Электрическая часть станций и подстанций

Исходные данные

Таблица № 1

Продолжение Таблицы № 1

Продолжение Таблицы № 1

Продолжение Таблицы № 1

В данной курсовой работе необходимо спроектировать конденсационную электрическую станцию. В качестве исходных данных заданы мощности генераторов, вид топлива, данные линий связи с системой, мощность нагрузки, питающейся по линиям 110 кВ и графики нагрузки, мощность местной нагрузки

КЭС выполняется по блочному принципу.

Вначале работы выбирается вариант главной электрической схемы, для него рассчитываются блочные трансформаторы, автотрансформаторы. Далее выбираются схемы распределительных устройств среднего и высокого напряжений, трансформаторы собственных нужд первой и второй ступеней, схема питания и резервирования собственных нужд первой и второй ступеней.

Производится выбор основных электрических аппаратов, для чего рассчитываются токи короткого замыкания в нужных точках. Выбираются выключатели, разъединители, трансформаторы тока, измерительные трансформаторы напряжения. В конце работы делается выбор кабелей, по которым питается местная нагрузка, выбираются токопроводы, гибкие шины и камеры КРУ.

1. Выбор принципиальной схемы (числа, типа, мощности главных трансформаторов)

трансформатор замыкание электрический проводник

1.1 Перевод графиков в именованные единицы, расчёт реактивной мощности

P = P_%P_МАХ Q= P^.tg

трансформатор замыкание электрический проводник

Таблица № 2. Табличные значения графиков нагрузок

1.2 Составление структурной схемы

Будем применять единичные блоки на стороне ВН (блок генератор трансформатор без генераторного выключателя), так как мощность аварийного резерва системы (Р_РЕЗ=340 МВт) меньше дефицита мощности, которая будет возникать при отключении одного генератора (200 МВт). В схеме с отдельными АТС суммарная мощность блоков, присоединяемых к РУ СН, должна примерно соответствовать максимальной мощности, выдаваемой в сеть СН. л.11, стр.125] На стороне СН будем применять единичные блоки (блок генератор трансформатор с генераторным выключателем). Это в свою очередь уменьшает надежность энергоблока, но повышает надежность РУ СН, РУ собственных нужд и местной нагрузки.

Согласно исходным данным выбираем генератор типа: ТГВ-200−2Д

Таблица № 3. Параметры генератора

Рис. 2 Структурная схема КЭС Предположим, что в начале сооружались энергоблоки 1 и 2 поэтому МНГ питается от них. Так как в МНГ есть потребители I и II категории, то ее питание будет осуществляться сразу от двух блоков 1 и 2. Местная нагрузка будет подключаться через дополнительные трансформаторы ТМНГ1 и ТМНГ2. Это обусловлено тем, что подключение МН к ТСН нежелательно, так как может вызвать необходимость увеличения его номинальной мощности и, как следствие, рост токов КЗ в СН I, а также снижение уровня надежности питания секции 6 кВ из-за подключения к ним дополнительных секций. л.12,стр.43]. Выбор данного варианта структурной схемы обусловлен наибольшей надежностью и наименьшими затратами. Так, например, при варианте с подключением генератора к АТС выигрыш будет в блочном трансформаторе, но при этом выбирается автотрансформатор большей мощности (а так как их 2 то удорожание заметнее) и ставиться генераторный выключатель. В результате удорожание значительно. Если выбрать один АТС (удорожание АТ, так как выбирается большей мощности) то при выходе его из строя в режиме максимальных перетоков будет нехватка мощности в РУСН (надежность уменьшается).

1.3 Выбор главных трансформаторов и автотрансформаторов

Рассчитаем мощность рабочих трансформаторов Т-1 и Т-2.

Так как коэффициенты мощности разные, то:

Значения мощности взяты из таблицы № 2 для времени 8−16 часов для зимы.

По [л4, с146] выбираем: ТДЦ-250 000/110.

Uнн=18 кВ (предполагаем, что он будет сделан на заказ с таким напряжением, т.к. серийно выпускаются только с Uнн-15,75 кВ, 20 кВ и др.).

