Содержание
Содержание
Введение4
1. Выбор генераторов 6
2. Выбор трансформаторов и секционных реакторов8
3. Расчёт токов короткого замыкания 10
4. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей20
5. Выбор и обоснование схем РУ разных напряжений24
6. Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд 27
Список использованной литературы28
Выдержка из текста работы
- Введение
- 1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
- 2. Выбор и технико-экономическое обоснование схемы выдачи энергии. разработка главной схемы электрических соединений
- 3. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
- 4. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели, разъединители)
- 5. Выбор токоведущих частей
- 5.1 Выбор комплектного пофазно-экранированного токопровода для участка от выводов генератора до блочного трансформатора и отпаек к трансформатору собственных нужд и к реактору, питающему потребительское КРУ
5.2 Выбор сборных шин 35 кВ и токоведущих частей от РУ 35 кВ до трансформаторов
- 5.3 Выбор сборных шин для РУ 6 кВ (КРУ)
- 6. Выбор типов релейной защиты
- 6.1 Защиты блока генератор — трансформатор
- 6.2 Защита на ОРУ 330 кВ (сборные шины)
- 6.4 Защита ЛЭП
- 7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов, средств защиты, аппаратов высокочастотной обработки
- 7.1 Выбор трансформаторов тока
- 7.2 Выбор трансформаторов напряжения
- 7.3 Выбор средств защиты от перенапряжений
- 7.4 Аппараты высокочастотной обработки
- 8. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте
- Список использованных источников
- Введение
- Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие её свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния. Производство электроэнергии осуществляется на электростанциях.
- Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электрической энергии.
- В настоящем курсовом проекте разрабатывается технический проект теплофикационной электростанции — теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электрической энергией и теплом.
- Специфика электрической части ТЭЦ определяется положением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении.
- Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции с учетом выдачи тепла. Это обстоятельство предопределяет большой относительный расход электроэнергии на собственные нужды.
- В данном курсовом проекте рассмотрен расчёт электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 180 МВт.
В результате необходимо будет рассмотреть вопросы:
— разработка вариантов структурной схемы выдачи мощности и выбор генераторов и трансформаторов в них;
— выполнение технико-экономическое сравнения структурных схем и выбор оптимального варианта;
— разработка главной схемы соединений;
— расчёт токов трехфазного КЗ;
— выбор выключателей и разъединителей;
— выбор токоведущих частей и сборных шин;
— выбор контрольно-измерительных приборов;
— выбор измерительных трансформаторов и средств защиты от перенапряжений;
— выбор типа и разработать конструкцию заданного РУ.
Электрическая часть каждой электростанции, прежде всего, характеризуется схемой электрических соединений, на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты, и аппараты электрической части станции и соединения между ними. В графической части проекта представлена главная схема электрических соединений (лист 1) и конструктивные чертежи РУ 35кВ (лист 2).
К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.
По заданию указано, что станция осуществляет связь с энергосистемой на напряжении 330 кВ. На напряжении 35 и 6 кВ имеются потребители. Возникает необходимость сооружения распределительных устройств напряжением 6 кВ, 35 кВ и 330 кВ. При разработке структурной схемы необходимо следить за соблюдением условия допустимого несоответствия вырабатываемой мощности (оно не должно превышать 5 %).
На выбор структурной схемы повлиял ряд факторов, изложенных ниже. Мощность нагрузки, потребляемая на напряжении 6 кВ составляет менее 50 % от генерируемой. Следовательно необходимо сооружение КРУ.
В данном проекте средним напряжением является — 35 кВ. Связь высшего и среднего напряжения осуществляем с помощью двухобмоточных трансформаторов.
На основе изложенных выше особенностей проектируемой станции были разработаны два варианта структурных схем выдачи электроэнергии представленные на рисунке 1.1 и 1.2.
Рисунок 1.1 — Структурная схемы выдачи электроэнергии (вариант 1)
Рисунок 1.2 — Структурная схемы выдачи электроэнергии (вариант 2)
Для обоих вариантов выбираем генераторы ТФ-63-2 с характеристиками, предоставленными в таблице 1.1, система возбуждения.
