Проектирование электростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

теплоэлектростанция мощность ток

В настоящее время электроэнергетика является наиболее устойчиво работающим комплексом белорусской экономики, а предприятия отрасли обеспечивают эффективное, надёжное и устойчивое энергоснабжение потребителей республики без серьёзных аварий.

В полной мере удовлетворены растущие потребности республики в электрической и тепловой энергии. Так, в нынешнем году ожидаемое потребление электроэнергии и тепла по республике увеличится соответственно на 1,5% и 6% . Адекватно возрастает выработка собственной электроэнергии, которая достигает 26,1 млрд. кВт.ч, и отпуск тепла в количестве 35,6 млн. Гкал. В 3,2 раза увеличится экспорт электроэнергии и достигает 740 млрд. кВт.ч.

Предполагается, что потребление электроэнергии в республике к 2020 году вырастет до 41 млрд. кВт.ч, уровень потребления тепловой энергии составит 84 млн. Гкал. Прогнозируемая потребность в электрической и тепловой энергии определена на основании прогноза валового внутреннего продукта с учетом реализации энергосберегающей политики.

10 октября 2006 г. на заседании Президиума Совета Министров Республики Беларусь рассмотрен вопрос хода подготовки народного хозяйства и населения к работе в зимних условиях.

В конце июня текущего года вышли распорядительные документы правительства, Минэнерго и концерна «Белэнерго» по организации этой работы на предприятиях, в организациях и филиалах энергетической отрасли. На Президиуме Совмина РБ энергетики доложили членам правительства, что основная работа по подготовке к осенне-зимнему периоду завершена:

-- отремонтировано более 80% тепломеханического и 85% электротехнического

оборудования согласно годовому графику ремонтов;

заменено, реконструировано и построено 85% запланированного объема тепловых сетей, а до конца года объем обновления теплосетей составит 191 км;

перевыполнено задание правительства по закладке в резерв топочного мазута;

созданы необходимые запасы местных видов топлива на Осиповичской мини -ТЭЦ и Бобруйской ТЭЦ -1;

подготовлены к возможным чрезвычайным ситуациям дизельные электростанции энергосистемы, завершается восстановление поврежденных кабельных линий;

разработаны сценарии возможных вынужденных режимов работы энергосистемы в условиях низких температур наружного воздуха и ограничений поставок топлива.

Отмечены недостаточные темпы замены тепловых сетей по РУП «Минскэнерго» и «Гомельэнерго».

Подразделениями Госэнергонадзора отмечено, что на объектах потребителей 1-й категории установлено около 94% ДЭС от требуемого количества и 97,2% АВР электроснабжения, а также выдано чуть больше 60% паспортов готовности. Несколько ниже эти показатели по Гродненской и Гомельской областям.

1. Выбор генераторов

Согласно заданию для ТЭЦ-300 МВт принимаем генераторы 3х100 МВт. Выбираем типы генераторов из табл. П2.1 [1] и заносим их номинальные параметры в таблицу 2.1.

Таблица 2.1-Выбор генераторов.

Тип т/г	n, об/мин	Номинальное значение	Xd, отн.ед.	Система возбуждения	Охлаждение обмоток
		S, МВА	cos	I, ста-тора, кА	U, ста-тора, кВ	КПД, %			статора	ротора
ТВФ- 100- 2	3000	117,5	0,85	6,48	10,5	98,5	0,183	ВЧ	КВР	НВР

Т3В - генератор с непосредственным охлаждением обмотки статора, обмотки ротора и активной стали водой, с возбуждением от машинного высокочастотного возбудителя с полупроводниковыми выпрямителями.

2. Выбор и обоснование 2-х вариантов схем проектируемой ТЭЦ

Для выбора схемы ТЭЦ, производим сравнение нескольких вариантов. Структурные схемы вариантов приведены на рис. 3.1 и 3.2.

В обоих вариантах 3 генератора подключаются с повышающими трансформаторами по схеме блока, так как по технологическим нормам для уменьшения токов КЗ генераторы мощностью 100МВт и выше необходимо подключать по схеме блока.

В первом варианте потребители 10 кВ питаются по воздушным линиям от шин КРУ, которые в свою очередь получают питание отпайкой от блока через линейные реакторы(от всех 3-х генераторов).

Во втором варианте схема имеет принципиальное отличие в том, что на шины КРУ питание подаётся от 2-х генераторов.