Таблица № 4. Параметры трансформатора ТДЦ-250 000/110

Рассчитаем мощность рабочего трансформатора Т-3.

По [л4, с156] выбираем: ТДЦ-250000/220

Таблица № 5. Параметры трансформатора ТДЦ-250 000/220

Выбор автотрансформаторов:

1.Нормальный режим работы:

Рассчитаем значения мощности, протекающей через АТ в н.у. зимой и летом по формуле:

и сведём их в таблицу:

Таблица № 6. Значения мощности, протекающей через АТ в н.у.

2. Плановое отключение генератора летом.

При плановом отключении одного генератора оставшийся генератор работает с номинальной мощностью 200 МВт 24 часа в сутки.

Таблица № 7. Значения мощности, протекающей через АТ при плановом отключении генератора летом

3. Аварийное отключение генератора зимой.

При аварийном отключении одного генератора оставшийся генератор работает с номинальной мощностью 200 МВт 24 часа в сутки.

Таблица № 8. Значения мощности, протекающей через АТ при аварийном отключении генератора зимой

Так как КЭС работает на газе (технический минимум при этом 30%), то работа 2-х генераторов допустима (22 000,3<132).

Из таблицы № 6 принимаем S_РАСЧ=90,869 МВА.

По [л4, с.156] выбираем два АТ типа: АТДЦТН-125 000/220/110.

Таблица № 9. Параметры автотрансформатора АТДЦТН-125 000/220/110

При нештатном отключении одного из автотрансформаторов, второй проверяется на допустимую аварийную перегрузку при абсолютных максимальных перетоках:

S_АТ^.1,4> S_{МАКС.ПЕР}

175>146,449 МВА

1.4 Выбор электрических схем РУСН и РУВН

Согласно нормам технологического проектирования [л5, л10] для РУ 110 кВ и РУ 220 кВ с числом присоединений 11 и 6 соответственно выбираем схему «Две рабочие и обходная системы шин». Так как в схемах РУСН и РУВН число присоединений меньше 12, то система шин не секционируется.

1.5 Выбор числа и мощности трансформаторов местной нагрузки и собственных нужд первой ступени, схемы питания СН первой ступени

Выберем трансформатор собственных нужд ТСН-1, ТСН-2 и ТСН-3.

По [л4, с130] выбираем ТДНС-10 000/35

Таблица № 10. Параметры трансформатора ТДНС-10 000/35

Так как местная нагрузка питается от ТМНГ-1 и ТМНГ-2, как изображено ранее на схеме (рис. 1, стр.5), то в случае отключения одного из них, оставшийся должен обеспечивать электроснабжение потребителей I и II категории, то есть S_ТМНГ S_РАСЧ:

Проверим ТМН-6300/20 на нагрузочную способность:

Рис. 5 график нагрузки трансформатора ТМНГ

S_Э1= МВА

S_Э2= МВА К₁= K2_доп=1,5

К`₂=

0,9^. К_мах=0,9^. S_мах/ S_ном=0,9^.10/6,3=1,429

К`<sub>2</sub>>0,9<sup>.</sup> К<sub>мах</sub> — следует К<sub>2</sub>= К`₂=1,489

K2_доп> К₂ 1,5>1,489 -значит трансформатор по нагрузочной способности проходит По [л4, с128] выбираем ТМН-6300/20

Таблица № 11. Параметры трансформатора ТМН-6300/20

Резервирование собственных нужд первой ступени будет производиться от пускорезервного трансформатора собственных нужд (ПРТСН), который подключён к ОРУ 110 кВ и от ОРУ 220 кВ В н.у. резервное питание отключено и включается только для замены рабочего элемента при потери питания СН (ремонт, кз и т. п.). Мощность ПРТСН должна обеспечивать замену рабочего ТСН и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока (т.к. в схеме есть блок без генераторного выключателя, и есть блоки с генераторными выключателями, но в этом случае рассматривается вариант без генераторных выключателей [л.5, стр.42]). Если точный перечень потребителей СН в таком режиме неизвестен, то мощность ПРТСН выбирается на ступень больше, чем рабочего ТСН.

