Проект электрической станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

ДОНЕЦЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

Кафедра “Електричні станції”

КУРСОВА РОБОТА

Тема: “Проект електричної станції”

Пояснювальна записка до курсової роботи

з дисципліни “Електрична частина станцій”

КР 09.0601-00-563.00.00.00. ПЗ

Виконав

студент гр. ЕС - 03н О.В. Демченко

Перевірив

доцент каф. ЕС П.Р. Никифоров

Нормоконтролер П.Р. Никифоров

Донецьк , 2005р.



Реферат

Курсовая работа посвящается электрической части электростанции.

В курсовой работе выполняется выбор главной схемы электрических соединений станции. Выбор основывается на сравнении экономических затрат на оборудование в различных вариантах проектирования электрической станции. По расчетным затратам выбирается один наиболее экономически выгодный вариант.

Для выбранной схемы производится окончательный расчет токов трехфазного КЗ.

Также в курсовой работе производится выбор схемы ОРУ, определение количества присоединений.

Выбор аппаратуры и токоведущих частей в данной курсовой работе сводится к выбору выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, а также выбору шин и токоведущих частей.

Графическая часть курсовой работы состоит из двух частей: чертежа главной схемы электрических соединений электрической станции и плана и разреза ОРУ высоко напряжения.

ЭЛЕКТРОСТАЦИЯ, ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ЗАТРАТЫ, ВЫГОДНЫЙ ВАРИАНТ, РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ, СХЕМА ОРУ, ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ, ТРАНСФОРМАТОР ТОКА, ТОКОВОДУЩАЯ ЧАСТЬ, ГЛАВНАЯ СХЕМА, ПЛАН И РАЗРЕЗ ОРУ

электрический проектирование станция экономический



Содержание

Введение

1. Выбор главной схемы электрических соединений

1.1 Выбор основного оборудования

1.2 Выбор автотрансформаторов связи

1.3 Расчет приведенных затрат

2. Расчет токов короткого замыкания

3. Расчет числа отходящих линий

3.1 Выбор числа линий, отходящих от ОРУ 110 кВ

3.2 Выбор числа линий, отходящих от ОРУ 330 кВ

4. Выбор аппаратуры и токоведущих частей

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

4.2 Выбор трансформаторов тока

4.3 Выбор трансформаторов напряжения

4.4 Выбор шин и токоведущих частей

Выводы

Перечень ссылок



Введение

Необходимость электрической энергии для современного производства и быта человека общеизвестна. Электрическую энергию производят на электрических станциях, использующих различные виды природной энергии.

Основными являются тепловые электрические станции.

Тепловые электростанции производят чуть более 40% всей электроэнергии в Украине. Подавляющая часть тепловой электрогенерации представлена ассоциацией «Укртеплоэлектроцентраль», объединяющей 18 тепловых станций суммарной установленной мощностью 3075 МВт и общей тепловой мощностью 16225 Гкал/час.

Производственная баз украинской теплоэнергетики, в свое время относившаяся к наиболее крупным в Европе, сегодня отличается высоким уровнем физического имморального износа оборудования. Реабилитация и модернизация энергетического оборудования проводится с привлечением внутренних и зарубежных инвестиций. Так, например, в данной курсовой работе используются данные по элегазовым и вакуумным выключателям, которые являются мощным и надежным оборудованием для использования на электрических станций.

Экономика Украины развивается и увеличивает объем потребления электроэнергии; при этом рост выработки электричества превышает увеличение запросов потребителей.

В настоящее время Украина экспортирует электроэнергию в соседние страны - Польшу, Словакию, Венгрию и Молдову.

Сейчас в Украине активно реализуется проект интеграции национальной электроэнергетики в энергетическую систему Европы. С 2002 года Украина успешно перевела на параллельный режим работы с Объединенной энергосистемой Центральной Европы часть своей энергосистемы в западных областях. Сейчас же начинается поэтапное распространение этого эксперимента на всю территорию страны.

1. Выбор главной схемы электрических соединений станции

1.1 Выбор основного оборудования

При составлении схемы, необходимо стремится к тому, чтобы поток мощности в нормальном режиме был направлен от ОРУ СН к ОРУ ВН.