Рис.3.1.Схема выдачи мощности на проектируемой ТЭЦ(1-ый вариант)

Рис.3.2.Схема выдачи мощности на проектируемой ТЭЦ( 2-ой вариант)

3. Выбор трансформаторов

Выбор блочных трансформаторов для 1-го варианта

Блочные трансформаторы (Т1 - Т3) выбираем, исходя из условия:

S_т?S_г. - S_с.н. - S_нагр.min

S_сн= (P_ном.г.*P_с.н.% *К_с)_./100*cos_г= (100*10*0,8)/100*0,85 = 9,4МВА

S_нагр.min= ( P_.min*n)/4*cos ц_нагр = (1,5*6)/3*0,8 = 3,75МВА

S_т?117,5- 9,4 - 3,75

S_т? 104,35МВА

С учётом вычисленной мощности по таблице П2.5. выбираем трансформатор. Технические данные трансформатора заносим в таблицу.

Таблица 4.1. Технические данные трансформаторов

Тип трансформатора	Sном, [МВА]	Uномвн, [ кВ]	Uномнн, [кВ]	Потери, [кВт]	Uк, [%]	Цена, [тыс.у.е.]
				Рхх	Ркз
ТДЦ - 125000/220	121	242	10,5	120	380	11	243

ДЦ - с дутьём и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители

Выбор блочных трансформаторов для 2-го варианта

Блочные трансформаторы (Т1 - Т2) выбираем, исходя из условия:

S_т?S_г. - S_с.н. - S_нагр.min

S_сн= (P_ном.г.*P_с.н.% *К_с)_./100*cos_г= (100*10*0,8)/100*0,85 = 9,4МВА

S_нагр.min= ( P_.min*n)/2*cos ц_нагр = (2*6)/2*0,8 = 5,625МВА

S_т?117,5 - 9,4 - 5,625

S_т?102,47МВА

Блочные трансформаторы (Т3) выбираем, исходя из условия:

S_т?S_г. - S_с.н.

S_сн= (P_ном.г.*P_с.н.% *К_с)_./100*cos_г = (100*10*0,8)/100*0,85 =9,4МВА

S_т?117,5 - 9,4

S_т?108,1 МВА

С учётом вычисленных мощностей по таблице П2.5. выбираем трансформатор. Технические данные трансформаторов заносим в таблицу.

Таблица 4.2. Технические данные трансформаторов

Тип трансформатора	Sном, [МВА]	Uномвн, [ кВ]	Uномнн, [кВ]	Потери, [кВт]	Uк, [%]	Цена, [тыс. у.е.]
				Рхх	Ркз
ТДЦ -125000/220	125	242	10,5	120	380	11	243

ДЦ - с дутьём и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители

4. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой ТЭЦ

Оптимальный вариант выбираем на основании технико-экономического сравнения вариантов схем проектируемой электростанции. Экономически целесообразный вариант определяется по минимуму приведённых затрат

З = Р_н *К + И + У,

где К - капиталовложение (тыс. у.е.)

Р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности, Рн=0,12

И - годовые эксплуатационные издержки

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии (не рассчитывается)

Для определения капитальных вложений составим таблицу укрупнённых показателей стоимости элементов схем для обоих вариантов (табл.5.1)

Из расчётов исключаем те капитальные вложения, которые являются одинаковыми для обоих вариантов.

Таблица5.1.Укрупнённые показатели стоимости элементов схем для двух вариантов

Оборудование	Стоимость, [тыс. у.е]	Варианты
		1-ый	2-ой
		Количество единиц	Общая стоимость, [тыс. у.е.]	Количество единиц	Общая стоимость, [тыс. у.е.]
ТДЦН-125000/220	243	3	729	3	729
Генераторный выкл. в блоке	40	3	120	2	80
Ячейка КРУ 10кВ	1,9	5	9,5	3	5,7
Итого			858,5		814,7

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию и обслуживание оборудования и расходов, связанных с потерями энергии в блочных трансформаторах:

И = (_{а+ о})/100*К + ?W* *10^-5

где _{а+ о}- отчисления на амортизацию и обслуживание

_а = 6,4%,_о =2%

в - стоимость 1 кВ*ч потерь энергии

?W - потери электроэнергии в трансформаторах за год.

?W=?Р_хх ^*Т + ?Р_к* ( S_ном/ S_max)²* ф

где ?Р_хх- потери холостого хода

?Р_к - потери короткого замыкания

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВА

S_max - максимальная мощность трансформатора, МВА

Т - число часов работы трансформатора (8760 ч)

ф - время максимальных потерь

для Т_max = 5600ч:

ф = (0,124 + Т_max*10^-4)² * Т = (0,124 + 5600*10^-4)² *8760 = 4098,41ч

где Т_max - время использования максимальной нагрузки.

Исходя из данных трансформаторов и режимов их работы определяем потери электроэнергии и приведённые затраты для каждого варианта.

Вариант 1

Потери в трансформаторах Т1 - Т3

?W_1-3 =3*(8760*120+380*(104,35/125)²*4098,41)=64,09*10⁵ кВт ^. ч

Приведённые затраты:

З_{1 =}Р_н*К₁ +(_а +_о)/100*К₁ + ?W_1-3* *10^-5 ₌

= 0,12*858,5 + (8,4/100)*858,5 + 64,09*10⁵*0,8*10^-5 = 239,25тыс.у.е.