По [л4, с130] выбираем ТДНС-16 000/20

Таблица № 12. Параметры трансформатора ПРТСН ТДНС-16 000/2

1.6 Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд второй ступени, схемы питания СН второй ступени

Мощность трансформаторов второй ступени составляет примерно 10% от всей мощности первой ступени. Рассчитаем мощность ТСН второй ступени:

S_{СН IIст} = 0,1S_{СН Iст}3 = 0,19,4133 = 2,824МВА

Трансформаторы мощностью более 1000 кВА не применяются, так как их применение приводит к значительному увеличению тока КЗ в сети 0,4 кВ.

15% мощности второй ступени приходится на ХВО

S_ХВО = 0,15 S_{СН IIст} = 0,152,824 = 423,6кВА

Выберем трансформатор по [л4, с120] типа: ТСЗ-630/10.

Таблица № 13. Параметры трансформатора ТСЗ-630/10

На каждый блок предусматривается две секции СН 0,4 кВ (секционируются для повышения надёжности). Каждая секция 0,4 кВт обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически.

Считаем, что 10% всей нагрузки 0,4 кВ — это общестанционная нагрузка, и она питается от отдельных трансформаторов 6/0,4 кВ по схеме неявного резервирования.

S_{ТР РАСЧ} = 2,8240,1 = 282,4 кВА — общестанционная нагрузка 0,4 кВ Выберем трансформатор по [л4, с120] типа: ТМ-400/10 т.к. данные трансформаторы находятся не в помещении.

Предполагаем, что в случае работы одного такого трансформатора будет происходить не включение или отключение части нагрузки, чтобы не было перегрузки.

Таблица № 14. Параметры трансформатора ТМ-400/10

Рассчитаем мощность, приходящуюся на трансформаторы главного корпуса:

S_{ТР РАСЧ}=2,824−0,424−0,282=2,118 МВА Выбираем 8 трансформаторов и 2 резервных.

Выберем трансформатор по [л4, с120] типа: ТСЗ-400/10.

Таблица № 15. Параметры трансформатора ТСЗ-400/10

Рис. 6 Схема питания и резервирования собственных нужд первой и второй ступени Рис. 7 Схема питания местной нагрузки

2. Расчёт токов короткого замыкания

Составим схему замещения для КЭС, необходимую для расчёта токов КЗ В качестве базисных величин принимаем:

SБ = 235,3 МВА; U_Б = U_{СР. НОМ}:

U_БI = 230 кВ; U_БII = 115 кВ; U_БIII = 18 кВ; U_БIV =10,5 кВ; U_БV =6,3 кВ

— по [л3, с.130] для генераторов 100−1000 МВт.

Uкв% = 0,5(Uквс%+Uквн%-Uксн%) = 0,5(11+45−28) = 28%

Uкс% = 0,5(Uксн%+Uквс%-Uквн%) = 0,5(28+11−45) = -3% 0%

Uкн% = 0,5(Uксн%+Uквн%-Uквс%) = 0,5(28+45−11) = 28%

Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-1, постепенно сворачивая схему относительно этой точки.

;

;

;

Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-2.

Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-3 и К-7.

;

Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-6.

Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-4 и К-5

;

Рассчитаем ток трёхфазного КЗ в точке К-8.

;

Представим полученные значения токов КЗ в таблице:

Таблица № 16. Значения токов короткого замыкания в различных точках

Выбор выключателей в цепях блочных трансформаторов 220 и 110 кВ производим по максимальному из токов составляющих I_кз в точке К-1 и в точке К-2 соответственно.

К-1 (в цепях блочного трансформатора 220 кВ):

I_Г < I_C, отсюда следует, что выбор производим по току I_C = I_ПО = 6,349 кА, аналогично выбираем выключатель в цепи блочного трансформатора 110 кВ (I_C = I_ПО = 8,21 кА).