Таблица 1.1 — Характеристики турбогенератора ТФ-63-2
|
Тип турбогенератора |
Ном. мощность |
Ном. напряжение, кВ |
сosцном |
Ном.ток, кА |
Ном.частота вращения, об/мин |
Соединение обмоток статора |
x»d* |
||
|
полная, МВ·А |
активная, МВт |
||||||||
|
ТФ-63-2 |
78,75 |
63 |
6,3 |
0,8 |
7,2 |
3000 |
YY |
0,13 |
Произведём выбор трансформаторов для 1-го варианта структурной схемы.
Мощность трансформаторов выбирается по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжелому режиму. Расчетная мощность определяется для трех режимов: максимальная, минимальная нагрузка и отключение энергоблока, при максимальной нагрузке потребителей. По наибольшей расчетной мощности выбирается номинальная мощность автотрансформаторов с учетом допустимой перегрузки [1, стр. 392].
1) Режим минимальных нагрузок:
2) Режим максимальных нагрузок:
3) Аварийный режим:
По наибольшей расчетной мощности выбираем номинальную мощность трансформаторов с учетом перегрузки:
Выбираем для цепей генераторов, имеющих отпайки на КРУ, трансформаторы (одинаковы для двух вариантов): ТРДН — 40000/330 [2], параметры которого сведем в таблицу 1.2.
Выберем блочный трансформатор. Мощность этого трансформатора принимается приблизительно равной мощности генератора. Выбираем ТДЦ-80000/35, параметры которого сведем в таблицу 1.2.
Трансформаторы связи РУ 35кВ и 330 кВ:
1) Режим минимальных нагрузок:
2) Режим максимальных нагрузок:
3) Аварийный режим:
С учетом перегрузки принимаем мощность одного трансформатора:
Выбираем трансформаторы (спецзаказ) ТРДН-40000/330, параметры которых сведем в таблицу 1.2.
Таблица 1.2
|
Тип |
Sном, МВА |
UВН, кВ |
UНН, кВ |
Потери, кВт |
Uk, % |
Цена, тыс. у. е. |
||
|
Рхх |
Ркз |
|||||||
|
ТРДН-40000/330 |
40 |
330 |
6,3 |
80 |
180 |
11 |
66,88 |
|
|
ТДЦ-80000/35 |
80 |
35 |
6,3 |
50 |
245 |
10,5 |
73,66 |
|
|
ТРДН-40000/330 |
40 |
330 |
35 |
80 |
180 |
11 |
69,3 |
Выберем трансформаторы для варианта 2. Трансформаторы в цепи генераторов, имеющих отпайки на КРУ, такие же, как и в первом варианте.
Выберем блочный трансформатор. Мощность этого трансформатора принимается приблизительно равной мощности генератора. Выбираем ТРДН-80000/330, параметры которого сведем в таблицу 1.3.
Трансформаторы связи РУ 35кВ и 330 кВ: с учетом перегрузки принимаем мощность одного трансформатора:
Выбираем трансформаторы (спецзаказ) ТРДН-40000/330, параметры которых сведем в таблицу 1.3.
Таблица 1.3
|
Тип |
Sном, МВА |
UВН, кВ |
UНН, кВ |
Потери, кВт |
Uk, % |
Цена, тыс. у. е. |
||
|
Рхх |
Ркз |
|||||||
|
ТРДН-40000/330 |
40 |
330 |
6,3 |
80 |
180 |
11 |
66,88 |
|
|
ТРДН-80000/330 |
80 |
330 |
6,3 |
110 |
310 |
11 |
215 |
|
|
ТРДН-40000/330 |
40 |
330 |
35 |
80 |
180 |
11 |
69,3 |
2. Выбор и технико-экономическое обоснование схемы выдачи энергии. Разработка главной схемы электрических соединений
Экономическая целесообразность варианта будет определяться по критерию приведенных затрат:
где i =1, 2, 3 — номера вариантов;
Кi — капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. у. е.;
EH — нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,125;
Иi — годовые эксплуатационные издержки;
Уi — ущерб от недоотпуска энергии.
Капиталовложение по вариантам будет находиться согласно формуле 2.1:
(2.1)
где — капиталовложение в трансформаторы;
— капиталовложение в трансформаторные ячейки РУ;
— капиталовложение в КРУ.