Вариант 2

Потери в трансформаторах Т1 -Т2:

?W_1-2 = 2*[8760*120 + 380*(102,47/125)²*4098,41]=41,95*10⁵ кВт ^. ч

Потери в трансформаторах Т3 -Т4:

?W₃ = 8760*120 + 380*(108,1/125)²*4098,41=22,15*10⁵ кВт ^. ч

Приведённые затраты:

З_{2 =}Р_н*К₂ + (_а + _о)/100*К₂ + (?W_1-2 + ?W₃)* *10^-5 ₌

= 0,12*814,7 + (8,4/100)*814,7 + (22,15 + 41,95)*10⁵*0,8*10^-5 = 221,9тыс.у.е.

Второй вариант по затратам оказался экономичнее первого. Его и будем применять в дальнейших расчётах.

5. Выбор и обоснование упрощённых схем РУ разных напряжений

5.1 Распределительное устройство 10кВ (КРУ)

Для схемы РУ 10кВ применяют схему с одной системой сборных шин, секционированную выключателем. Данная схема снижает стоимость монтажа и позволяет широко применять механизацию, что уменьшает время сооружения электроустановки; авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей; вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе.

5.2 Распределительное устройство 110 кВ

Число присоединений к РУ- 220кВ

n=n_л+n_т=3+4+1=7

где n_л - число линий 220кВ (по заданию)

n_ртсн- резервный ТСН

n_т - число трансформаторов, присоединённых к РУ- 220кВ

Исходя из числа присоединений и напряжения, согласно нормам технического проектирования, применяем для РУ 220кВ схему с 2-мя рабочими и 1-ой обходной системами сборных шин.

Эта схема обладает гибкостью. При КЗ на одной из сборных шин, все присоединения, подключённые к данной шине, отключаются только на время перевода их на оставшуюся в работе систему шин. Обходной выключатель может заменить любой выключатель присоединения.

6. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд

Так как на проектируемой ТЭЦ принята блочная схема, то, согласно НТП, устанавливаем 3 рабочих трансформатора собственных нужд по числу энергоблоков. Рабочие трансформаторы собственных нужд подключаются отпайкой от энергоблока.

Мощность рабочих ТСН определяем, исходя из процентного расхода на собственные нужды.

S_тсн(P_ном.г.*P_с.н.% *К_с)_./100*cos_г

Где Р_сн % принимаем равным 10%, так как на ТЭЦ отбор мощности на собственные нужды составляет от 10 до 14%.

К_с для ТЭЦ составляет 0,8.

S_тсн(100*10*0,8)/100*0,85

S_тсн9,41МВА

С учётом вычисленной мощности по таблице П2.4. выбираем трансформатор. Технические данные трансформатора заносим в таблицу.

Табл. 7.1. Технические данные трансформатора собственных нужд

Тип трансформатора	Sном, [МВА]	Uном.вн, [ кВ]	Uном.нн, [ кВ]	Потери, [ кВт]	Uк, [%]	Iхх [,%]
				Рхх	Ркз
ТДНС-10000/35	10	10,5	6,3	12	60	8	0,75

Д - с дутьём и естественной циркуляцией масла.

Н - устройство автоматической регулировки напряжения.

С - для систем собственных нужд электростанций.

Резервное питание секций собственных нужд осуществляется от резервной магистрали,

связанной с пускорезервным трансформатором собственных нужд.

РТСН выбираем на ступень выше, чем рабочий ТСН (по таблице П2.5.).

Технические данные трансформатора заносим в таблицу.

Табл. 7.2. Технические данные резервного трансформатора собственных нужд

Тип трансформатора	Sном,, [МВА]	Uном.вн, [ кВ]	Uном.нн, [ кВ]	Потери, [ кВт]	Uк, [%]	Iхх [,%]
				Рхх	Ркз
ТРДН-32000/220	32	230	6,3-6,3	45	150	11,5	0,65

Д - с дутьём и естественной циркуляцией масла.

Н - устройство автоматической регулировки напряжения.

Р - расщеплённая обмотка низкого напряжения.