При расчётах ТКЗ не учитываем подпитку от двигателей СН I, т.к. в исходных данных ничего не говорится о номинальных данных двигателей СН I.

3. Выбор электрических аппаратов и проводников

3.1 Выбор выключателей

Выключатель — это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

Так как заводами-изготовителями гарантируется определённая зависимость параметров, то допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

1). По напряжению установки: U_УСТ U_НОМ

2). По длительному току: I_МАХ I_НОМ

3). На симметричный ток отключения: I_п, I_{ОТКЛ.НОМ}

4). На отключение апериодической составляющей тока КЗ:

i_а, i_{а, ном} = _н I_{ОТКЛ.НОМ}/100, где i_а, = е^-/Та, = t_{C, В} + t_{РЗ min}

5). По включающей способности: i_УД i_ВКЛ; I_{П, 0} I_ВКЛ, где i_УД= I_{П, 0}(1+е^-0,01/Та)

6). На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ: I_{П, 0} I_ДИН; i_УД i_ДИН

7). На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

Вк, где Вк = I_{П, 0}²(t_ОТКЛ + Та)

Для примера рассмотрим выбор выключателя в РУВН 220 кВ.

По номинальному напряжению и току, а также по номинальному току отключения проверим маломасляный выключатель типа: ВМТ-220Б-20/1000УХЛ1 [л4, с.242].

Таблица № 17. Справочные данные ВМТ-220Б-20/1000УХЛ1

Проверим этот выключатель по условиям, приведённым выше.

I_{П, 0} = 8,66 кА

1). U_УСТ=220 кВ? U_НОМ=220 кВ;

2). =592,8 А < =1000 А

3). I_{П, 0} = I_п, = 6,349 кА < I_{ОТКЛ.НОМ} = 25 кА

4). i_а, = е^-/Та =6,349е^-0,06/0,03=1,215 кА, где = t_{C, В} + t_{РЗ min} = 0,05+0,01=0,06 с.

Та=0,03 с. [л3, c.150]

i_{а, ном} = _н I_{ОТКЛ.НОМ}/100 =0,2520= 7,071 кА

i_а, = 1,215 кА < i_{а, ном} = 7,071 кА

5). i_УД= Ку= I_{П, 0}(1+е^-0,01/Та)= 6,349(1+е^-0,01/0,03)=15,412кА

i_УД=15,412кА < i_ВКЛ=52 кА;

I_{П, 0}=6,349 кА < I_ВКЛ=20 кА

6). I_{П, 0} = 6,349 кА < I_ДИН = 20 кА;

i_УД = 15,412кА< i_ДИН = 52 кА

7). Вк = I_{П, 0}²(t_ОТКЛ + Та)=6,349²(0,17+0,03)= 8,062кА²с

t_ОТКЛ = (0,1−0,2) с. — по [л3, с.210]

=20²3=1200 кА²с Вк =8,062 кА²с < =1200 кА²с

Выбранный выключатель ВМТ-220Б-20/1000УХЛ1 проходит по всем условиям.

Выбор остальных выключателей аналогичен и сведён в таблицу № 19.

Выключатель в цепи генератора на отключение апериодической составляющей тока КЗ не проходит, по этому проверяем его на отключение полного тока КЗ

^. I_{ОТКЛ.НОМ}.(1+_н/100)? v2^.I_пф+i_аф; 271,529 кА>178,357 кА

3.2 Выбор разъединителей

Разъединитель — это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключённом положении изоляционный промежуток.

При ремонтах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенным в ремонт.

Выбор разъединителей производится:

1). По напряжению установки: U_УСТ? U_НОМ;

2). По току: I_МАХ.? I_НОМ;

3). По электродинамической стойкости: i_УД? i_ДИН, где i_УД= I_{П, 0}(1+е^-0,01/Та)

4). По термической стойкости: Вк, где Вк = I_{П, 0}²(t_ОТКЛ + Та) Для примера выберем разъединитель в ОРУ 110 кВ в цепи повышающего трансформатора.