Принимаем к расчету следующий вариант схемы: к ОРУ СН подключены 2*200 МВт генераторы, к ОРУ ВН подключены 3*200 МВт генераторы (см. рис 1.1)

Определяем нагрузку собственных нужд в процентах к номинальной мощности генератора [1]:

Соответственно этой нагрузке выбираю номинальную мощность трансформатора собственных нужд.

Мощность резервного трансформатора принимается равной мощности рабочего трансформатора при наличии между генераторами и трансформаторами выключателей. При отсутствии этого выключателя мощность резервного трансформатора должна быть на ступень выше рабочего. В итоге мощность резервного трансформатора принимается равной большей из полученных мощностей. Число резервных трансформаторов принимается равным 2, т.к. число блоков меньше 8. При этом один из них подключается к шинам ОРУ СН, а второй к стороне НН автотрансформатора связи.

Выбор основного оборудования оформлен в виде табл. 1.1.

Таблица 1.1 - Выбор основного оборудования

Наименование определяемых величин	Условие выбора	Расчет	Тип выбираемого оборудования
Мощность генератора , МВт		200 МВт	ТГВ-200 М
Мощность генератора , МВА
Условие выбора блочного трансформатора ОРУ-1			ТДЦ-250000/110
Условие выбора блочного трансформатора ОРУ-2			ТДЦ-2500000/330
Мощность, потребляемая на с. нужды , МВА
Условие выбора рабочего ТСН			ТРДНС-25000/15,75
Условие выбора ПРТСН1			ТРДН-40000/110
Условие выбора ПРТСН2			ТРДНС-40000/35

1.2 Выбор автотрансформаторов связи



Таблица 1.2 - Выбор автотрансформаторов связи

Наименование определяемых величин	Расчетные выражения	Значение
Переток мощности в нормальном режиме, МВА		21,2
Расчетная мощность одного автотрансформатора связи при установке двух трехфазных, МВА		15,4
Переток мощности в аварийном режиме при отключении одного блока ОРУ-1		-195,3
Тип и количество установленных автотрансформаторов		2*АТДЦТН-200000/330/110
Условие допустимости перегрузки

1.3 Расчет приведенных затрат

,

где К - капиталовложения, у.е. (табл. 1.3);

- дополнительные капиталовложения на потери мощности;

рн - нормативный коэффициент эффективности (1/год); рн=0,12;

И - годовые эксплуатационные расходы, у.е./год.

Расчёт капиталовложений и определение расчётных затрат приводятся в таблице 1.3.



Таблица 1.3 - Расчет капиталовложений

Наименование оборудования	Тип оборудования	Цена 1 шт., тыс. у.е.
			Количество	Общая ст-сть
Блочные трансформаторы ОРУ-1	ТДЦ-250000/110	302	2	604
Блочные трансформаторы ВРП-2	ТДЦ -250000/330	378	3	1134
Автотрансформаторы	АТДЦТН-200000/330/110	718	2	546
РТСН 1	ТРДНС-40000/110	109	1	109
РТСН 2	ТРДНС-40000/35	96.3	1	96.3
Выкл. ВРП-1	ВВУ-110Б-40/2000У1	16.13	12	196.5
Выкл. ВРП-2	ВНВ-330Б-40/3150У1	100.35	8	802.8
Выкл. на стороне НН АТ	ВВУ-35А-40/2000У1	17.03	2	34.06
Выключатели генераторные	ВВГ-20-160/12500У3	35.6	5	178
Всего:	3700.66 тис. у.е.