7. Расчет токов короткого замыкания

7.1 Составляем электрическую схему замещения и определяем ее параметры

Рис.8.1. Электрическая схема замещения

Сопротивления линий электропередачи:

Х_л1 = Х_л2=X_л3 = (Х_уд*L _л1* S_б)/U_ср² = (0,4* 140*1000)/230² = 1,06

Сопротивления трансформаторов:

Х_т1 = Х_т2 = Х_т3= (U_к.т1* S_б)/100S_ном.т1 = (10,5*1000)/100*125 = 0,84

Сопротивления генераторов:

Х_г1 = Х_г2 = Х_г3 = (Х_d^”_г1*S_б)/S_ном.г1 = (0,183*1000)/117,5 =1,55

Сопротивления системы:

Х_c= Х_c1ном*S_б/S_с1ном =1,3*1000/2100 = 0,62;

Сопротивления (Х₁, Х₂, Х₃) для преобразованной схемы будут равны:

Х_л = Х_л1/3 = 1,06/3 = 0,35

Х₂ = Х_с + Х_л = 0,62 + 0,35 =0,97

Х₃ = (Х_т2 + Х_г2)* (Х_т3 + Х_г3)/[(Х_т2 + Х_г2)+ (Х_т3 + Х_г3) = (0,84 + 1,55)*(0,84 + 1,55) / (0,84 + +1,55) + (0,84 + 1,55) =1,19

Преобразуем схему, используя метод разделения связанных цепей.

1) эквивалентное сопротивление короткозамкнутой цепи

Х_эк= Х₂* Х₃ /(Х₂ + Х₃) =,0,97 * 1,19/(0,97 + 1,19) = 0,53

2) результирующее сопротивление короткозамкнутой цепи:

Х_рез.= Х_экв + Х_т1 = 0,53 + 0,84 = 1,37

Рис.8.4.Конечная схема замещения для точки К1

Вычислим базисный ток при среднем напряжении 10,5кВ в точке К1:

I_б = S_б/v3*U_ср,К1 = 1000/v3*10,5 = 54,99 кА

Значение токов по ветвям

Энергосистем С1 и С2:

I_п,01 = Е_*'' /Х₄' * I_б = 1/3,09*54,99 = 17,796кА

Генераторов Г2, Г3 и Г4:

I_п,02 = Е_*'' /Х₃' * I_б = 1,13/2,06*54,99 = 30,16 кА

Генератора Г1:

I_п,03 = Е_*'' /Х_г1 * I_б = 1,13/1,55*54,99 = 45,69 кА

Вычислим значение ударных токов по ветвям по формуле:

i_у = v2* К_у* I_п,0

где К_у - ударный коэффициент.

По таблице 3.8. для точки К1(выводы генератора, соединённого по схеме блока с повышающим трансформатором) принимаем К_у =1,965 и Т_а = 0,26с.

Энергосистем С1 и С2:

i_у1 = v2*1,965*17,796= 49,45 кА

Генераторов Г2, Г3 и Г4:

i_у2 = v2*1,965*30,16= 83,81кА

Генератора Г1:

i_у3 = v2*1,965*45,69 = 126,97кА

Суммарный ударный ток:

i_у = i_у1 + i_у2 + i_у3 = 49,45 + 83,81 + 126,97 = 260,23 кА

Мощности ветвей:

Энергосистем С1 и С2:

S_в1 = S_с1 + S_с2 = 2200 +1500 = 3700 МВА

Генераторов Г2, Г3 и Г4:

S_в2 = S_г2 + S_г3 + S_г4 = 141,176 + 141,176 + 141,176 = 423,528 МВА

Генератора Г1:

S_в3 = S_г1 = 141,176 МВА

7.3 Преобразуем данную схему (для точки К2), получим

Рис.8.5. Преобразованная схема для точки К2

Сопротивления (Х₁, Х₂, Х₃) для преобразованной схемы будут равны:

Х₁ = Х_л1/2 + Х_с1 = 2,63/2 + 0,64 = 1,82

Х₂ = Х_с2 + Х_л3 = 0,6 + 1,39 = 1,99

Х₃ = (Х_г1 + Х_т1)*(Х_г3 + Х_т3)/2*(Х_г1 + Х_т1+ Х_г3 + Х_т3) = (1,36 + 0,84)*(1,36 + 0,53)/2*

*(1,36 + 0,84 +1,36 + 0,53) = 0,51

Упростим схему, сложив S_с1 + S_с2 и Х₁ параллельно Х₂:

Рис.8.6.Конечная схема замещения для точки К2

Сопротивление Х₄ будет равно:

Х₄ = Х₁* Х₂/ (Х₁ + Х₂) = 1,82 * 1,99/(1,82 + 1,99) = 0,95

Вычислим базисный ток при среднем напряжении 115кВ в точке К2:

I_б = S_б/v3*U_ср,К1 = 1000/v3*115 = 5,02 кА

Значение токов по ветвям:

Энергосистем С1 и С2:

I_п,01 = Е_*'' /Х₄ * I_б = 1/0,95*5,02 = 5,28 кА

Генераторов Г, Г2, Г3 и Г4:

I_п,02 = Е_*'' /Х₃ * I_б = 1,13/0,51*5,02 = 11,12 кА

Вычислим значение ударных токов по ветвям, используя формулу:

i_у = v2* К_у* I_п,0

Где К_у - ударный коэффициент.

