Электрические станции

Расчёт токов короткого замыкания производится в программе ТоКо по построенной в ней расчетной схеме. Результаты расчета приводятся как на рисунках, так и в сводной таблице. Точки К1 и К2 на соответствующих секциях шин 110 кВ имеют одни те же значения. Поэтому приводим результаты расчета для точки К1. Отталкиваясь от них, производим выбор оборудования для стороны 110 кВ. Точка К3 находится на стороне 10,5 кВ за трансформатором Т-5. Отталкиваясь от нее, производим выбор оборудования для стороны 10,5 кВ.Таблица 5.7Результаты расчета токов короткого замыканият. КЗ ,кА, град. ,кА, град. ,кА, град., кА, кА, кА, К1, К211,242-85,2511,242154,7511,24234,75 15,9236,66528,58017,69К343,134 2,1543,134242,1543,134122,15122,06253,75201,324431,63где: ,, – действующее значение тока прямой последовательности в соответствующей фазе;, ,– начальная фаза тока относительно ЭДС источника питания; – мгновенное значение апериодической составляющей тока КЗ; – значение апериодической составляющей тока КЗ в момент расхождения контактов; – мгновенное значение ударного тока КЗ; – интеграл Джоуля (тепловой импульс тока) к моменту времени, заданному при параметризации точки КЗ., (8.15)где: – максимальное время от начала КЗ в момент расхождения контактов; = ; (5.16)где: = 1 с. – максимальное время действия РЗ; – собственное время отключения выключателя.Для ВЭБ-110 II*-40/2500 ХЛ1 - = 0,035 с. = 1 + 0,035 = 1,035 с. = 138,136 . = 1 + 0,075 = 1,075 с. = 2034 .Это правильно?6 Выбор электрических аппаратов и проводниковВыбираем для установки на стороне 110 кВ станции следующее оборудование:- разъединитель трехполюсный РГНП.1б-110/1000 УХЛ1 с приводом ПРГ-6-00 УХЛ1 для главных ножей, типа ПРГ-6-01 УХЛ1 для заземлителя (разъединитель, горизонтально-поворотный, нормальный уровень изоляции, с полимерной изоляцией соответствующей II степени загрязнения атмосферы, номинальное напряжение 110 кВ, номинальный ток 1000 А, ручной привод ПРГ-6, климатическое исполнение УХЛ, категория размещения 1, с одним заземлителем со стороны контактного ножа с кулачком);- разъединитель однополюсный РГНП.1б-110/1000 УХЛ1 с приводом ПРГ-6-00 УХЛ1 для главных ножей, типа ПРГ-6-01 УХЛ1 для заземлителя (разъединитель, горизонтально-поворотный, нормальный уровень изоляции, с полимерной изоляцией соответствующей II степени загрязнения атмосферы, номинальное напряжение 110 кВ, номинальный ток 1000 А, ручной привод ПРГ-6, климатическое исполнение УХЛ, категория размещения 1, с одним заземлителем со стороны контактного ножа с кулачком);- выключатель ВЭБ-110 II*-40/2500 ХЛ1 (выключатель элегазовый баковый, номинальное напряжение 110 кВ, номинальный ток 2500 А, номинальный ток отключения 40 кА, пружинный привод ППрК, с встроенными в ввода трансформаторами тока, климатическое исполнение ХЛ, категория размещения 1);- ограничитель перенапряжений ОПН-У-110/77-III-УХЛ1 (ограничитель перенапряжений нелинейный, класс напряжения 110 кВ, наибольшее длительно-допустимое напряжение 77 кВ, класс разряда линии III, номинальный разрядный ток 10 кА, климатической исполнение УХЛ, категория размещения 1).Устанавливаемое оборудование ОРУ-110 кВ и его проверка представлено в таблице 6.1.Таблица 6.1Выбор и проверка оборудования Наименование и тип оборудованияУсловие выбораРасчётные данныеТехнические параметрыПроверка условия12345Ограничитель перенапряжений ОПН-У-110/77-III УХЛ1= 121кВИли 121??70 < 77Продолжение табл. 6.112345Разъединитель РГНП.1б-110/1000 УХЛ1привод ручнойПРГ-6 УХЛ1 = 121 кВ121 < 126596,4 < 1000 = 28,58 кА28,58 < 80138,136 < 2976ВыключательВЭБ-110 II*-40/2500 ХЛ1; привод пружинный ППрК = 121 кВ121 < 126596,4 < 250011,242 < 4011,242 < 406,665 < 22,63 = 28,58 кА28,58 < 102138,136 < 2976Разъединитель РЛНД-110/1000 УХЛ1привод ручной(существующие в ячейке №6 ТГ-7) = 121 кВ121 < 126596,4 < 1000 = 28,58 кА28,58 < 80138,136 < 2976Возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ выключателем: , (6.1)где – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % (по техническим данным на выключатель, не более 40%); – номинальный ток отключения, кА. = 22,63 кА.