамическую стойкость. 49 > 39,76 Iдин,кА iу.з4, кА 4. На термическую стойкость. Bк.ном ,кА2*с 2979,9 > Bк.з4,кА2*с 126,89 5. По уровню остаточного напряжения Uост.треб, % Uост , % 91,37 > 65 6. По потери напряжения 1,38 < 2 Uр.треб, % Uр, % Выбранный линейный реактор РБСДГ 10-2х1600-0.25У3 удовлетворяет всем предъявленным требованиям 38 2.10. Выбор и расположение ОПН Установка ограничителей перенапряжения (ОПН) в нейтралях трансформаторов и на сборных шинах ОРУ 110 кВ необходима для защиты оборудования от возможных атмосферных и коммутационных перенапряжений. Так как изоляция нулевых выводов силовых трансформаторов обычно не рассчитывается на полное напряжение, то в режиме разземления нейтрали необходимо снизить возможные перенапряжения путем присоединения ОПН к нулевой точке трансформатора. При этом напряжение ОПН выбирается на класс ниже напряжения ступени присоединения. ОПН на ОРУ 110 кВ устанавливаем на каждой шине, за исключение обходной. ОПН на КРУ 10 кВ устанавливаем на каждой секции рабочей системы шин. 1. Для защиты сборных шин и трансформаторов напряжения ОРУ 110 кВ выбираем по справочнику (1) ОПН типа ОПН-РК-110/40,5/10/680 УХЛ1 01. 2. Для защиты блоков генератор-трансформатор в период возможного разземления их нейтралей выбираем по справочнику (1) ОПН типов ОПН-РК35/42.0-10-680 УХЛ1 01 в нейтралях силовых трансформаторов. 3. Для защиты сборных шин и трансформаторов напряжения КРУ 10 кВ выбираем по справочнику (1) ОПН типа ОПН-РТ /TEL -10/10,5 УХЛ2. 4. Для защиты сборных шин и трансформаторов напряжения СН 6 кВ выбираем по справочнику (1) ОПН типа ОПН–РТ/TEL– 6/7.2 УХЛ2 2.11. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на РУВН 110 кВ. 2.11.1. Выбор трансформаторов тока на отходящей линии 110 кВ Выбор трансформаторов тока. 1) по напряжению установки 2) по току 3) по конструкции и классу точности 4) по электродинамической стойкости Uуст Uном Iмах Iном iу iдин 2 5) по термической стойкости Bк Iтер tтер 6) по вторичной нагрузке Z2 Z2ном На отходящей линии 110 кВ с одностороннем питанием устанавливаем следующие измерительные и интегрирующие приборы: амперметр; ваттметр; варметр; счетчик активной энергии; счетчик реактивной энергии; Перечень необходимых приборов и их параметры приведены в таб.21. На рис.9. представлена схема подключения приборов к измерительным трансформаторам тока и напряжения. 39 Ua W Var Wh Ub Uc Varh W W Var Var Wh Wh Varh Varh A W ТA-А И1 И1 ТA-В ТA-С И2 И2 Var Wh Varh И1 И2 a) б) Рис.11. Схема подключения приборов к измерительным трансформаторам тока (а) и напряжения (б). , где W - ваттметр, Var - варметр, Wh - счетчик активной энергии, Varh - счетчик реактивной энергии, А - амперметр. Таб.2.11.1. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Нагрузка фазы, В*А класс Прибор Тип точности А В Амперметр Э-335 1 0,5 Ваттметр Д-335 1,5 0,5 Варметр Д-335 1,5 0,5 - № п/п 1 2 3 Счетчик актив ной энергии Счетчик реактив ной энергии 4 5 С 0,5 0,5 СА3-И681 1 2,5 - 2,5 СР4-И676 1,5 2,5 - 2,5 6 0,5 6 Итого: По таблице П4.5 [2] выбираем трансформатор тока ТФЗМ110Б-1У1 со следующими параметрами: Uном 110 кВ iдин 84 кA zном2 1.2 Iном1 400 A Iтер 16 кA класс точности: 0,5/10Р/10Р Iном2 5 A tтер 3 с Bк Iтер tтер Bк 768 кА c 2 Ом 2 Определим марку к онтрольного кабеля: Общее сопротивление приборов: rприб , где S приб 6 B A rк 0.1 Сечение жилы: , где 0.03 rпр zном2 rприб rк - переходное сопротивление контактов. Ом q Iном2 rприб 0.24 2 L q 3.29 rпр Ом мм м Ом - мощность, потребляемая приборами, установленными в одной фазе. Допустимое сопротивление проводов: , где S приб мм 2 2 - удельное сопротивление алюминия. 