Расчет капиталовложений в трансформаторы будет производиться с учетом усредненного коэффициента заводской стоимости трансформаторов [3]. А капиталовложения в каждый из вариантов схем и трансформатор показаны в таблице 2.1. В этой же таблице указаны стоимости ячеек распределительных устройств (РУ) различного напряжения, суммарное вложение в РУ. Информация о стоимости ячеек комплектного распределительного устройства взята из таблицы 10.33 [3]. Причем стоимость ячейки РУ выбиралась наибольшей из приведенных для данного значения напряжения. Сводим в таблицу оборудование, различающееся для первого и второго вариантов.
Таблица 2.1 — Капиталовложения в варианты схем электроснабжения
|
Оборудование |
Стоимость единицы, тыс. у. е. |
Варианты |
||||
|
первый |
второй |
|||||
|
к-во ед. |
общ.ст., тыс. у. е. |
к-во ед. |
общ.ст., тыс. у. е. |
|||
|
ТДЦ-80000/35 |
117,85 |
1 |
117,85 |
— |
— |
|
|
ТРДН-80000/330 |
301 |
— |
— |
1 |
301 |
|
|
Ячейка ОРУ 35 кВ |
21,4 |
1 |
21,4 |
— |
— |
|
|
Ячейка ОРУ 330 кВ |
287,2 |
— |
— |
1 |
287,2 |
|
|
Сумма |
— |
— |
139,25 |
— |
588,2 |
Капитальные затраты трансформаторов (схема 1):
где: Цат — заводская стоимость трансформатора;
Kрс ат — усредненный коэффициент для пересчета заводской стоимости трансформатора к расчетной стоимости.
Капитальные затраты трансформаторов (схема 2):
Для трансформатора по первому варианту:
где:
Тогда:
В трансформаторе схемы №2:
Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ [3, стр. 23]:
где: Ра и Ро — отчисления на амортизацию и обслуживание, %. Для оборудования данного проекта принимаем Ра = 7,4 %(вариант 2: 6,4%), Ро = 2 %;
ДЭ — потери энергии в кВт·ч;
в — стоимость одного кВт·ч потерянной энергии, равная 8 центов/(кВт·ч).
Для первого варианта:
Для второго варианта:
Приведенные затраты:
, значит первый вариант более выгоден.
Разница более 5 %, для дальнейшего расчета будет использоваться первая схема электроснабжения, т. к. она дешевле.
Для принятой схемы выдачи мощности определяем число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (nЛЭП), числа линий связи с системой и станциями (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св.) или питающих трансформаторов (nт), подключенных к данному РУ.
(2.4)
Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:
(2.5)
Протяженность ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в таблице 2.1 [2].
Значения устанавливаются по схеме выдачи мощности. В зависимости от числа присоединений и номинального напряжения принимаются возможные схемы РУ.
Количество отходящих линий от РУ 6 кВ, определяется максимальной передаваемой мощностью — 60 МВт и наибольшей предаваемой мощностью на одну цепь, равной — 4 МВт. От РУ 35 кВ максимальная передаваемая мощность — 47 МВт, при наибольшей предаваемой мощности на одну цепь, равной — 15 МВт. Тогда количество линий равно:
Принимаем равным 16 линий.
Принимаем равным 4 линии.
Из исходной схемы энергосистемы видно, что количество линий связи разрабатываемой станции с энергосистемой равно 2. А в разработанной ранее схеме выдачи энергии (второй) количество трансформаторных присоединений: к шинам РУ 330 кВ — 4, к РУ 35 кВ — 3.
Количество присоединений к РУ 330 кВ будет равно из (2.4):
Количество присоединений к РУ 35 кВ будет равно из (2.4):
Тогда для сооружения РУ 35 кВ выбираем схему с одной секционированной системой шин. Для сооружения РУ 330 кВ применяем схему 3/2 выключателя на цепь. Для КРУ выбираю схему — одиночную секционированную с нормально отключенным секционным выключателем.