По таблице 3.8. для точки К2(сборные шины 110кВ) принимаем К_у =1,608 и

Т_а = 0,02с.

Энергосистем С1 и С2:

i_у1 = v2*1,608 * 5,28 = 12,01кА

ГенераторовГ1, Г2, Г3 и Г4:

i_у2 = v2*1,608 * 11,12 = 25,29 кА

Суммарный ударный ток:

i_у = i_у1 + i_у2 = 12,01 + 25,29 = 37,3 кА

Мощности ветвей:

Энергосистем С1 и С2:

S_в1 = S_с1 + S_с2 = 2200 +1500 = 3700 МВА

Генераторов Г2, Г3 и Г4:

S_в2 =S_г1 + S_г2 + S_г3 + S_г4 =141,176 + 141,176 + 141,176 + 141,176 = = 564,704 МВА

Результаты расчетов токов короткого замыкания для точек К1 и К2 заносим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1. Результаты расчетов токов КЗ

Место по- вреждения	Мощность ветви, [МВА]	Хрез., отн. ед.	Iб., [кА]	Iп,0, [кА]	Ку	iу,[кА]	Та, [с]
Выводы генератора	3700	3,09	54,99	17,796	1,965	260,23	0,26
	423,528	2,06		30,16
	141,176	1,36		45,69
Сборные шины 110кВ	3700	0,95	5,02	5,28	1,608	37,3	0,02
	564,704	0,51		11,12

8.Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

8.1 Выбор выключателей и разъединителей в цепи блока с генератором 120МВт(141,176МВА), работающего на шины 110кВ

Расчётный ток продолжительного режима в цепи трансформатор - шины 110кВ определяется по наибольшей электрической мощности.

I_норм. = S_нои.г*10³/v3*U_ном. = 141,176*10³/v3*110 = 741А;

I_max. = I_норм. = 741А.

Расчётные токи КЗ принимаем по таблице 8.1. с учётом того, что все цепи на стороне 110кВ проверяются по суммарному току КЗ на шинах.

По таблице П 4.4. выбираем вакуумный выключатель типа ВЭК -110 -40 и по таблице П 4.1. выбираем разъединитель типа РДЗ -110 -1000.

Определяем номинальные токи по ветвям, приведённые к той ступени, где находится точка КЗ.

I'_ном.с.= S_ветви/v3*U_ср.к2 = 3700/v3*115 = 18,58 кА

I_п,0с. /I'_ном.с.= 5,28/18,58 = 0,28, 0,28 < 1 I_пфс. = I'_п,0с = 5,28 кА

I'_ном.г.= S_ветви/v3*U_ср.к2 = 564,704/v3*115 = 2,84 кА

I_п,0г. /I'_ном.г.= 11,12/2,84 = 3,92

По типовым кривым определяем I'_пфг./ I'_п,0г.= 0,9

Где ф - расчётное время, для которого требуется определить токи КЗ

ф = t_с,в + 0,01 с = 0,045 +0,01 = 0,055 с

I_пфг= I'_п,0г*0,9 = 11,12*0,9 = 10,01 кА

I_пф = I_пфс. + I_пг = 5,28 + 10,01 = 15,29 кА

Определяем апериодическую составляющую тока КЗ.

i_афс= v2* I_п,0с*е^-ф/Тас. = v2*5,28* е^-0,055/0,02 = 0,48 кА

i_афг.= v2* I_п,0г*е^-ф/Таг.= v2*11,12* е^-0,055/0,02 = 1,01 кА

i_аф = i_афс + i_афг = 0,48 + 1,01 = 1,49 кА

Результаты расчётов и технические данные аппаратов заносим в таблицу 9.1.

Таблица 9.1. Расчетные и каталожные данные по выбору электрических аппаратов

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель ВЭК-110-40	Разъединитель РДЗ-110-1000
Uуст ? Uном	110 кВ	110кВ	110 кВ
Imax ? Iном	741 А	2000 А	1000 А
Inф ? Iоткл,ном	15,29 кА	40 кА	-
i аф ? iа, ном	1,49 кА	v2* Iоткл,ном*н/100 = =v2*40*30/100 = 16,97 кА	-
Ino ? Iдин	16,4кА	40 кА	-
iуд ? iдин	37,3 кА	102 кА	80 кА
Вк ? I2т*tт	Вк = Iп,02*(tотк.+ Та) = = 16,42 *( 0,06 + 0,02) = = 21,52 кА2с	I2т*tт = 402*2 = = 3200 кА2с	I2тtт = 31,52*3 = = 2976,8 кА2с

8.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепи генератора типа ТВФП-120-2ТЗ

Наибольший ток в цепи генератора:

I_max. = S_нои.г*10³/v3*U_ном.г *0,95 = 141,176*10³/v3*10,5*0,95 = 8171А;

По таблице П 4.4. выбираем элегазовый выключатель типа ВГ -20 -100 и по таблице П4.1. выбираем разъединитель типа РВП -20 -12500.