40 rпр 0.86 Ом L 100 м - длина соединительных проводов. Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 кв. мм. Cопротивление проводов rпр L 4 rпр 0.71 z2 rпр rприб rк z2 1.05 Проверка выбранного трансформатора тока приведена в таб.20. Таб.20. Проверка трансформатора тока. 110 1. По напряжению установки. Uс ,кB 110 = 110,00 2. По длительному току. 0,4 > 0,53 Imax ,кА Iном ,кА 3. На электродинамическую стойкость. 84 > Iу.з1, кА 26,18 iдин,кА 4. На термическую стойкость. 768 > Bк.з1,кА*с 43,31 Bк.ном ,кА*с 5. По вторичной нагрузке. Z2, Ом Z2ном , Ом 1,2 > 1,05 Трансформатор тока ТФЗМ110Б-1У1 удовлетворяет всем предъявляемым требованиям. 2.11.2. Выбор трансформатора напряжения на ОРУ 110 кВ Выбор трансформаторов напряжения. 1) по напряжению установки Uуст Uном 2) по конструкции и схеме соединения обмоток 3) по классу точности 4) по вторичной нагрузке S 2 S ном На сборных шинах 110 кВ устанавливаем следующие измерительные интегрирующие приборы: измерительные приборы: вольтметр с переключением; приборы синхронизации: 2 частотомера , 2 вольтметра, синхроноскоп; регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр; обмотки напряжения приборов отходящих линий 110 кВ. Перечень необходимых приборов и их параметры приведены в таб.21. 41 и Таб.21. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения. Потребляемая S одной класс № Кол-во Число мощ ность Прибор Тип обмотки, точности п/п обмоток приборов S2, B*A В*А 1. Шины 110 кВ 1.1. Измерительные приборы. 1 Вольтметр Э-335 1 2 1 1 2 1.2. Приборы синхронизации. 2 Вольтметр Э-335 1 2 1 2 4 3 Частотомер Э-362 2,5 1 1 2 2 4 Синхроноскоп Э-327 3 град 10 1 1 10 1.3. Приборы регистрирующ ие. 5 Вольтметр Н-393 1,5 10 1 1 10 6 Частотомер Н-397 0,5 7 1 1 7 2. Приборы отходящ их линий 110 кВ. 7 Ваттметр Д-335 1,5 1,5 2 5 15 8 Варметр Д-335 1,5 1,5 2 5 15 Счетчик 9 активной СА3-И681 1 2 2 5 20 энергии Счетчик 10 реактивной СР4-И676 1,5 3 2 5 30 энергии Итого: 115 По таблице П4.6 (3) выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-83У1 со следующими параметрами: Номинальное напряжение первичной обмотки 110000 3 Номинальное напряжение вторичной обмотки 100 3 S ном2 400 В B A В Номинальное напряжение дополнительной вторичной обмотки 100 В класс точности: 0,5 A B C A X aД 1 xД a x B bД yД b Y y C Z cД zД 2 c z Рис. 2.11 Схема включения трех однофазных трансформаторов типа НКФ в трехфазный 42 Для измерения напряжения относительно земли соединим три однофазных трансформатора, соединенных по схеме Y0/Y0. Таб.2.11. Проверка трансформатора напряжения. 1. По напряжению установки. Uном ,кB 110 = Uс ,кB 110 2. По вторичной нагрузке. S 2ном , В*А 400 > S 2, В*А 115 Трансформатор напряжения НКФ-110-83У1 удовлетворяет всем предъявляемым требованиям. Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель марки АКРВГ с сечением жил 2.5 кв.мм по условиям механической прочности. 2.12. Система измерений на ТЭЦ Система измерений на электростанциях (подстанциях) предназначена для осуществления контроля за режимом работы основного и вспомогательного оборудования. Размещение контрольно-измерительных приборов для основных цепей ТЭЦ 360 МВт представлено в таб.23. Таб.23. Размещение КИП на ТЭЦ 360 МВт. № п/п Цепь Место установки приборов Статор 1 Генератор Ротор 2 Блок Г-Т Генератор Блочный трансформатор 7 Линии 10 кВ Линии 110 кВ Сборные Шины КРУ Сборные шины РУВН ШСВ На каждой секции На каждой системе сборных шин - 8 ОВ - 3 4 5 6 Перечень приборов PA в каждой