Существующими трехполюсными разъединителями 110 кВ (горизонтально-поворотного типа), установленными в ячейке №6 ТГ-7 с расстоянием между осями полюсов 2000 мм, отключение и включение тока холостого хода силового трансформатора не должно превышать более 4 А. , (6.2)где – ток нормального режима трансформатора ТДЦ-125000/121 на стороне ВН, А; – ток холостого хода трансформатора, % (согласно ТУ на трансформатор 0,35%).Согласно ПУЭ п.1.3.28 сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат, поэтому выбор ошиновки ОРУ-110 кВ в ячейке ШСВ производим по допустимому длительному току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае блока генератор-трансформатор ТГ-7. , (6.3)где – номинальная мощность блочного трансформатора, кВА; – номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора, кВ. = 596,4 А.Существующая ошиновка I, II и обходной систем шин выполнена одним проводом марки АСО-500. Для выполнения ошиновки I и II систем шин в ячейке ШСВ применяем один провод марки АС-500/64 (сечением: алюминий 500 , сталь 64 ), = 945 А. С учетом поправочного коэффициента в зависимости от температуры воздуха k = 0,9:А (6.4)(6.5)– условие выполняется.Фазы в ошиновке систем шин расположены горизонтально с расстоянием между фазами 3000 мм, в ячейке ШСВ 2500 мм.Проверку на термическое и динамическое действие токов короткого замыкания не производим.Согласно ПУЭ табл. 2.5.6 минимальное сечение по условиям короны и радиопомех принимается 70 , поэтому проверку по условиям коронирования не производим, так как провод АС-500/64 (сечением 500 ) не коронирует.Для натяжения и поддержания проводов в ячейке ШСВ применяем гирлянду из полимерного изолятора ЛК 70/110 с линейной арматурой. Механическая разрушающая сила при растяжении изолятора не менее 70 кН. Максимально допустимое тяжение на ячейковые порталы составляет 7 кН на фазу. Коэффициент запаса механической прочности при нагрузках от ветра и гололеда, согласно ПУЭ п.4.2.51 для подвесных изоляторов должен быть не менее 4 по отношению к гарантированной минимальной разрушающей нагрузке целого изолятора. В данном случае коэффициент запаса составляет 10, следовательно гирлянда механически прочна.Токоведущие части от выводов 110 кВ блочного трансформатора ТДЦ-125000/121 до линейного разъединителя ячейки №6 оставляем существующими, они выполнены одним проводом марки АСО-600 (провод сталеалюминиевый облегченный).Ошиновку оборудования в ячейке №6 выполняем одним проводом марки АС-600/72 (сечением: алюминий 600 , сталь ), = 1050 А.С учетом поправочного коэффициента в зависимости от температуры воздуха k = 0,9:А – условие выполняется.Проверяем сечение проводника по экономической плотности тока: , (6.6)где – расчетный ток в час максимума энергосистемы, А – нормированное значение экономической плотности тока, А/.По данным со станции число часов использования максимума нагрузки в год составляет более 5000 часов, следовательно, = 1 (согласно ПУЭ, табл. 1.3.36) = 596,4 .Существующая и новая ошиновки в ячейке №6 блочного трансформатора проходят по экономической плотности тока.Согласно ПУЭ табл. 2.5.6 минимальное сечение по условиям короны и радиопомех принимается 70 , поэтому проверку по условиям коронирования не производим, так как провод АС-500/64 (сечением 500 ) не коронирует.Проверку на термическое и динамическое действие токов короткого замыкания не производим.6.1 Выбор и проверка оборудования 10,5 кВСвязь генератора ТГ-7 с блочным трансформатором 14Т выполняется токопроводом типа ТЭНЕ-20-8000-300 УХЛ1 (токопроводпофазно-экранированный, генераторного напряжения, естественного охлаждения, на напряжение 20 кВ, номинальный ток 8000 А, ток электродинамической стойкости 300 кА, ток термической стойкости 120 кА).