Определяем номинальные токи по ветвям, приведённые к той ступени, где находится точка КЗ.

I'_ном.с.= S_ветви/v3*U_ср.к1 = 3700/v3*10,5 = 203,45 кА

I_п,0с. /I'_ном.с.= 17,796/203,45 = 0,087, 0,087 < 1 I_пфс. = I'_п,0с = 15,15 кА

I'_ном.г1.= S_ветви/v3*U_ср.к = 141,176/v3*10,5 = 7,76 кА

I_п,0г1. /I'_ном.г1.= 45,69/7,76 = 5,89

По типовым кривым определяем I'_пфг1./ I'_п,0г1.= 0,78

Где ф - расчётное время, для которого требуется определить токи КЗ

ф = t_с,в + 0,01 с = 0,08 +0,01 = 0,09 с

I_пфг1= I'_п,0г1* = 45,69*0,78 = 35,64 кА

I'_{ном.г2-4.}= S_ветви/v3*U_ср.к1 = 423,528/v3*10,5 = 23,29 кА

I_п,0г2-4. /I'_{ном.г2-4.}= 30,16/23,29 = 1,29

По типовым кривым определяем I'_пфг2-4./ I'_п,0г2-4.= 0,98

Где ф - расчётное время, для которого требуется определить токи КЗ

ф = t_с,в + 0,01 с = 0,08 +0,01 = 0,09 с

I_пфг2-4= I'_п,0г2-4* = 30,16*0,98 = 31,23 кА

I_пф = I_пфс. + I_пг1 + I_пг2-4 = 17,796 + 30,16 + 31,23 = 79,9 кА

Определяем апериодическую составляющую тока КЗ.

i_афс= v2* I_п,0с*е^-ф/Тас. = v2*17,796* е^-0,09/0,26 = 17,8 кА

i_афг1.= v2* I_п,0г1*е^-ф/Таг.= v2*45,69* е^-0,09/0,26 = 45,71 кА

i_афг2-4= v2* I_п,0г2-4*е^-ф/Таг.= v2*30,16* е^-0,09/0,26 = 30,17 кА

i_аф = i_афс + i_афг + i_афг = 17,8 + 45,71 + 30,17 = 93,68 кА

Результаты расчётов и технические данные аппаратов заносим в таблицу 9.2.

Таблица 9.2. Расчетные и каталожные данные по выбору электрических аппаратов

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель ВГ -20 -100	Разъединитель РВП -20 -12500
Uуст ? Uном	10 кВ	20 кВ	20 кВ
Imax ? Iном	8171 А	12500 А	12500 А
Inф ? Iоткл,ном	79,9 кА	100 кА	-
i аф ? iа, ном	93,68 кА	v2* Iоткл,ном*н/100 = = v2*100*70/100 = 98,99 кА	-
Ino ? Iдин	45,69 кА	100 кА	-
iуд ? iдин	260,23 кА	270 кА	490 кА
Вк ? I2т*tт	Вк = Iп,02*(tотк.+ Та) = = 45,692*( 0,14 + 0,26) = = 835 кА2с	I2т*tт = 1002*3 = = 30000 кА2с	I2т*tт = 1802*4 = = 129600 кА2с

8.3 Выбор сборных шин 110 кВ

Расчётный ток продолжительного режима в цепи трансформатор - шины определяется по наибольшей электрической мощности.

I_норм. = S_нои.г*10³/v3*U_ном. = 141,176*10³/v3*110 = 741А

По таблице П3.3. принимаем провод марки АС-400/51, q = 400 мм², d = 27,5 мм,

I_доп. = 825 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами D = 300 см.

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на схлёстывание не производится, так как I_п,0к1 < 20 кА

Проверка по условию коронирования.

Начальная критическая напряжённость:

Е₀ = 30,3*m*(1 + 0,299/)

Где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82), r₀ - радиус провода, см, r₀ = d/2 = 2,75/2 =1,375 см.

Е₀ = 30,3*0,82*(1 + 0,299/) = 31,18 кВ/см

Напряжённость вокруг провода:

Е = 0,354U/( r₀* lg1,26D/r₀)

Где U - линейное напряжение, кВ. Так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 1,05 U_ном., то U =115 кВ;

D - расстояние между соседними фазами, D = 300 см.

Е = 0,354*115/(1,375* lg1,26*300/1,375) = 12,14 кВ/см

Условие проверки: 1,07*Е 0,9*Е_0.