фазе, PV, PW, PVA, PI, датчики активной и реактивной мощности PV в цепи основного и резервного возбудит регистрирующий PA Приборы по п.1 ВН: PА - РА, PW, PWA, ФИП, PI, PK - РА, РW, PVA, ФИП, PI, PK РV Регистрирующие приборы: PF, PV, приборы синхронизации: два PF, два PV, синхроноскоп, осциллограф PA PA, PW, PVA с 2-х сторонней шкалой, PI, PK, ФИП , где РА – амперметр, РV – вольтметр, PW – вaттметр, PVA – варметр, PF - частотомер, PS - синхроноскоп , PO - осциллограф, PI – счетчик активной энергии , PK – счетчик реактивной энергии, ФИП - приборы, фиксирующие парметры, необходимые для определения мест повреждения на линиях 10 и 110 кВ. 43 Таб.24. Размещение измерительных трансформаторов тока и напряжения на ТЭЦ 360 МВт. № п/п 1 2 3 4 5 6 7 Цепь Статор генератора Блочный трансформатор ВН Сборные шины 110 кВ Цепи выключателей 110 кВ Сборные шины КРУ 10 кВ Цепи выключателей 10 кВ Цепи групповых реакторов 44 Установка ТТ + + + + + Установка ТН + + + - Часть 3. Релейная защита основного оборудования ТЭЦ 3.1. Релейная защита синхронных генераторов № 1 2 3 4 Повреждения генераторов: Междуфазные КЗ Витковые замыкания Замыкание обмотки статора на корпус Замыкание обмотки ротора на корпус № Ненормальные режимы: 1 Внешние КЗ 2 3 Перегрузка статора Перегрузка ротора № Повреждения трансформаторов: 1 Междуфазные КЗ Применяемые защиты: Продольная дифференциальная защита Поперечная дифференциальная защита Защита, реагирующая на ток нулевой последовательности Защита обмотки ротора от замыкания на корпус Применяемые защиты: 1. МТЗ с пуском по напряжению; 2. Токовая защита обратной последовательности с приставкой от трехфазных КЗ МТЗ с реле в одной фазе Токовые защиты 3.2. Релейная защита силовых трансформаторов Применяемые защиты: 1. Продольная дифференциальная защита; 2. МТЗ; 3. МТО; 4. Защита силовыми предохранителями 3 1. Витковые замыкания; 2. Повреждение магнитопровода; 3. Утечка масла Замыкание обмоток на корпус Токовая защита от замыкания на корпус № Ненормальные режимы: Применяемые защиты: 2 1 Внешние КЗ 2 Перегрузка Газовая защита 1. МТЗ; 2. МТЗ с пуском по напряжению; 3. Токовая защита нулевой последовательности; 4. Токовая защита обратной последовательности МТЗ с реле в одной фазе 3.3. Релейная защита сборных шин № Повреждения сборных шин: 1 Междуфазные КЗ № Ненормальные режимы: 1 Внешние КЗ Применяемые защиты: 1. Продольная дифференциальная защита; 2. МТЗ с логической защитой шин; 3. МТО Применяемые защиты: 1. МТЗ; 2. Дистанционная защита 45 Часть 4. Выбор токоведущих частей ТЭЦ Основное электрическое оборудование и аппарататы электростанции соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электроустановок. Перечень проводников, с помощью которых осуществляются электрические соединения на ТЭЦ 360 МВт, представлен в таб.25. № 1 2 3 4 5 Таб.25. Перечень проводников ТЭЦ 360 МВт. Цепь Тип проводника Комплектный пофазно-экранированный Соединения в блоке Г-Т токопровод Токоведущие части ОРУ 110 кВ Сталеалюминиевые провода В цепях линии 6-10 кВ, вся ошиновка до и после реактора, а Прямоугольные алюминиевые шины также в шкафах КРУ Отходящ ие линии 110 кВ Сталеалюминиевые провода Отходящ ие линии 10 кВ Кабельные линии 4.1. Соединения в блоке генератор-трансформатор В качестве проводника на участке между генератором и блочным трансформатором по справочнику (1) выбираем комплектный пофазно-экранированный токопровод марки ТЭКН-20/7800 со следующими параметрами: Номинальное напряжение - Uном 20 кВ Номинальный ток - Iном 7.8 кA Электродинамическая стойкость - iу.