Таблица 1.4 - Расчёт потерь мощности и энергии

Тип оборудования	, кВт	, кВт	Переток мощности в норм режиме, МВА	Потери мощности в одном тр-ре, кВт	Потери енергии в одном тр-ре, кВт.ч.	Кол-во тр-ров	, кВт	, кВт
Блочный тр-р ОРУ1	200	640	235.294	766.92	4.355*	2	1533.8	8.7*
Блочный тр-р ОРУ2	345	1300	588.235	1478.35	8.226*	3	5913.4	33*
АТ	100	345	58.824	176.40	1.227*	2	352.8	2.454*
РТСН-1	26	145	-	145	0.91*	1	145	0.92*
РТСН-2	29	145	-	145	0.89*	1	145	0.89*
Всього:	9589.9	54.55*

Таблица 1.5 - Определение расчетных потерь

Наименование экономических показателей	Расчётные потери	Значение
Капиталовложения	К	3700.66
Дополнительные капиталовложения		754.485
Суммарные капиталовложения		4455.145
Потери энергии, кВт*час/год		54.55*
Издержки вызванные потерями энергии		436428.1
Издержки на амортизацию		719.753
Расчётные затраты		295523.13



2. Расчет токов короткого замыкания

В этом разделе для выбранного варианта производится окончательный расчет токов трехфазного к.з.

Расчет токов к.з. производится с помощью программы «Astra». Расчет одной точки производится вручную и выполняется в базисных единицах. Выбирается произвольно Sбаз , принимается Uбаз той ступени, на которой рассчитывается к.з.:

Определяю сопротивления и ЭДС элементов схемы, в относительных единицах:

ЭДС системы принимается равной 1.



Определяю параметры генераторов:



Рассчитываю значения токов КЗ от всех источников:

периодическая составляющая в начальный момент времени от генератора блока :

ударный ток от генератора блока :

Для расчета необходимо определить значение Та:

апериодическая составляющая тока КЗ:

Рассчитываю удаленность до точки КЗ (при расчетах использую [1] стр.71):

рассчитывая периодическую составляющую от системы 2:

ударный ток равен:

апериодическая составляющая тока КЗ равна:

Привожу расчет токов КЗ со стороны ОРУ ВН:

Ток со стороны ОРУ ВН равен 7,433кА, для того, чтобы определить токи отдельных элементов нахожу напряжение на шинах ОРУ ВН:

периодическая составляющая тока КЗ системы 1 равна:

значение Та:

апериодическую составляющую тока КЗ и ударный ток нахожу следующим образом:

периодическая составляющая тока КЗ от генератора блока 300 МВт, подключенного к ОРУ ВН:

нахожу ударный ток и апериодическую составляющую тока КЗ от генератора:

суммарный ток в месте КЗ равен:

Данный расчет соответствует 5 точке к.з. Результаты сведены в табл. 2.1.



Таблица 2.1 - Результаты расчета токов КЗ, при КЗ в точке К5.

Источник	Периодическая составляющая	Апериодическая составляющая	Ударный ток
Система S1	3,62	0,781	9,955
Система S2	6,561	1,132	16,675
Генератор G1	1,102	0,856	2,987
Генератор G2	1,102	0,856	2,987
Генератор G3	3,498	2,997	8,924
Генератор G4	0,811	1,19	2,1
Генератор G5	3,244	4,76	8,4
Сумма	19,938	12,572	52,028

Результаты расчетов остальных точек КЗ выполнен при помощи программы ASTRA, результаты расчета сведены в приложение Б.

Рассчитываю подпитку от двигателей СН.



3. Расчет числа отходящих линий

Количество линий для ОРУ, определяется величиной передаваемой по ним мощности:

,

где Рmax - передаваемая мощность с шин ОРУ в максимальном режиме,

Рэк - экономическая мощность одной линии, величина определяется в соответствии с данными [1], стр. 22.

3.1 Выбор числа линий отходящих от ОРУ 110кВ

При сечении 240мм2:

К установке принимаю 5 линий, так как вследствие плановых и аварийных ремонтов часть линий может быть отключена, а передаваемая мощность и в этих случаях не должна уменьшаться, полученное число линий проверяю по условию предельной передаваемой мощности:

,

Рпред- предельная мощность передаваемая по одной линии, определяется по [1], стр. 22.

,

3.2 Выбор числа отходящих линий ОРУ 330кВ

При сечении 400мм2:

К установке принимаю 4 линии , так как вследствие плановых и аварийных ремонтов часть линий может быть отключена, а передаваемая мощность и в этих случаях не должна уменьшаться, полученное число линий проверяю по условию предельной передаваемой мощности:

,

Рпред- предельная мощность передаваемая по одной линии, определяется по [1], стр. 22.