Проверим РНДЗ.1−110/1250 Т1[л4, стр. 272]:

Таблица № 18. Справочные данные РНДЗ.1−110/1250 Т1

1. U_УСТ=110 кВ? U_НОМ=110 кВ;

2. I_МАХ.=1159 А? I_НОМ=1250 А;

3. i_УД=18,653кА? i_ДИН=100 кА;

4. Вк=12,807 кА²с =1600 кА²с

Выбор остальных разъединителей аналогичен и сведён в таблицу № 19.

Таблица № 19. Выбор выключателей

3.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. [л2, с.348]

Нормально трансформаторы тока работают в режиме, близком к режиму короткого замыкания вторичной обмотки. Размыкание вторичной обмотки при наличии тока в первичной цепи (то есть возникновение режима холостого хода) недопустимо [л8, с.268], так как магнитный поток в магнитопроводе резко возрастает. В этом режиме магнитопровод нагревается до недопустимой температуры, на вторичной обмотке появляется высокое напряжение, достигающее в некоторых случаях десятков киловольт (пробой изоляции, разложение масла, взрыв, осколки).

Трансформаторы тока выбирают:

1. По напряжению установки: U_УСТ? U_НОМ;

2. По току: I_МАХ? I_НОМ;

3. По электродинамической стойкости: i_УД? i_ДИН, где i_УД = I_{П, 0}(1+е^-0,01/Та);

4. По термической стойкости: Вк, где Вк = I_{П, 0}²(t_ОТКЛ + Та);

5. По вторичной нагрузке: z₂? z_{2 НОМ.}

Выберем трансформатор тока (ТА-1) в цепи генератора.

В пределах турбинного отделения от выводов генератора до фасадной стены токоведущие части выполняем комплектным пофазно-экранированным токопроводом, следовательно, выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод, ТШ-20−8000/5 (расчетные и номинальные данные сведены в таблицу № 29).

Проверим трансформатор тока ТА-1 по вторичной нагрузке, для чего воспользуемся списком необходимых приборов и их каталожными данными. Определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. [л3, с.376]

Таблица № 20. Вторичная нагрузка ТА-1 ТШ-20−8000/5

Согласно [л3, с. 362, 377, 635]

Общее сопротивление приборов:

Ом чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие: r_ПРИБ + r_ПРОВ + r_КОНТ? Z_{2 НОМ} (r_КОНТ = 0,1 Ом, т.к. число приборов больше трёх [л3, с.374])

r_ПРОВ = Z_{2 НОМ} — r_ПРИБ — r_КОНТ = 1,2 — 0,72 — 0,1 = 0,38 Ом Применим провода с медными жилами (=0,0175), т.к. агрегаты более 100 МВт. Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) принимаем приблизительно равной 40 м. [л3, с. 374, 375]

Принимаем кабель с медными жилами сечением 2.5 мм² и исходя из этого заново рассчитаем сопротивление проводов:

Ом

z₂ = r₂ = r_ПРИБ + r_ПРОВ + r_КОНТ = 0,72 + 0,28 + 0,1 = 1,1 Ом Теперь проверим трансформатор тока по всем пяти условиям:

1. По напряжению установки: U_УСТ =18 кВ? U_НОМ = 20 кВ;

2. По току: I_МАХ = 7547 А? I_НОМ = 8000 А;

3. По электродинамической стойкости этот трансформатор тока не проверяем;

4. По термической стойкости: Вк = 26 253,2 кА² 76 800 кА²;

5. По вторичной нагрузке: z₂ = 1,1 Ом < z_{2 НОМ} = 1,2 Ом Делаем вывод, что трансформатор тока ТШ-20−8000/5 удовлетворяет всем условиям и будет работать в выбранном классе точности.

Дальнейший выбор трансформаторов тока аналогичен. Расчетные и номинальные параметры представлены в таблице № 29.