ном 250 кA Укрупненный блок генератор-трансформатор 1. Проверка токопровода по допустимому току. Наибольший рабочий ток : Iном 7.8 > кА Iраб.мах 1.05 Iномг1 Iраб.мах 2.31 Iраб.мах 2.31 кА Выбранный тип токопровода удовлетворяет данному условию. 2. Проверка токопровода на электродинамическую стойкость. iу.ном 250 > кA iу.з3 67.43 кА Выбранный тип токопровода удовлетворяет данному условию. Блок генератор-трансформатор №3, №4 и №5 1. Проверка токопровода по допустимому току. Наибольший рабочий ток : Iраб.мах 1.05 Iномг2 Iном 7.8 кА > Iраб.мах 7.22 кА Выбранный тип токопровода удовлетворяет данному условию. 2. Проверка токопровода на электродинамическую стойкость. iу.ном 250 кA > iу.з3 67.43 кА Выбранный тип токопровода удовлетворяет данному условию. 46 кА 4.2. Отпайка к реактору В качестве проводника на участке между генератором и блочным трансформатором по справочнику (1) выбираем комплектный пофазно-экранированный токопровод марки ТЭКН-20/7800 со следующими параметрами: Номинальное напряжение - Uном 20 кВ Номинальный ток - Iном 7.8 кA Электродинамическая стойкость - iу.ном 250 кA 1. Проверка токопровода по допустимому току. Наибольший рабочий ток : Iраб.мах Imax.р Iном 7.8 Iраб.мах 1.06 > кА Iраб.мах 1.06 кА кА Выбранный тип токопровода удовлетворяет данному условию. 2. Проверка токопровода на электродинамическую стойкость. iу.ном 250 iу.з2 117.74 кА > кA Выбранный тип токопровода удовлетворяет данному условию. 4.3. Ошиновка КРУ 10 кВ. Ошиновку КРУ 10 кВ выполняем прямоугольными алюминиевыми шинами марки АДЗ1Т (1), расположенными в вершинах прямоугольного треугольника, со следующими параметрами: 2 Поперечное сечение - hxb = 100х10 - q 1000 мм Допустимый продолжительный ток - Iдоп 1.82 кА Допустимое напряжение - доп 75 МПа Расстояние между опорными изоляторами - L 1.5 м Расстояние между фазами - a 0.6 м 1. Проверка шин по допустимому току. Iраб.мах Imax.р Наибольший рабочий ток реактора: Iдоп 1.82 кА Iраб.мах 1.06 кА > кА Iраб.мах 1.06 Выбранный тип шин удовлетворяет данному условию. 2. Проверка шин на термическую стойкость. Данный участок относится к о второй и четвертой зонам по уровням токов КЗ, поэтому расчетные значения ударного тока и теплового импульса тока КЗ принимаем с оответствующими максимальной зоне. Тепловой импульс тока КЗ: 2 Bк.з4 126.89 кА c Минимальное сечение по усл овию термической стойк ости: q min Bк.з4 10 6 q min 123.78 C q min 123.78 мм 2 < мм 2 q 1000 , где мм C 91 A c 0.5 мм 2 Выбранные шины термически стойки. 3. Проверка шин на механическую прочность. 47 2 Момент сопротивления по таблице 4.1 (2 Рож): W b h 2 6 3 10 W 16.67 3 см Определим напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента (формула 4.20 [2]): 2 3 2 8 i у.з4 10 L ф 3 10 a W ф 6.16 доп 75 < МПа МПа Выбранные шины механически прочны. 4. Проверка шин на механический резонанс . Момент инерции: J b h 3 12 10 3 4 J 833.33 Частота с обственных колебаний шин: f0 173.2 2 см J q 10 L 2 f0 702.71 Гц Механический резонанс для выбранных шин не наступает, т.к. частота с обственных колебаний алюминиевых шин больше 200 Гц (см. стр.221 [2]). 5. Выбор опорных изоляторов Выбираем опорные изоляторы типа ИО-10-3,75 У3 со следующими параметрами: Номинальное напряжение - Uном 10 Минимальная разрушающая сила - Fразр 3.75 10 H Высота изолятора - Hиз 120 мм Максимальная изгибающая сила: 3 7 i у.з4 10 L Fи 1.5 10 Fи 592.88 a кВ 3 2 h Hиз c 2 Поправка на высоту коробчатых шин: kh Расчетная изгибающая сила: Fрасч kh Fи Н kh 1.47 Hиз Fрасч 869.56 H Проверка опорного изолятора на механическую прочность: 0.6 Fразр 2250 > H Fрасч 869.56 H Опорные изоляторы типа ИО-10-3,75 У3 удовлетворяют всем предъявляемым требованиям. 