Принимаем напряжение собственных нужд 6 кВ, питание осуществляется через реакторы. Токоограничивающие реакторы присоединяем к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. Их мощность выбираем исходя из заданного процента расхода на собственные нужды (k) от мощности генераторов по номинальному току:
Выбираем реактор РТСТ-10-1000-0,22У3
Токоограничивающий реактор на КРУ 6 кВ:
Ток уменьшаем вдвое для учета работы реактора на две секции шин в аварийном режиме. Выбираем реакторы РТОС-10-4000-0,18-У3.
На рисунке 2.1 представлена упрощенная главная схема электрических соединений.
ЭДС генераторов:
Сопротивление системы:
Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:
Т1, Т2,Т4,Т5:
Сопротивление ЛЭП от системы до ТЭЦ:
Сопротивление реакторов собственных нужд:
|
Узел КЗ |
Составляющая от Г1, кА |
Составляющая от Г2, кА |
Составляющая от Г2, кА |
Составляющая от системы, кА |
От двигателей СН, кА |
|
|
1 |
59,948 |
1,891 |
1,924 |
27,186 |
0 |
|
|
2 |
11,387 |
0,354 |
0,371 |
5,157 |
0 |
|
|
3 |
9,638 |
0,299 |
0,314 |
4,365 |
4,8 |
|
|
4 |
0,418 |
0,418 |
0,436 |
6,13 |
0 |
|
|
5 |
0,584 |
0,584 |
5,938 |
8,578 |
0 |
|
|
6 |
1,978 |
1,978 |
59,948 |
29,047 |
0 |
|
|
7 |
0,315 |
0,315 |
9,449 |
4,868 |
4,8 |
Рассчитаем ударные токи КЗ:
|
Узел КЗ |
Составляющая от Г1, кА |
Составляющая от Г2, кА |
Составляющая от Г2, кА |
Составляющая от системы, кА |
От двигателей СН, кА |
|
|
1 |
165,32 |
5,215 |
5,306 |
71,511 |
0 |
|
|
2 |
31,402 |
0,976 |
1,023 |
13,651 |
0 |
|
|
3 |
26,579 |
0,824 |
0,866 |
11,482 |
12,56 |
|
|
4 |
1,153 |
1,153 |
1,202 |
15,171 |
0 |
|
|
5 |
1,61 |
1,61 |
16,375 |
22,564 |
0 |
|
|
6 |
5,455 |
5,455 |
165,32 |
78,214 |
0 |
|
|
7 |
0,869 |
0,869 |
26,058 |
13,108 |
12,56 |
Высоковольтные выключатели выбираются по следующим условиям:
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
||
|
Выключатель ВГГ-330-40/3150 У1 |
Разъединитель РНД-330/3200 У1 |
||
|
— |
|||
|
— |
|||
|
— |
|||
Тип привода разъединителя ПД 5У1.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
||
|
Выключатель ВВУ-35А-40/3150У1 |
Разъединитель РНД-35/3200У1 |
||
|
— |
|||
|
— |
|||
|
— |
|||
|
— |
|||
Тип привода разъединителя ПД 5У1.
Выключатели для РУ 10 кВ предоставлены в таблице 4.3.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
Выключатель LF2 |
||
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
Выключатель LF2 |
||
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
Выключатель LF1 |
||
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
Выключатель LF1 |
||
Таблица 4.6 — Выбор выключателя для генератора
|
Расчетные данные |
Каталожные данные комплексного распределительного устройства HECS-80 |
||
|
Выключатель |
Разъединитель |
||
|
— |
|||
|
— |