4. Выбор аппаратуры и токоведущих частей

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели и разъединители выбираются по номинальному току и напряжению. На стороне высокого напряжения 110 кВ применяется схема, в которой в цепях трансформаторов предусмотрены выключатели. Прогрессивным решением является применение маломасляных выключателей типа ВМК, вакуумных типа ВВК-110Б и елегазовых типа ВЕК-110Б.

На ВП схема первичных соединений со стороны 110 кв - одна секционированая система шин с обходной с совместным секционным и обходным выключателями [5], которая оборудована ячейками с вакуумными выключателями ВВК-110Б.

Форсированный ток через выключатель и разъединители в цепях трансформаторов ВП определяются с учетом перегрузочной способности трансформаторов

Принимаем вакуумный выключатель ВВК-110Б-20/1000У1 и разъединители РНД-110/630 Т1 с приводом ПР-Т1 14 .

Сделаем проверку выключателей на ВП по отключающей способности. Прежде всего, ведется проверка на симметричный ток отключения по условию

Потом проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

где н = 0,1 - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключающему току [14].

Для принятого выключателя

тогда

0,027 кА 2,83 кА,

итак, избранный выключатель способен отключить токи КЗ.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току КЗ для точки К1 [14]):

Iп0 = 9,25 кА Iпр.с = 20 кА,iу = 23,5 кА iпр.с = 51 кА,

где Iпр.с - действующее значение предельного сквозного тока КЗ (по каталогу),

iпр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ (по каталогу).

Итак, избранный выключатель динамично стойкий.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу

(3.1)

где - тепловой импульс, определяемый из расчета,

tоткл - время отключения выключателя, который состоит из полного времени отключения выключателя с учетом гашения дуги ,tп.в и максимального времени действия релейной защиты tр.з.max

=0,07+0,1=0,17 с;

где IT = 20 кА - предельный ток термической стойкости по каталогу;

t = 3 с - время протекания тока термической стойкости.

Используя данные табл. 3.1, получим величину теплового импульса для выключателей и разъединителей

Вк = 9,252(0,17+0,05) = 18,8 кА2с.

Номинальный тепловой импульс:

- для выключателей

- для разъединителей

Таблица 4.1 - Условия выбора выключателя ВВК-110Б-20/1000У1 и разъединителя РНД-110/1000

Параметры аппарата	Условия выбора	Расчётные данные аппаратов	Каталожные данные
			выключатель	разъединитель
Номинальное напряжение, кВ	Uуст Uном	110	110	110
Длительный номинальный ток, А	Iр.ф Iн	113	1000	630
Номинальный ток динамической стойкости, кА	Iп0 Iпр.с	9,25 23,5	20 51	- 80
Термическая стойкость, кА2с		18,8	1200	3969
Номинальный ток отключения, кА		9,25 0,027	20 2,83	- -



Из табл. 4.1 вытекает, что выключатели и разъединители на стороне 110 кв ВП удовлетворяют всем предлагаемым требованиям.

Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 110 кв потребительских ПС выполняется аналогично.

Таблица 4.2 - Коммутационная аппаратура ПС потребителей на стороне 110 кВ

ПС	А	В	Г	Д	Е	Ж
Ір.ф., А	11,2	28,1	70,3	70,3	28,1	44,3
Тип вимикача	ВВК-110	ВВК-110	ВВК-110	ВВК-110	ВВК-110	ВВК-110
Тип роз'єднувача	РНД-110/630	РНД-110/630	РНД-110/630	РНД-110/630	РНД-110/630	РНД-110/630

Таблица 4.3 - Выбор выключателей на ОРУ ВН со стороны линии

Параметры	Условия выбора	Расчетные параметры	Каталожные данные выключателя
Номинальное напряжение		330кВ	330кВ
Номинальный ток		1645А	4000
Ток отключения		19,219кА	50кА
Содержание апериодической составляющей		19,708кА	28,284кА
Пик тока включения		52,486кА	125кА
Действующее значение тока включения		19,219кА	50кА
Предельный сквозной ток		55,17кА	102кА
Динамическая стойкость		19,219кА	50кА
Термическая стойкость		97,833кА2с	4800кА2с