ТА-1-трансформаторы тока в цепи генераторов (G-1,G-2,G-3)

ТА-2-трансформаторы тока на выводах НН ТСН (ТСН-1, ТСН-2)

ТА-3-трансформаторы тока на выводах НН ТСН (ТСН-3)

Таблица № 21. Вторичная нагрузка ТА-2, ТА-3 ТШЛП 10-У3

Согласно [л3, с. 363, 369]

ТА-4 — трансформаторы тока в РУ 220кВ в ячейке ЛЭП

ТА-5 — трансформаторы тока в РУ 110кВ в ячейке ЛЭП Выбираем ТА-4, ТА-5 по наиболее загруженному присоединению.

Таблица № 22. Нагрузка трансформаторов тока ТА-4

Согласно [л3, с. 364 — линии с пофазным управлением]

Таблица № 23. Трансформаторы тока в цепи блочного трансформатора

Согласно [л3, с. 363 — блочный трансформатор, ВН]

Таблица № 24. Трансформатор тока в цепи обходного выключателя

Согласно [л3, с.365]

Таблица № 25. Трансформатор тока в цепи шиносоединительного выключателя

Согласно [л3, с.365]

ТА-6-трансформатор тока на кабельных линиях, ведущих к РП-1,2

Таблица № 26. Трансформатор тока ТА-6 на кабельных линиях, ведущих к РП

Согласно [л3, с. 363 — П. 6 — линии 6−10 кВ к потребителям, ведётся денежный расчёт]

Таблица № 27. ТА-7 — трансформатор тока на ВН АТ

Согласно [л3, с. 363 — автотрансформатор ВН]

Таблица № 28. ТА-8 — трансформатор тока на СН АТ

Согласно [л3, с. 363 — автотрансформатор СН]

Таблица № 29. Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока

3.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. [л3, с.355] Нормально трансформаторы напряжения работают в режиме, близком к режиму холостого хода вторичной обмотки. Режим короткого замыкания для них недопустим. [л8, с.271]

Трансформаторы напряжения выбираются:

1). По напряжению установки: U_УСТ U_НОМ;

2). По вторичной нагрузке:

S₂ S_НОМ, где S₂=;

Выберем трансформатор напряжения TV-1 типа ЗНОМ-20−63У2 в цепи генератора.

Подсчитаем нагрузки основных обмоток трансформаторов напряжения.

Таблица № 30. Подсчет нагрузки основной обмотки TV-1 ЗНОМ-20−63У2

Таблица № 31. Подсчет нагрузки основной обмотки TV-2 НКФ-110−83У1

Таблица № 32. Подсчет нагрузки основной обмотки TV-3 НКФ-220−83У1

Таблица № 33. Подсчет нагрузки основной обмотки TV-4 НТМИ-6−66У3

Таблица № 34. Параметры трансформаторов напряжения

3.5 Выбор кабелей

По графику нагрузки 10 кВ определим число часов использования максимума нагрузки Тмах:

W_{СУТ.ЗИМ} = 4(4,8+4,8+8+8+6,4+4,8) = 147,2 МВтч

W_{СУТ.ЛЕТ} = 4(4+4+6,4+6,4+4,8+4) = 118,4 МВтч

W_ГОД = W_{СУТ.ЗИМ}n_З.Д. + W_{СУТ.ЛЕТ}n_Л.Д. = 147,2200+118,4165 = 48 976 МВтч

Рассчитаем ток нормального и послеаварийного режима для РП-1 и РП-2:

I_МАХ = 2I_НОРМ = 2137,464 = 274,928 А

Для Тмах по [л4, с. 548, табл.10.1] для кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами j_ЭК = 1,2 мм².

Определим экономическое сечение:

По [л4, с. 401, табл.7.10] и [л3, с. 241, табл.4.7] проверим трёхжильный кабель ААШв,

U=10,5 кВ сечением 150 мм² с I_ДОП = 355 А (длительно допустимый ток кабеля).Выбираем такой кабель исходя из того, что его сечение должно быть больше чем сечение кабеля от РП до ТП (120 мм²).