|||
|
— |
|||
|
— |
|||
Наибольший ток:
Проверка по допустимому току:
Выбираем токоведущие части от РУ 35 кВ до трансформаторов связи. Определяем сечение по экономической плотности тока:
Проверка по допустимому току:
Наибольший ток:
Определяем сечение по экономической плотности тока:
По допустимому току:
Проверяем сечение на термическое действие тока:
— МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
На линиях 35 кВ:
высокочастотная защита;
электроэнергия трансформатор релейный токоведущий
|
Наименование прибора |
Тип прибора |
Класс точности |
|
|
Статор: |
|||
|
Амперметр в каждой фазе |
Э — 377 |
1,5 |
|
|
Вольтметр |
Э — 377 |
1,5 |
|
|
Ваттметр |
Д — 365 |
1,5 |
|
|
Варметр |
Д — 365 |
2,5 |
|
|
Счётчик активной энергии |
И — 675 |
1,0 |
|
|
Счётчик реактивной энергии |
И — 675М |
2,0 |
|
|
Датчик активной мощности |
Е — 829 |
||
|
Датчик реактивной мощности |
Е — 830 |
||
|
Регистрирующие приборы |
|||
|
Ваттметр |
H — 395 |
1,5 |
|
|
Амперметр |
H — 393 |
1,5 |
|
|
Частотомер |
Н — 397 |
2,5 |
|
|
Суммирующий ваттметр |
Н — 395 |
1,5 |
|
|
Варметр |
Н — 395 |
1,5 |
|
Наименование прибора |
Тип прибора |
Класс точности |
|
|
Ротор: |
|||
|
Амперметр |
Э — 377 |
1,5 |
|
|
Вольтметр |
Э — 377 |
1,5 |
|
|
Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителя |
Э — 377 |
1,5 |
|
|
Регистрирующие приборы |
|||
|
Частотомер |
Н — 397 |
2,5 |
|
|
Суммирующий ваттметр |
Н — 395 |
1,5 |
|
|
Варметр |
Н — 395 |
1,5 |
|
Тип прибора |
Класс точности |
||
|
Трансформатор собственных нужд |
|||
|
Сторона питания: |
|||
|
Амперметр |
Э — 377 |
1,5 |
|
|
Ваттметр |
Д — 365 |
1,5 |
|
|
Счётчик активной энергии |
И — 675 |
1,0 |
|
Тип прибора |
Класс точности |
||
|
Сборные шины |
|||
|
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и регистрирующий вольтметр |
Э — 377 |
1,5 |
Выбор трансформаторов тока осуществляется :
|
Тип прибора |
Класс точности |
||
|
Резервный трансформатор (РТСН) |
|||
|
Амперметр |
Э — 377 |
1,5 |
|
|
Ваттметр |
Д — 365 |
1,5 |
|
|
Счётчик активной энергии |
И — 675 |
1,0 |
|
Прибор |
Тип |
Кол-во |
Потребляемая мощность, ВА |
|||
|
Фаза А |
Фаза В |
Фаза С |
||||
|
Амперметр |
Э-350 |
3 |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
|
|
Ваттметр |
Д-365 |
1 |
0,5 |
— |
0,5 |
|
|
Варметр |
Д-365 |
1 |
0,5 |
— |
0,5 |
|
|
Счетчик активной энергии |
И-675 |
1 |
2 |
— |
2 |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
И-675М |
1 |
2 |
2 |
2 |
|
|
Суммирующий ваттметр |
Н-395 |
1 |
10 |
— |
10 |
|
|
Датчик активной мощности |
Е-829 |
1 |
0,5 |
— |
0,5 |
|
|
Датчик реактивной мощности |
Е-830 |
1 |
0,5 |
— |
0,5 |
|
|
Варметр |
Н-395 |
1 |
10 |
10 |
10 |
|
|
Суммарная нагрузка |
26,1 |
12,1 |
26,1 |
ПРИБ
— номинальная нагрузка, Ом.