Таблица 4.4 - Выбор разъединителя на ОРУ ВН со стороны линии

Параметры	Условия выбора	Расчетные параметры	Каталожные данные разъединителя
РНДЗ-1-330/3200 У1
Номинальное напряжение		330кВ	330кВ
Номинальный ток		1645А	3200А
Предельный сквозной ток		55,17кА	160кА
Термическая стойкость		97,833кА2с	4800кА2с

Выбор выключателей в цепи напряжением 35 кВ

Рабочий форсированный ток

Принимаем вакумный выключатель ВВК-35Б-20/1000У1 с електромагнитним приводом.

Тепловой импульс при времени отключения выключателя tоткл, что состоит из полного времени отключения выключателя с учетом гашения дуги tп.в = 0,05 с и максимального времени действия релейной защиты tр.з.max = 1,5 с:

= 2,262[(0,05 + 1,5) + 0,12] = 8,53 кА2с.

Номинальний тепловой импульс по данным тока и времени термической стойкости [ ]:

Результаты расчетов для принятого выключателя приведены в табл. 3.4.



Таблица 4.5 - Условия выбора выключателя ВВК-35Б-20/1000У1

Параметры выключателя	Условия выбору	Расчётные данные	Каталожные данные
Номинальное напряжение, кВ	Uуст Uном	35	35
Длительный номінальный ток, А	Iр.ф Iн	336	1000
Номинальный ток динамической стойкости, кА	Iп0 Iпр.с	2,26 6,14	31,5 80
Термическая стойкость, кА2с		8,53	1985
Номинальный ток отключения, кА		2,26 0,24	31,5 4,45

Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.

Выбор выключателей в цепях напряжением 6 кв трансформаторов ВП и СПС.

Рабочий форсированный ток

Принимаем вакуумный выключатель ВВЭ-10-31,5/2000У3 и ячейках серии КРУ общепромышленного выполнения.

Тепловой импульс (3.1)

Вк = 8,432(0,055 + 1,5 + 0,12) = 119,0 кА2с. (3.2)

Номинальный тепловой импульс

Таблица 4.6 - Выбор выключателя ВВЕ-10-31,5/2000У3 и разъединителя РВР-10/2000

Параметры аппарата	Условия вибора	Расчётные данные аппаратов	Каталожные данные
			выключатель	разъединитель
Номинальное напряжение, кВ	Uуст Uном	6	10	10
Длительный номинальный ток, А	Iр.ф Iн	1960	2000	2000
Номинальный ток динамической стойкости, кА	Iп0 Iпр.с	8,43 22,9	31,5 80	- 85
Термической стойкости, кА2с		119,0	2976	2976
Номинальный ток отключения, кА		8,43 2,07	31,5 4,45	- -

Так именно выбираются коммутационные аппараты на потребительских ПС.

Таблица 4.7 - Коммутационная аппаратура ПС потребителей на стороне 6 кв

ПС	А	В	Г	Д	Е	Ж
Uн, кВ	6	6	6	6	6	6
Ір.ф., А	196	490	1225	1225	490	772
Тип выключателя	ВВЕ-10-630	ВВЕ-10-630	ВВЕ-10-1600	ВВЕ-10-1600	ВВЕ-10-630	ВВЕ-10-1000
Тип разъединителя	РВФ-6/400	РВФ-6/630	РВР-10/2000	РВР-10/2000	РВФ-6/630	РВФ-6/1000

4.2 Выбор трансформаторов тока

Узловая подстанция оборудована вакуумными выключателями в распределительных устройствах 110 кв, 35 кв и 6 кв, поэтому везде используются виносные трансформаторы тока: ТФЗМ-110И ХЛ1, ТФЗМ-35А ХЛ1, ТЛ-10 У3 (на вводе и на отходящих присоединениях и секционном выключателе).

Кроме того, есть трансформаторы тока ТВТ-110-І-300/5, встроенные во вводе 110 кв трансформаторов ТДТН-16000/110.