Рассчитаем длительно допустимые ток с учётом поправочных коэффициентов:

I`_ДОП=K_NK_UKK_СОПРI_{ДОП (ПУЭ)}

K_N=0,92 — поправочный коэффициент, учитывает количество кабелей, лежащих рядом и расстояние между ними — 200 мм (по ширине ямки от лопаты) [л4, с. 408, табл.7.17]

K_U=1 — поправочный коэффициент для кабелей, работающих при номинальном напряжении [л.4, стр. 410, табл.7.19].

K=1,2 — поправочный коэффициент, учитывающий температуру земли [л.4, с. 409, табл.7.18] для условной температуры среды 15С, нормированной температуры жил 60С и расчётной температуры среды -5С и ниже.

K_СОПР=1 — поправочный коэффициент, учитывающий тепловое сопротивление грунта, но так как нам неизвестен грунт, то его не учитываем, т. е. K_СОПР=1.

I`_ДОП=0,9211,21 355=391,92А Так как число часов перегрузки h=8 (больше 6), то по аварийной перегрузке кабель не проверяется [л4, с.35−36].

I_НОРМ=137,464 А < I`_ДОП=391,92 А

Проверим кабель на термическую стойкость:

C=94 А-[л3,с.192]

=1с-время срабатывания релейной защиты; t_ОВ=0,075 [л10, с.37]; Та=0,02 [л3, с.150].

= 13,47 кА > = 4,952 кА, следовательно, данный кабель проходит по термической стойкости.

Следовательно выбираем кабель сечением — 150 мм² с I_ДОП = 355 А.

Расчётные характеристики кабеля:

R_КАБ = r₀l = 0,2062,5 = 0,515 Ом Х_КАБ = х₀l = 0,0792,5 = 0,198 Ом [л.4, с.421]

Определим ток КЗ на РП с учётом сопротивления кабеля.

Проверим кабель от РП до ТП (120 мм²) на термическую стойкость:

C=94 А-[л3,с.192]

=0,5с-время срабатывания релейной защиты;t_ОВ=0,075 [л10, с.37]; Та=0,01 [л3, с.150].

= 14,75 кА > = 4,009 кА, следовательно, данный кабель проходит по термической стойкости.

3.6 Выбор токопроводов и гибких шин

На проектируемой КЭС для соединения генератора с блочным трансформатором будем использовать комплектный пофазно-экранированный токопровод (т.к. РG=200 МВт > 60 МВт). Токоведущие шины каждой фазы закреплены в заземлённом кожухе (экране) с помощью изоляторов. Кожух выполнен из алюминия во избежание сильного разогрева вихревыми токами. Закрытое исполнение токопроводов каждой фазы обеспечивает высокую надёжность, так как практически исключаются междуфазные короткие замыкания на участке от генератора до повышающего трансформатора [л3, с.533−534].

Максимальный рабочий ток от генератора:

Используем комплектный пофазно-экранированный токопровод ТЭН-20−9250−300.

Проверим токопровод по условиям:

1). По напряжению: Uном = 20 кВ > Uуст = 18 кВ;

2). По току: I ном = 9,25 кА > Iмах = 7,547 кА;

3). По динамической стойкости: i_ДИН =300 кА > i_УД = 217,85кА Вывод: данный токопровод удовлетворяет условиям проверки.

Шины ОРУ 220 и 110 кВ, связи между ОРУ ВН, ОРУ СН и блочными трансформаторами выполняем гибкими шинами.

Выберем гибкие шины в РУВН 220 кВ

IМАХ = 592,8 А Так как для напряжения 220 кВ минимальное сечение провода (марка) по условию короны составляет АС-240/32, то выбираем провод АС-240/32 с I_ДОП=605 А.

Проверим этот провод, используемый в качестве гибкой шины, по следующим условиям:

1). По току: I_ДОП=605 А > I_МАХ = 592,8 А

2). По условию короны проходит, т.к. согласно ПУЭ минимальное сечение провода на 220 кВ должно быть не менее 240/32 мм².

3). Проверку по термическому действию токов КЗ не делаем (согласно ПУЭ), так как шины выполняются голыми проводами на открытом воздухе.

4). Проверку на схлёстывание не делаем, т.к. I_{П. 0 К-1}= 8,66 кА < 20 кА [л3, с.233].