1,07*Е = 1,07*12,14 = 12,99 кВ/см

0,9*Е₀ = 0,9*31,8 = 28,62 кВ/см

12,99 < 28,62

Таким образом, провод АС-400/51 по условию короны проходит.

Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока. j_э = 1А/мм² принимаем по таблице 4.5.

q_э = I_норм./j_э = 741/1 = 741 мм²

По таблице П3.3. принимаем провод марки АС-400/51, q = 400 мм², d = 27,5 мм,

I_доп. = 825 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами D = 300 см.

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на схлёстывание не производится, так как I_п,0к2 < 20 кА

Проверка по условию коронирования не производится, так как данный провод не коронирует.

8.4 Выбор комплектного токопровода

От выводов генератора до выводов обмотки низкого напряжения блочного трансформатора токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом. По таблице 9.13[2] выбираем токопровод ГРТЕ-20-10000-300 на номинальное напряжение 20кВ, номинальный ток 10000А, электродинамическую стойкость главной цепи 300кА.

Проверяем токопровод.

По нагреву:

I_max. < I_ном.: 8171А<10000А

По динамической стойкости.

i_уд ? i_дин: 260,23 кА < 300 кА.

9.Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

9.1 Выбор трансформаторов тока для присоединения измерительных приборов в цепи генератора ТВФП-120-2ТЗ

Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по таблице 4.11.

Так как участок от выводов генератора до выводов обмотки низкого напряжения блочного трансформатора выполнен комплектным пофазно-экранированным токопроводом ГРТЕ-20-10000-300, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод, ТШВ24-20000-0,2/10Р; r_2ном.= 4 Ом; k_тер.= 8; t_тер.= 3 с.Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 10.1.1.

Таблица 10.1.1. Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
U уст.= 10,5 кВ	U ном.= 24 кВ
Imax. = 8171 А	Iном.= 20000 А;
iу = 260,23 кА	Не проверяются
Вк = Iп,02*(tотк.+ Та) = = 45,692*( 0,14 + 0,26) = 835 кА2·с	(kтер.* Iном.)2* tтер.= (8*20)2*3 = = 76800 кА2·с
r2расч.= 1,02Ом	r2ном.= 4 Ом

На динамическую стойкость встроенные трансформаторы тока не проверяются, так как электродинамическая стойкость таких трансформаторов тока определяется устойчивостью комплектного пофазно-экранированного токопровода.

Устанавливаемые приборы заносим в таблицу 10.1.2

Таблица 10.1.2.Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наименование прибора	Тип	Нагрузка фаз, [ВА]
		А	В	С
Амперметр Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии Датчик активной мощности Датчик реактивной мощности Ваттметр регистрирующий Амперметр регистрирующий	Э-335 Д-335 Д-335 САЗ-И670 Е-829 Е-830 Н-395 Н-394	0,5 0,5 0,5 2,5 1,0 1,0 10 --	0,5 -- -- -- -- -- -- 10	0,5 0,5 0,5 2,5 1,0 1,0 10 --
Итого:		16	10,5	16

S_приб.= 16 ВА

r_приб. = S_приб./I²_ном2 = 16/5² = 0,64 Ом;

Для трёх и более приборов принимаем:

r_к. = 0,1 Ом

Допустимое сопротивление проводов:

r_пр. = r_2ном. - r_приб. - r_к. = 4 - 0,64 - 0,1 = 3,26 Ом;

Сечение проводов:

q = * L_расч./ r_пр.

Принимаем L_расч.= 40 м, так как трансформаторы тока соединены в полную звезду

и = 0,0175Ом· мм²/м(для меди), так как провода с медными жилами используются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций.

q = 0,0175*40/3,26 = 0,21мм².

Для подключения контрольно-измерительных приборов с трансформаторами тока по условию механической прочности выбираем кабель КВВГнг-2,5мм².

r_2расч.= r_приб.+ r_к.+ * L_расч./ q_к = 0,64 + 0,1 + 0,0175*40/2,5 = 1,02 Ом

Составим схему подключения измерительных приборов (рис. 10.1.).

9.2 Выбор трансформаторов напряжения для присоединения измерительных приборов в цепи генератора ТВФП-120-2ТЗ

В цепи комплектного пофазно-экранированного токопровода устанавливаем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-10УЗ. Проверяем его по вторичной нагрузке.

Подсчёт нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения приведён в таблице 10.2.1.