Согласно подстанции оснащиваются следующими контрольно-измерительными приборами:

- на линиях 110 кв - амперметр, ватметр, варметр, фиксирующий прибор, используемый для определения места КЗ;

- на совместному секционном и обходном выключателе - амперметр, ватметр, варметр с двусторонней шкалой, расчетные счетчики и фиксирующий прибор;

- со стороны 35 кв и 6 кв - амперметр, ватметр, варметр и счетчики активной и реактивной энергии.

Таблица 4.8 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Приборы	Тип	Нагрузка по фазам, В·А
		А	В	С
Амперметр	Е - 350		0,5
Ватметр	Д - 335	0,5		0,5
Варметр	Д - 335	0,5		0,5
Счётчик активной енергии	СА4У-И675М	2,5		2,5
Счётчик реактивной енергии	СП4У-И675М	2,5		2,5
Итого :	6,0	0,5	6,0

Вторичная нагрузка трансформатора тока определяется по наиболее загруженной фазе. В рассмотренном случае фазы А и С загружены одинаково. Учитывается также длина соединительных проводов lп, что для РЗ 110 кв и 35 кв составляет 100 г, а для РЗ 6 кв - 4 г.

Проверим трансформаторы тока по вторичной нагрузке. Трансформатор тока будет работать в классе точности, если сопротивление r2 присоединенных к его вторичной обмотке приборів и соединительных проводов не превысит номинального значения r2 r2ном.

Суммарная мощность приборов Sприб = 6,0 В·А, т.о.их сопротивление

Сопротивление контактов rконт принимаем равным 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов

rпр = z2ном - rприб - rконт = z2ном - 0,24 - 0,1.

Величина номинального сопротивления z2ном зависит от типа трансформатора. Например, для трансформатора ТФЗМ-110-Б-I в классе точности 0,5 z2ном = 1,2 Ом [Неклеп], т. е. rпр = 1,2 - 0,24 - 0,1 = 0,86 Ом.

Найдём сечение алюминиевых соединительных проводов , приняв lрасч = lп [6],

F =

Принимаем контрольный кабель АКВРГ с жилами сечением 4 мм2.

Кроме того, трансформаторы тока выбираются:

- по напряжению установки Uуст Uном, > 110 кВ = 110 кВ;

- по току Iном I1ном; > 80 А < 200 A; Imax I1ном; > 160 A < 200 A;

- по конструкции и классу точности;

- по электродинамической стойкости

> 23,5 кА < 30 кА [Нек];

- по термической стойкости (п.п. 3.2.1)

18,8 кА2с < 323 = 27 кА2с.



Таблица 4.9 - Условия выбора трансформаторов тока

Параметры трансформатора тока	Условия вибора	Расчётные данные	Каталожные данные
ТФЗМ-35А ХЛ1
Номинальное напряжение, кВ	Uуст Uном	35	35
Длительный номинальный ток, А	Iнорм I1ном Imax I1ном	240 480	600 600
Номинальный ток динамической стойкости, кА		6,14	84
Термическая стойкость, кА2с		8,53	507
ТЛ-10-УЗ (на вводе)
Номинальное напряжение, кВ	Uуст Uном	6	10
Длительный номинальный ток, А	Iнорм I1ном Imax I1ном	1400 2800	3000 3000
Номинальный ток динамической стойкости, кА		22,9	51
Термическая стойкость, кА2с		119,0	4800
ТВТ-110-I-300/5 (на вводе)
Номинальное напряжение, кВ	Uуст Uном	110	110
Длительный номинальный ток, А	Iнорм I1ном Imax I1ном	80 160	300 300
Номинальный ток динамической стойкости, кА		23,5	84
Термическая стойкость, кА2с		18,8	1875

Таким образом, выбранные трансформаторы тока удовлетворяют всем условиям выбора и проверки

4.3 Выбор трансформаторов напряжения

На каждой секции сборных шин РЗ 110 кв устанавливаются трансформаторы напряжения (ТН) НКФ-110-58У1 для подключения вольтметра с переключателем для измерения трех межфазных напряжений, регистрирующего вольтметра и фиксирующего прибора (U0). Высшее номинальное напряжение 110/ , вторичная номинальная нагрузка 400 В·А в классе точности 0,5.