6. Выбор проходных изоляторов. Выбираем проходные изоляторы типа ИП-10/1600-1250УХЛ1 со следующими параметрами: Номинальное напряжение - Uном 10 кВ Номинальный ток - Iном 1.6 кA Минимальная разрушающая сила - Fразр 12.5 10 H 3 1. Проверка проходного изолятора по допустимому ток у. Iном 1.6 кА > Iраб.мах 1.06 кА 48 Выбранный проходной изолятор удовлетворяет данному условию. 2. Проверка проходного изолятора на механическую прочность: Расчетная изгибающая сила: 0.6 Fразр 7500 > H Fрасч 0.5 Fи Fрасч 296.44 Fрасч 296.44 H H Проходные изоляторы типа ИП-10/1600-1250УХЛ1 удовлетворяют всем предъявляемым требованиям. 4.4. Отходящие линии 10 кВ В качестве проводников отходящих линий 10 кВ по справочнику (1) выбираем кабель с медными жилами, прокладываемые в земле, со следующими параметрами: Марка к абеля - СБ 3Х120 (для прокладки в земле). Номинальное напряжение - Uном 10 кВ Поперечное сечение - q 120 мм Допустимый продолжительный ток - Iдоп 395 А Время использования максимума (по табл.4.5 [2]) - Tmax 6000 ч Экономическая пл отность тока ( по табл.4.5 [2]) - jэ 2 1. По напряжению установки. Uном 10 Uс 10.5 = кВ 2 A мм 2 кВ Выбранный кабель удовлетворяет данному требованию. 2. По экономической пл отности тока. qэ Iраб q э 105.74 jэ Pн 10 Iраб , где мм 2 3 3 Uс cosн Iраб 211.48 - рабочий ток на один к абель. А 2 Выбираем кабель сечением 120 мм . 3. По допустимому току. Iдоп 395 А Iраб 211.48 > А Выбранный кабель удовлетворяет данному требованию. 4. На термическую стойкость. Ток КЗ для кабеля: I''к I''з4' Тепловой импульс тока КЗ: Bк I''к tотк , где tотк 0.2 с 2 I''к 21.1 кА Bк 89.04 - полное время отк лючения КЗ зоны 4. 49 2 кА c Минимальное сечение по термической стойк ости: 6 Bк 10 q min q min 62.91 C q 120 мм 2 > q min 62.91 мм мм 2 , где C 150 кА c 0.5 мм 2 - табл. 3.14 [2] 2 Выбранный кабель термически стоек. Выбранный кабель СБ 3х120 удовлетворяет всем предъявляемым требованиям. 4.5. Сборные шины ОРУ 110 кВ В качестве проводников сборных шин 110 кВ принимаем сталеалюминиевые провода со следующими параметрами: Марка провода - АС-150/19 Номинальное напряжение - Uном 110 кВ Поперечное сечение (алюмин. провода) - q 148 мм Допустимый продолжительный ток - Iдоп 450 А 2 1. По напряжению установки. Uном 110 = кВ U 110 кВ Выбранный провод удовлетворяет данному требованию. 2. По экономической пл отности тока. Iнорм IQ2б 1000 Iнорм 402 А Так к ак выключатели были выбраны по максимальному перетоку мощности: Imax Iнорм 3. По допустимому току. Определям по току наиболее мощного присоединения: Iдоп 450 А > Imax 402 A 4. На термическую стойкость. Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, т.к. сборные шины выполнены голыми проводами, расположенными на открытом воздухе. 5. На электродинамическую стойкость. Проверкe на электродинамическое действие тока КЗ в нашем случае производитm не нужно, т.к. начальное значение периодической составляющей тока КЗ на сборных шинах 110 кВ получил ось = 13,47 кА что соответствует норме по электродинамической стойкости для РУ построеных с использованием гибких шин. 6. На коронирование. Проверка на коронирование не производится, т.к. согласно ПУЭ минимальное сечение по условиям 2 короны для воздушных линий 110 кВ составляет 70 мм .В нашем случае сечение взято равным 150 мм 2 Выбранный провод АС-150/19 удовлетворяет всем предъявляемым к нему требованиям. 