Тогда расчётное сечение проводов:
|
Место установки |
Тип |
Расчетные данные цепи |
Каталожные данные |
|
|
ОРУ 330 кВ |
ТФУМ220А-У1 |
Uр=330 кВ, Iрмакс=0,239 кА,
Bк=9.04 кА2с. |
Uном=330 кВ, Iном=0.5 кА,
Bт=19,62*3=1152,4кА2с |
|
|
ОРУ 35 кВ |
ТФЗМ35Б-I |
Uр= 35 кВ, Iрмакс=1.319 кА,
Bк=45.51 кА2с. |
Uном=35 кВ, Iном=1,5 кА,
Bт=682*3=13872 кА2с. |
|
|
КРУ 6 кВ |
ARJA1 |
Uр=6 кВ, Iрмакс=1.69 кА,
Bк=76.04кА2с. |
Uном=7.2 кВ, Iном=2 кА,
Bт=352*3=3675 кА2с. |
|
|
КРУ 6 кВ (отходящая линия) |
ARJP2 |
Uр=6 кВ, Iрмакс=0,42 кА,
Bк=76.04кА2с. |
Uном=7.2 кВ, Iном=0,5 кА,
Bт=14,12*3=596,43кА2с. |
|
|
РТСН |
ТВТ330-I |
Uр= 330 кВ, Iрмакс=0,017 кА,
Bк=9,46 кА2с. |
Uном=330 кВ, Iном=0,3 кА,
Bт=62*3=108 кА2с. |
|
Прибор |
Тип |
Sобм, В·А |
Число паралл. катушек |
cosц |
sinц |
Число приборов |
Общая мощность |
||
|
Р, Вт |
Q,Вар |
||||||||
|
Вольтметр |
Э-377 |
2 |
1 |
1 |
0 |
1 |
2 |
— |
|
|
Ваттметр |
Д-365 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
2 |
5 |
— |
|
|
Варметр |
Д-365 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
— |
|
|
Датч. акт. мощности |
Е-829 |
10 |
— |
1 |
0 |
1 |
10 |
— |
|
|
Датч. реакт. мощности |
Е-830 |
10 |
— |
1 |
0 |
1 |
10 |
— |
|
|
Счётчик активной энергии |
И-675 |
2 Вт |
2 |
0,38 |
0,925 |
1 |
4 |
9,5 |
|
|
Ваттметр регистрирующий |
Н-395 |
10 |
2 |
1 |
0 |
1 |
20 |
— |
|
|
Вольтметр регистрирующий |
Н-393 |
10 |
1 |
1 |
0 |
1 |
10 |
— |
|
|
Частотометр |
Э-372 |
3 |
1 |
1 |
0 |
2 |
6 |
— |
|
|
Сумма |
70 |
9,5 |
Полную мощность определим по формуле:
2?
Следовательно, ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.
Аналогично выбираем трансформаторы напряжения в других частях схемы. Данные выбора приводим в таблице 7.4.
|
Место установки |
Тип |
Напряжения обмоток |
|||
|
Uном, кВ первичной |
Uном, кВ вторичной |
Uном, кВ дополнительной |
|||
|
РУ 330 кВ |
3хНКФ-330-73У1 |
100 |
|||
|
РУ 35 кВ |
3хЗНОМ-35-65У1 |
100 |
|||
|
РУ 6 кВ |
3хVRQ3n-6 |
100/3 |
Защита оборудования станций и подстанций от перенапряжений осуществляется ограничителями перенапряжений (ОПН). ОПН размещаются в РУ напряжением до 330 кВ на сборных шинах и присоединяются к ним совместно с ТН через общий разъединитель. В РУ более высокого напряжения ОПН подключаются ко всем питающим и отходящим линиям без разъединителя. Кроме того, ОПН устанавливаются на вводах высшего и среднего напряжения трансформаторов (автотрансформаторов) удаленных от РУ на расстояние более 16 метров.
Выбор ОПН производится по напряжению установки:
Для защиты оборудования:
— на напряжении 6 кВ выбираем ОПН-6У3 с номинальным напряжением сети -6 кВ;
— на напряжение 35 кВ выбираем ОПН-35 У1 с номинальным напряжением — 35 кВ;
— на напряжение 330 кВ выбираем ОПН-330 У1 с номинальным напряжением — 330 кВ.
На отходящих ЛЭП 35 кВ и 330 кВ устанавливаются аппараты высокочастотной обработки: конденсаторы связи, фильтры присоединения и заградители — отдельных фаз для образования каналов связи по проводам ЛЭП. Конденсатор связи создает путь для токов высокой частоты от приемопередатчика в линию и одновременно отделяет приемопередатчик от высокого напряжения промышленной частоты линии. Устанавливаем бумажно-масляные конденсаторы типа На линиях 35 кВ устанавливается один такой таких элемент. Для напряжения 330 кВ выпускаются конденсаторы типа и устанавливаются четыре таких элемента. Фильтр присоединения согласовывает входное сопротивление высокочастотного кабеля с входным сопротивлением линии, соединяет конденсатор связи с землей, образуя, таким образом, замкнутый контур для токов высокой частоты. Фильтр присоединения ОФП-4 330 кВ, выпускаемый промышленностью, выполняется на широкие диапазоны частот. Заградитель преграждает выход токов высокой частоты за пределы линии. Выпускаемые промышленностью заградители ВЗ-630-0,5 (110 кВ) и ВЗ-1250-0,5 (220 кВ) рассчитаны на рабочий ток 630 и 1250 А соответственно с пределами настройки 36-1000 кГц. При напряжении 110-220 кВ обработка выполняется на двух фазах.
8. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте
ОРУ сооружаются на электростанциях и подстанциях при напряжениях 35 кВ и выше при нормальных условиях внешней среды. Исходя из данного условия принимаем РУ 6 кВ закрытого исполнения, будем считать, что условия сооружения — нормальные, тогда РУ 35 и 330 кВ — открытого исполнения. ОРУ 330 кВ выполнено по схеме 3/2 выключателя на цепь. Каждое присоединение включено через два выключателя ВГГ-330. В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Кроме того все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах.
ОРУ 35 кВ выполнено по схеме одиночной секционированной системы шин. К ОРУ-35 кВ присоединены четыре воздушные ЛЭП, два трансформатора связи ТРДН-40000/330, блочный трансформатор ТДЦ 80000/35. В принимаемой компоновке все выключатели располагаются в один ряд около второй системы шин. Все присоединения к сборным шинам выполнены ячейками. Ошиновка ОРУ выполняется гибкими сталеалюминевыми проводами 2xАС-300/48. Опоры выполнены стандартными железобетонными конструкциями. Высота линейных порталов 7850 мм, шинных — 6100 мм. Расстояние между стойками опор 2000 мм. Все присоединения к сборным шинам выполнены ячейками. Шаг ячейки 4600 мм, длина ячейки 22000 мм, расстояние между крайними токоведущими частями соседних ячеек 600 мм. На выходных линейных порталах установлены молниеприёмники, их высота 3000 мм. Территория ОРУ ограждена забором.
В данном курсовом проекте на напряжении 6 кВ распределение электроэнергии осуществляется комплектным распределительным устройством (КРУ) внутренней установки с воздушной изоляцией. КРУ 6 кВ имеет две одиночные секционированные системы шин (с нормально отключенными секционными выключателями). Потребительское КРУ соединено с генераторным напряжением через линейные реакторы РТСТ 10-1000-0,18УЗ.
В данном проекте используются шкафы КРУ MCset производства Schneider Electric с номинальным напряжением 7.2 кВ, номинальный ток сборных шин 4000 А, ток термической стойкости 31,5 кА, время его протекания 3 с и номинальный ток электродинамической стойкости 80 кА.
Главным преимуществом выбранного шкафа КРУ является то, что заводом изготовителем применяется изолированный шинопровод. Что позволяет для облегчения расчетов курсового проекта выбрать шкаф КРУ по номинальному току главных цепей. Тем самым подразумевая, что на заводе-изготовителе были произведены испытания на термическую и динамическую стойкость.
Степень защиты IP2X между отсеками обеспечивается металлическими перегородками. Металлические элементы конструкции выполнены из оцинкованной стали с окрашенными передними и задними панелями.
Шкаф КРУ комплектуется элегазовым выключателем на выкатных тележках типа LF производства Schneider Electric. Шкафы состоят из жёсткого металлического(900Ч2300Ч1550) корпуса, внутри которого размещено основные электрические аппараты и система жёстких шин, а также приборы для измерений, управления и релейной защиты со всеми соединениями.
Шкафы КРУ расположены в 2 ряда (каждая система шин представлена одним рядом). Проход между рядами шкафов 2500 мм. Для возможности двухстороннего обслуживания между стеной и задней частью шкафов выполнен проход 1700 мм. Из-за расположения сборных шин в задней части шкафов ряды выровнены по задней стенке. Отходящие кабельные линии расположены в лотках в кабельном этаже непосредственно под шкафами.
Камеры выполнены таким образом, что обеспечивается безопасность персонала при их осмотре и обслуживании, включая работы в отсеке выключателя и кабельном отсеке.
Список использованных источников
1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. М., “Энергия”, 1975.
2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.: ил.
3. Методические указания по курсу “Основы проектирования электрических станций и подстанций”.
4. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., “Энергия”. 1974.
Размещено на