В РЗ 35 кв устанавливается трансформатор типа НОМ-35-66У1 для подключения вольтметра для измерения межфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений. Номинальное напряжение первичной обмотки 35 кв, вторичной - 100 В. Номинальная мощность 150 В·А в классе точности 0,5.

В РЗ 6 кв устанавливается трансформатор НТМИ-6 УЗ. К нему присоединяются круга напряжения ватметров и варметров, расчетных счетчиков активной и реактивной энергии, вольтметр с переключателем для измерения напряжения на секции шин и контроля изоляции. В табл. 3.9 показанный расчет вторичной нагрузки этого трансформатора.

Фактическая нагрузка трансформатора составляет (табл. 3.9)

В·А.

Таблица 4.10 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Sоб, В·А	Число обмоток	cos	sin	Число приборов	Потребляемая мощность
							P, Вт	Q, В·А
Вольтметр Ватметр Варметр Счётчик активный Счётчикк реактивний	Е-335 Д-335 Д-335 И-674 И-673	2 1,5 1,5 3 Вт 3 Вт	1 2 2 2 2	1 1 1 0,38 0,38	0 0 0 0,925 0,925	1 1 1 1 1	2 3 3 6 6	- - - 14,5 14,5
Всего							20	29

Выбранный трансформатор напряжения НТМИ-6 УЗ в классе точности 0,5, необходимому для присоединения расчетных счетчиков, имеет номинальную мощность 75 В·А [Енергет]. Таким образом, поскольку



трансформаторы будут работать в выбранном класс точности.

4.4 Выбор шин и ошиновки трансформаторов

Выбор шин на стороне 110 кв.

Согласно [6] в распределительных устройствах (РЗ) 35 кв и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АСС. В закрытых РЗ 6 кв ошиновка и сборные шины выполняются сборными алюминиевыми шинами.

Со стороны 110 кв система сборных шин выполняется гибкой - проводом марки АСС-150/24 с допустимым током в 450 А.

Избранные шины проверяются по нагреванию форсированным током, который составляет 113 А (п.п. 3.2.1), что меньше допустимого для них тока:

113 А < 450 А,

итак, перегрева шин в послеаварийном режиме не будет.

Поскольку ток КЗ не превышает 20 ка, проверка на сплетание не ведется.

На термическое действие тока КЗ шины также не проверяются, поскольку их выполнено неизолированными проводами на открытом воздухе [6].

Проверим ошиновку по условиям коронования. Начальная критическая напряженность

Для многожильных проводов m = 0,82, а расчётный радиус провода r0 = 0,86 см, тогда

Напряженность вокруг провода

где U - линейная напряжение, кВ;

Dср - среднее геометрическое расстояние между фазами, см.

При горизонтальном расположении фаз D = 3000 мм:

Dср = 1,26D = 1,26300 = 378 см.

Тогда

Провода не будут коронировать, если 1,07Е 0,9Е0;

1,0718,8 = 20,1 кВ 0,932,86 = 29,6 кВ.

Таким образом, провода АСС-150/24 по условиям коронирования проходят.

Выбор шин на стороне 35 кв.

Шины РЗ 35 кв также выполняем гибкими, проводом марки АСС-150/24 с допустимым током 450 А.

Проверяем шины по нагреву форсированным током, который составляет 336 А (п.п. 3.2.2), что меньше допустимого для них тока: 336 А < 450 А, итак, перегрева шин в послеаварийном режиме не будет.

Поскольку ток КЗ не превышает 20 ка, проверка на сплетание не ведется. На термическое действие тока КЗ шины также не проверяются, поскольку выполненные неизолированными проводами на открытом воздухе [6].

Проверим ошиновку по условиям коронования. Начальная критическая напряженность (п.п. 3.3.1) Е0 = 32,86 кв.

Напряженность вокруг провода при горизонтальном расположении фаз и Dср = 1,26D = 1,26 300 = 378 см

Провода не будут коронировать,если 1,07Е 0,9Е0;

1,076,0 = 6,42 кВ 0,932,86 = 29,6 кВ.

Таким образом, провода АСС-150/24 по условиям коронования проходят.

Выбор ошиновки на стороне 6 кв.