50 4.6. Присоединения блочных трансформаторов к ОРУ 110 кВ В качестве проводников для присоединения блочного трансформатора к ОРУ 110 кВ по справочнику (1) принимаем сталеалюминиевые провода со следующими параметрами: 1. Для присоединения блочного трансформатора. Марка провода - АС-400/18 Номинальное напряжение - Uном 110 кВ Поперечное сечение (алюмин. провода) - q 381 мм Допустимый продолжительный ток - Iдоп 680 А Время использования максимума - Tmax 5000 ч Экономическая пл отность тока - jэ 1.1 2 A мм 2 1. По экономической пл отности тока. qэ Imax q э 365.12 jэ мм 2 , где Imax = IQ2б см. п.1.3 2 Принимаем ближайшее стандартное значение сечения 381 мм . 2. По допустимому току. Iдоп 680 А > Imax 401.63 A Выбранный провод удовлетворяет данному требованию. Проверка по остальным требованиям производится аналогично как для сборных шин ОРУ 110 кВ. Выбранныйпровод АС-400/18 удовлетворяет всем предъявляемым требованиям. 4.7. Присоединение линий нагрузок и линий связи к ОРУ 110 кВ В качестве проводников принимаем сталеалюминиевые провода со следующими параметрами: 1. Для линий нагрузок 110 кВ. По справочнику (1) в качестве проводноков линий нагрузок 110 КВ выбираем салеалюминиевые провода следущих параметров: Марка провода - АС-205/27 Номинальное напряжение - Uном 110 кВ Поперечное сечение (алюмин.провода) - q 205 мм Допустимый продолжительный ток - А Время использования максимума - Iдоп 515 Tmax 5000 Экономическая пл отность тока - jэ 1.1 1. По экономической пл отности тока. qэ Imax jэ q э 182.56 мм 2 , где Imax 200.82 А 2 ч A мм 2 Imax = IQ1б см. п.1.3 2 Принимаем ближайшее стандартное значение 205 мм . 2. По допустимому току. Iдоп 515 > А 51 Imax 200.82 A Проверка по остальным требованиям производится аналогично как для сборных шин. Выбранный провод АС-205/27 удовлетворяет всем предъявляемым требованиям. 2. Для линий связи 110 кВ. По справочнику (1) выбираем сталеалюминиевый провод следущих параметров: Марка провода - Выбираем провод в фазе - АС-240/39 Номинальное напряжение - Uном 110 кВ Поперечное сечение (алюмин. провода) - q 240 мм Допустимый продолжительный ток - Iдоп 600 А Время использования максимума - Tmax 5000 ч Экономическая пл отность тока - jэ 1.1 1. По экономической пл отности тока. qэ Imax q э 242.63 2 jэ мм 2 , где Imax 533.78 А 2 A мм 2 Imax = IQ1 2 Принимаем ближайшее стандартное значение 120 мм . 2. По допустимому току. Iдоп 600 А > Imax 533.78 A Проверка по остальным требованиям производится аналогично как для сборных шин. Выбранный провод АС-240/39 удовлетворяет всем предъявляемым требованиям. 52 Часть 5. Разработка схемы электрических соединений собственных нужд ТЭЦ Выбираем мощность резервных ТСН 110/6 кВ Мощность 1-го и 2-го резервного трансформатора СН S сн1 0.08 S ТСН > 2 Pномг1 1 Pномг2 cos сн S сн1 16 S сн1 16 МВт МВт Выбираем трансформатор ТДН-16000/110 S ном 16 МВ А Uвн 115 кВ Pкз 85 кВт Uк 10.5 % Uнн 6.6 кВ Pхх 18 кВт Uк 10.5 % Uнн 6.3 кВ Pхх 25 кВт Выбираем мощность рабочих ТСН 10/6 кВ Мощность рабочего трансформатора СН генераторов G1 и G2 S снг1 0.08 S ТСН > 2 Pномг1 cos сн S снг1 6.24 S снг1 6.24 МВт МВт Выбираем трансформатор ТМНC-6300/10 S ном 6.3 МВ А Uвн 10.5 кВ Pкз 46.5 кВт Uк 8 Uнн 6.3 Pхх 8 % кВ кВт Мощность рабочих трансформаторов СН генераторов G3, G4 S снг2 0.08 S ТСН > Pномг2 S снг2 9.76 cos сн S снг2 9.76 МВт МВт Выбираем трансформатор ТМНC-10000/10 S ном 10 МВ А Uвн 10.5 кВ Pкз 60 кВт Uк 8 Uнн 6.3 Pхх 12 кВт % кВ Выбираем мощность рабочих ТСН 6/0,4 кВ Мощность рабочих трансформаторов СН генераторов G1 и G2 S ТСН > 15% 2 S снг1 1.87 МВт Выбираем трансформатор ТМ-2500/10 S ном 2.5 МВ А Uвн 6 кВ Pкз 23.5 кВт Uк 6.5 Uнн 0.4 кВ Pхх 3.85 кВт % 53 Мощность рабочих трансформаторов СН генераторов G3, G4 Выбираем мощность рабочих ТСН 6/0,4 кВ S ТСН > 15% S снг2 1.46 МВт Выбираем трансформатор ТСЗ-1600/10 S ном 1.6 МВ А Uвн 6 кВ Pкз 16 кВт Uк 5.5 Uнн 0.4 кВ Pхх 4.2 кВт % G1 От шин 110 кВ G3 G4 с.