Таблица 10.2. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки,[ВА]	Число Обмоток	cos	sin	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, [Вт]	Q, [вар]
Вольтметр Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии Датчик активной мощности Датчик реактивной мощности Ваттметр регистрирующий Вольтметр регистрирующий Частотомер	Э-335 Д-335 Д-335 САЗ-И670 Е-829 Е-830 Н-395 Н-394 Э-372	2 1,5 1,5 1,5 10 10 10 10 3	1 2 2 2 1 1 2 1 1	1 1 1 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 1	0 0 0 0,925 0,925 0,925 0,925 0,925 0	1 2 1 1 1 1 1 1 2	2 6 3 3 10 10 20 10 6	-- -- -- 7,3 -- -- -- -- --
Итого:							70	7,3

Суммарная вторичная нагрузка:

________ __________

S₂ = Р² + Q² = 70² + 7,3² = 70,38 МВА

Выбранный трансформатор ЗНОЛ.06-10УЗимеет номинальную мощность 75 ВА в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счётчиков. Таким образом,

S₂ = 70,38 МВА < S_ном. = 3*75 = 225 ВА, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Для присоединения трансформатора напряжения с приборами выбираем контрольный кабель КВВГнг-2,5 с сечением жил 2,5мм²_.

9.3 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН силового трансформатора

Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по таблице 4.11. Выбираем трансформатор тока, встроенный в силовой трансформатор, типа ТВТ110-1-1000/5 ; r_2ном.= 40 Ом; k_тер.= 25; t_тер.= 3 с

Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 10.3.1.

Таблица 10.3.1. Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
U уст.= 110 кВ	U ном.= 110 кВ
Imax. = 741 А	Iном.=1000 А;
iу = 37,3 кА	Не проверяются
Вк = Iп,02*(tотк.+ Та) = = 16,42*( 0,06 + 0,02) = 21,52 кА2·с	(kтер.* Iном.)2* tтер.= (25*1)2*3 = = 1875 кА2·с
r2расч.= 1,3 Ом	r2ном.= 40 Ом

Устанавливаемые приборы заносим в таблицу 10.3.2

Таблица 10.3.2.Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наименование прибора	Тип	Нагрузка фаз, [ВА]
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Итого:		0,5	0,5	0,5

S_приб.= 0,5 ВА

r_приб. = S_приб./I²_ном2 = 0,5/1² = 0,5 Ом;

При числе приборов менее трех принимаем :

r_к. = 0,05 Ом

Допустимое сопротивление проводов:

r_пр. = r_2ном. - r_приб. - r_к. = 40 - 0,5 - 0,05 = 39,45 Ом;

Сечение проводов:

q = * L_расч./ r_пр.

Принимаем L_расч.= 100 м, так как трансформаторы тока соединены в полную звезду

и = 0,0175Ом· мм²/м(для меди), так как провода с медными жилами используются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций.

q = 0,0175*100/39,45 = 0,044мм².

Для подключения контрольно-измерительных приборов с трансформаторами тока по условию механической прочности выбираем кабель КВВГнг-2,5мм².

r_2расч.= r_приб.+ r_к.+ * L_расч./ q_к = 0,5 + 0,1 + 0,0175*100/2,5 = 1,3 Ом

Составим схему подключения измерительных приборов.

9.4 Выбор трансформаторов напряжения для подключения к сборным шинам 110кВ

Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по таблице 4.11.

Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-100-57. Проверяем его по вторичной нагрузке.

Подсчёт нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения приведён в таблице 10.4.

Таблица 10.4. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки,[ВА]	Число Обмоток	cos	sin	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, [Вт]	Q, [вар]
Вольтметр Частотомер регистрирующий Вольтметр регистрирующий Ваттметр регистрирующий Частотомер Синхроноскоп	Э-335 Н-397 Н-394 Н-395 Э-362 Н-397	2 7 10 10 1 10	1 1 1 2 1 --	1 1 1 1 1 1	0 0 0 0 0 0	3 1 1 1 2 1	6 7 10 20 2 10	-- -- -- -- -- --
Итого:							55	--

Суммарная вторичная нагрузка:

________ __________

S₂ = Р² + Q² = 55² + 0² = 55 МВА

S₂ = 55 МВА < S_ном. = 3*400 = 1200 ВА, таким образом трансформатор будет работать в выбранном классе точности 0,5.

Для присоединения трансформатора напряжения с приборами выбираем контрольный кабель КВВГнг-2,5 с сечением жил 2,5мм²_.

10.Описание конструкции ОРУ 110 кВ

Открытое распределительное устройство 110 кВ выполнено по схеме с двумя рабочими системами шин и обходной типовой компоновки.

В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными в отличие от других компоновок, где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключатели трансформаторов - в другом. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом. При большой нагрузке или по условиям проверки на коронирование в каждой фазе могут быть два-три провода. В данном случае сборные шины выполнены проводом марки АС-400/51 Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами - стандартные, железобетонные.

Недостатками схемы являются:

1)отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения;

2)повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т. е. приводит к отключению всех присоединений;

3)большое количество операций разъдинителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

4)необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин.

Если сборные шины секционированы, то для уменьшения капитальных затрат возможно применение совмещенных шиносоединительного и обходного выключателей. В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или при КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25% п...