В цепи блока генератор-трансформатор устанавливаем комплекс элегазового генераторного выключателя типа FKG1N ЗАО «Арева Передача и Распределение».Отпайка от токопровода к трансформатору собственных нужд блока ТГ-7 выполняется токопроводом типа ТЭНЕ-20-1600-560 УХЛ1 (токопроводпофазно-экранированный, генераторного напряжения, естественного охлаждения, на напряжение 20 кВ, номинальный ток 1600 А, ток электродинамической стойкости 560 кА, ток термической стойкости 220 кА).Основные параметры турбогенератора ТФ-110-2 У3 (турбогенератор с воздушным охлаждением) согласно технических условий: номинальное напряжение – 10,5 кВ, ток статора – 7561 А.Устанавливаемой оборудование в цепи блока ТГ-7 и его проверка представлено в таблице 6.2.Таблица 6.2Выбор и проверка оборудования генераторного Наименование и тип оборудованияУсловие выбораРасчётные данныеТехнические параметрыПроверка условия12345Токопровод генераторного напряжения ТЭНЕ-20-8000-300 УХЛ 1 = 10,5 кВ10,5 < 207561 < 8000 = 201,324 кА201,324 < 3009,72 < 120Комплекс элегазового генераторного = 10,5 кВ10,5 < 247561 < 10650выключателя 11,242 < 6011,242 < 60 = 201,324 кА201,324 < 220< 19200Токопровод отпайки к ТСНТЭНЕ-20-1600-560 УХЛ 1 = 10,5 кВ10,5 < 20825 < 1600 = 201,324 кА201,324 < 56050,8 < 220где: – ток термической стойкости расчетный, кА; – номинальный ток термической стойкости оборудования, кА.; (6.7), (6.8)где – тепловой импульс тока, – время протекания тока термической стойкости оборудования, равный 4,57 с.Ток термический расчетный для токопровода ТЭНЕ-20-8000-300 УХЛ 1: = 9,72 кА.Ток термический расчетный для токопровода ТЭНЕ-20-1600-560 УХЛ 1: = 50,8 кА.Электродинамическая стойкость трансформаторов тока встроенных в оборудование (токопроводы и комплекс генераторного выключателя) определяется устойчивостью самого оборудования, вследствие этого трансформаторы тока по этому условию не проверяются.ЗаключениеПеред энергетикой стоят ответственные задачи по рациональному расходованию электрической энергии. Большое значение приобретает внедрение прогрессивных и рациональных решений в области электроснабжения. Это возможно только при правильном расчете режимов электропотребления и выборе элементов системы электроснабжения, линий электропередач, питающих и распределительных сетей. Выбор всех эти элементов производится на основании электрических нагрузок, поэтому верное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании. В данном курсовом проекте были рассмотрены режимы работы ТЭЦ-1 г. Улан-Удэ. Список литературыВеников В.А. Электрические системы. М.: Высш. шк., 2002. - 511 сДьяков А.Ф., Платонов В.В. Основы проектирования релейной защиты и автоматики электроэнергетических систем.- М.: Изд-во МЭИ, 2000Лыкин А. В. Электрические системы и сети. Учебное пособие. – Новосибирск: НГТУ, 2002ЛыкинА.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие – Москва, Изд-во Логос, 2008Справочник по проектированию электрических сетей: научное издание / Под ред. Д.Л. Файбисовича. - Изд. 2-е, перераб. и доп. - М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 349 с. : ил. - ISBN 5-93196-684-6Строев В. А. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях. Учебное пособие для электроэнергетических специальностей ВУЗов, 2001Экономика и управление в энергетике: учебное пособие/Басова Т.Ф., Кожевников Н.Н., Леонова Э.Г.идр.;-М.: Издательский центр «Академия», 2003.-384 сЭлектротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общей редакцией профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др.-9-е изд.- М .: Издательство МЭИ, 2004Королев Е. П., Либерзон Э. М. «Расчеты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. – М.: Энергия, 1980. – 208 с., ил.