н. 0,4 кВ с.н. 0,4 кВ с.н. 0,4 кВ T2 T1 Q1 G2 Q2 с.н. 6 кВ T3 Q3 Q5 Q4 T4 с.н. 6 кВ Q6 Q7 Q8 T6 с.н. 6 кВ T5 Q9 Q10 A2 A1 A4.1 QB1 A4.2 Рис. 13. Принципиальная схема собственных нужд 54 Q11 Q12 T7 Q13 A3 От шин 110 кВ T8 Q14 Часть 6. Расчет защитного заземления ОРУ 110 кВ Сопротивлением естественных заземлителей пренебрегаем. Схема заземляющего устройства показана на рис.14. Площадь ОРУ 110 кВ исходя из его габаритных элементов а 8 м в 12.5 м д 9 м б 9 м г 10.5 м n 11 м Длина д n 99 м Принимаем длину ОРУ Ширина l д 100 м ( а б в г а ) 48 м Принимаем ширину ОРУ l ш 50 м Площадь ОРУ S 5000 м S lд lш 2 Находим расчетную длительность воздействия: t о.в 0.08 с t р.з 0.01 с в tр.з tо.в в 0.09 с Находим Uпр.доп 500 В ([2] стр. 573) ОРУ расположена на суглинке 150 Ом м - коэффициент сезонности , учитывающий промерзание и kc 3.5 просыхание грунта h 1 2 м - толщина верхнего слоя грунта 1 kc 1 525 Ом м 2 65 2 65 Ом м Определяем М ([2] стр. 575) М 0.8 при 1 2 8.08 50 10 10 Вертикальный электрод Горизонтальная полоса 100 Рис.14. Схема заземляющего устройства. расстояние между вертикальными заземлителями a 10 55 м lв- длина вертикального заземлителя: lв 5 м Lг- длина горизонтальных заземлителей: Lг l д 6 l ш 11 Lг 1150 м Rс 1.5 1 Rс 787.5 Ом 0.56 kп Определяем коэффициент прикосновения: Rч 1000 Ом Rч Rч Rс М lв Lг 0.45 kп 0.17 a S Потенциал на заземлителе: Uз Uпр.доп Uз 2869 kп В , что меньше 10 кВ. Сопротивление заземляющего устройства: 3 Iкз1 i п.ном.з1 10 Iкз1 23367 А Iз 0.4 Iкз1 Iз 9346.8 А Rз.доп 0.31 Ом Rз.доп Uз Iз Iз - ток заземления на землю составляет 40% от Iкз. Преобразуем действительный план заземляющего устройства в расчетную квадратную модель со стороной: S 70.71 м Число ячеек по стороне квадрата: m Lг 2 S 1 m 7.13 Принимаем число ячеек m 7 Длина полос в расчетной модели: Lг1 ( m 1 ) 2 S Lг1 1131 м Длина сторон ячейки: b S m b 10.1 м Число вертикальных заземлителей по периметру контура при а/lв=1 nв S 4 1 lв Принимаем n в 56.57 n в 57 56 Общая длина вертикальных заземлителей: Lв l в n в Lв 285 м Глубина заложения - t 0.7 м Относительная глубина: lв t S < 0.1 0.08 lв t S А 0.444 0.84 А 0.38 По [2], табл. 7.7, стр. 570 для 1 2 a 8.08 lв э определяем: 2 h1 t 2 lв 0.26 =1.6 э 1.6 2 э 104 Ом м Общее сопротивление сложного заземлителя: Rз А э S э Rз 0.63 Lг1 Lв что больше допустимого Ом Rз.доп 0.31 Найдем напряжение прикосновения Uпр kп Iз Rз Uпр 1021.17 что больше допустимого значения 500 В. Необходимо принять меры для снижения Uпр путем расширения заземляющего устройства за пределы подстанции или путем использования естественных заземлителей. Возможен другой путь уменьшения Uпр . Применим подсыпку слоем гравия толщиной 0.2 м в рабочих местах. Удельное сопротивление верхнего слоя (гравия) в этом случае будет вс 3000 Ом м тогда kп1 1 Rч 1000 Ом Rч lв Lг a S 1 0.18 Rч Rс вс М 1 0.45 Rс 1.5 Ом kп1 0.057 Подсыпка гравием не влияет на растекание токас заземляющего устройства, так как глубина заложения заземлителей 0.7 м больше толщины слоя гравия, поэтому величины М остаются неизменными 57 1 2 и Uз1 Uпр.доп Uз1 8827.24 kп1 В что меньше допустимого 10 кВ. Rз.доп1 Uз1 Iз Rз.доп1 0.94 Ом таким образом, Rз = 0.43 Ом < Rз.