Ошиновка РЗ 6 кв выполняется твердыми шинами и выбирается по экономической плотности тока при наибольшей нагрузке трансформатора SНН.max

Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения (25Ч3) мм с расчётным сечением 75 мм2 и допустимым током 265 А. При горизонтальному розташуванні смуг припустимий струм зменшується до 0,94Iдоп, що складає 249,1 А.

С учётом перегрузочной способности трансформатора рабочий форсированный ток составляет Iр.ф = 1960 А , таким образом

Iр.ф 0,94Iдоп,1960 А 249,1 А,

То есть, ошиновка будет перегреваться при отключении одного из трансформаторов. Поэтому выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения (100Ч8) мм с двумя полосами на фазу с допустимым током 2390 А. При горизонтальном размещении полос допустимый ток уменьшается до 2247 А.

Таким образом: Iр.ф 0,94Iдоп,1960 А < 2247 А,

тогда ошиновка не будет перегреваться при отключении одного из трансформаторов.

Проверяем шины на термическую стойкость. Тепловой импульс при трёхфазном КЗ Вк = 106,4 кА2с.

Определяем температуру шин до КЗ по формуле

н = 0 + (доп - 0.ном)(Imax/Iдоп)2,

где 0 - среднемесячная температура наиболее жаркого месяца, 0=30С;

0.ном - номинальна температура окружающей среды, 0.ном=25С;

доп - допустимая температура для алюминиевых шин, доп=70С,

н = 30 + (70 - 25)(1960/2247)2 = 64,2С.

По кривой находим fн = 65С, тоді

fк = fн + kBк/F2,

где k = 1,05410-2 - коэффициент для алюминиевых шин

fк = 65 + 1,05410-2106,4/(797Ч2)2 = 65С.

По той же кривой находим н = 70С, что значительно ниже допустимой для алюминиевых шин температуры при КЗ, равной 200С .

Для проверки шин на механическую прочность определим частоту собственных колебаний конструкции при расположении шин в горизонтальной плоскости:



где l - длина пролёта между изоляторами, l = 0,9 м,

J - момент инерции шин, при горизонтальном расположении шин

тогда

Потому что f0 > 200 Гц, расчёт можно вести без учёта колебательного процесса в шинной конструкции.

Наибольшее удельное усилие при трёхфазном КЗ определяется из соотношения

где а - расстояние меежду фазами, принятое в РЗ 6 кВ равной 0,8 м,

kф - коэффициент формы. Так как а 2(b + h), то kф = 1;

f(3) =

Равномерно распределенная сила f создаёт изгибающий момент

Напряжения в материале шины, которое возникает при влиянии изгибающего момента, составляет расч = M/W,

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия.

При горизонтальном размещении прямоугольных шин

W = bh2/6 = 10082/6 = 1067 см3,

расч = 8,2/1067 = 0,01 МПа.

Для алюминиевых шин доп = 82,3 МПа (табл. 2.73 [ ]).

Поскольку расч < доп,0,01 МПа < 82,3 МПа,

шины механически крепкие.



Выводы

При выполнении работы были задействованы принципы надежности и технико-экономической выгодности.

В результате работы получен вариант проекта электрической станции, который отвечает современному уровню развития электроэнергетики.

При выполнении работы был выполнен расчет токов КЗ, были использованы различные методы расчета, одним из которых была программа «ASTRA».

Также были выполнены чертежи главной схемы электрических соединений, по примеру чертежей реальных электрических станций, а также план и разрез открытого распределительного устройства высокого напряжения. Чертежи были выполнены при помощи графического программного пакета «Компас».



Перечень ссылок

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

2. А.А. Васильев, Электрическая часть станций и подстанций, учебник для вузов, М.: Энергия, 1980. -608 с., ил.

3. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: учебник для вузов,-М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с., ил.

4. Методические указания к выполнению курсового проекта «Электрическая часть станций»№846 - Донецк: ДПИ, 1984. - 40 с.

5. Методические указания к практическим и индивидуальным занятиям по курсу «Электрическая часть станций и подстанций»№824 - Донецк: ДПИ, 1989. - 31 с.

Размещено на Allbest.ru

...