Вывод: данный провод проходит по всем условиям.

Токоведущие части от выводов 220 кВ блочного трансформатора выполняем тем же проводом.

Выберем гибкие шины в РУСН 110 кВ

IМАХ = 1159 А Так как для напряжения 110 кВ минимальное сечение провода (марка) по условию короны составляет АС-70/11, то выберем провод не меньше этого сечения, чтобы провод проходил по условию короны.

Выбираем провод АС-700/86 с I_ДОП=1180А.

Проверим эти провода, используемые в качестве гибких шин, по следующим условиям:

1). По току: I_ДОП=1180 А > I_МАХ = 1159 А

2). По условию короны проходит, т.к. согласно ПУЭ минимальное сечение провода на 110 кВ должно быть не менее 70/11 мм².

3). Проверку по термическому действию токов КЗ не делаем (согласно ПУЭ), так как шины выполняются голыми проводами на открытом воздухе.

4). Проверку на схлёстывание не делаем, т.к. I_{П. 0 К-2}=12,909 кА < 20 кА [л3, с.233].

Вывод: данный провод проходит по всем условиям.

Токоведущие части от выводов 110 кВ блочного трансформатора выполняем тем же проводом.

Шины в РУ 6 кВ не выбираем, т.к. РУ выполняется камерами КРУ.

3.7 Выбор камер КРУ

Выбираем камеры КРУ серии К-63У3 [л10, с.35].

Выберем камеру КРУ для Q5, Q8, Q3, Q7 (ВВ/ТEL-10−16) с I_НОМ.=1000,1600 А, но так как данный выключатель одинаковый для всех камер КРУ серии К-63У3, то на этом выбор закончим:

Таблица № 35. Параметры камеры КРУ

Заключение

В ходе проведённой работы по проектированию КЭС была выбрана её структурная схема, рассмотрены различные режимы работы станции, выбраны автотрансформаторы и блочные трансформаторы. Далее в работе были выбраны схемы РУСН и РУВН, трансформаторы первой и второй ступени собственных нужд, составлена схема питания и резервирования собственных нужд первой и второй ступени, также схема питания местной нагрузки 10 кВ. Был сделан расчёт токов короткого замыкания в наиболее характерных точках. Максимальным ток короткого замыкания получился на выводах генератора и составил 78,503 кА. Зная значения токов короткого замыкания, были выбраны выключатели, разъединители. Выключатели выбирались нового типа, т. е. те, которые рекомендуется устанавливать в настоящее время (были выбраны маломасляные и вакуумные выключатели). После в данной курсовой работе были выбраны трансформаторы тока, измерительные трансформаторы напряжения, токопроводы и гибкие шины, камеры КРУ. В соответствии с требованиями ПУЭ выбранное оборудование было проверено по основным эксплуатационным характеристикам.

Таким образом, в работе, в соответствии с исходными данными была спроектирована электрическая станция, удовлетворяющая всем нормам технологического проектирования станций, а также правилам устройства электроустановок.

А.П. Васильева, Ю. А. Морозова. Проектирование электрических схем распределительных устройств электрических станций и подстанций. Учебное пособие по курсу «Автоматизация проектирования электрической части электростанций». — М.:МЭИ, 1981 г.

Морозова Ю.А., Наяшкова Е. Ф. Выбор принципиальной схемы и схемы собственных нужд электрических станций и подстанций. — М.: МЭИ, 1981. — 96 с.

Рожкова Л.Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с.

Неклепаев Б.Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

Нормы технологического проектирования ТЭС.

Правила устройства электроустановок (ПУЭ). 6-е издание, переработанное и дополненное, с изменениями. — 2002 г.

Справочник по проектированию энергетических систем / Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 352 с.

Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 640 с.

Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 648 с.

Справочные материалы «Выбор главных электрических схем и схем собственных нужд объектов электроэнергетических систем «, Марков В. С., Рыжикова Л.А.

Околович М. Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов.- М.: Энергоиздат, 1982.-400 с., ил.