доп1 = 0.94 Ом Напряжение прикосновения: Uпр1 kп1 Iз Rз Uпр1 331.88 В что меньше допустимого значения 500 В. Из расчета видно, как эффективна подсыпка гравием на территории ОРУ. Определим наибольший допустимый ток , стекающий с заземлителей ОРУ при однофазном к.з.: Uпр.доп Iз.max kп1 Rз Iз.max 14081.59 А Таким образом, спроектированный заземлитель – контурный, состоит из 66 вертикальных стержневых электродов длиной 5 м горизонтального электрода в виде стальной полосы длиной 1150 м, заглубленных в землю на 0,7 м. 58 Заключение Таким образом, спроектированная электрическая часть ТЭЦ 260 МВт содержит в своем составе следующее основное и вспомогательное оборудование: Генераторы типа ТВФ-32-У3, ТВФ-120-2У3; Блочные трансформаторы типа ТРДН-80000/110; Трансформаторы с.н. ТДН-16000/110, ТРДН-25000/110, ТМНC-6300/10, ТДНC10000/35, ТСЗ-1600/10, ТМ-2500/10; Выключатели ОРУ 110 кВ типа ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1; Ячейки КРУ типа КМ-1 с выключатели типов BB/TEL-10-25/630 У2; Разъединители ОРУ 110 кВ типов РНДЗ-110/1000ХЛ1; Разъединители КРУ 10 кВ типов РНДЗ.2-10/3200 У1; Линейный реактор РБСДГ 10-2х1600-0.25У3; Трансформаторы напряжения типов НКФ-110-83У1, НТМИ-10; Трансформаторы тока типа ТФЗМ110Б-1У1; В качестве схемы электрических соединений ОРУ 110 кВ принята схема с двумя несекционированными системами сборных шин с фиксированным распределением присоединений и с обходной системой шин. КРУ 10 кВ подключается отпайкой от блока Г-Т. Для уменьшения токов КЗ, а также для повышения остаточного напряжения у потребителей, присоединение линий нагрузки к блоку Г-Т осуществляется через сдвоенные групповые реакторы. В нормальном режиме работы ТЭЦ суммарной мощности генераторов достаточно для обеспечения потребностей в электроэнергии потребителей, питающихся от этого генератора. При выводе одного генератора в ремонт часть потребителей будет получать электроэнергии от шин 110 кВ через блочный трансформатор. Благодаря малой вероятности аварии в самом реакторе и ошиновке от реактора до отпайки от генератора и до сборок КРУ присоединение группового реактора осуществляется без выключателя, предусматривается лишь разъединитель для ремонтных работ в ячейке реактора. Питание ответственных потребителей производится двумя линиями от разных сдоенных реакторов, что обеспечивает надежность электроснабжения. Необходимо отметить, что принятые схемы электрических соединений ОРУ 110 кВ и КРУ 10 кВ обеспечивают достаточную надежность электроснабжения потребителей, а также низкую стоимость электроэнергии. При аварийном отключении одной из линий связи пропускная способность другой линий позволяет оставить в работе все источники электрической энергии, установленные на электростанции. Этим обеспечивается устойчивость параллельной работы ТЭЦ 260 МВт с другими электростанциями энергосистемы при различных аварийных режимах, возникающих как на самой ТЭЦ, так и в энергосистеме. На основании технико-экономического расчета спроектированную ТЭЦ можно признать экономически эффективной. 59 Список используемой литературы 1. Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с. 2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с. 3. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию, т.1,2 /Под ред. А.А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат, 1986. 4. Гук Ю.Б., Кантан В.В., Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций. - Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 312 с. 5. Доррер, В.М., Иванов В.А. Методические указания к курсовому проекту по курсу «Электрические станции и подстанции». – Псков, 2002. 60
