- •Содержание:
- •1. Введение 3
- •2. Обоснование выбора площадки для тэц и её компоновки 4
- •3. Выбор главной схемы электрических соединений тэц 6
- •1.Определим частоту отказов выключателей 35 кВ. Согласно [1, стр.489, табл. 8.9], воздушный выключатель на 35 кВ обладает следующими параметрами: 33
- •2. Обоснование выбора площадки для тэц и её компоновки
- •Условные обозначения на плане тэц.
- •3. Выбор главной схемы электрических соединений тэц
- •1.Выбор схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе
- •3.1. Структурная схема
- •3.2. Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе
- •3.3. Формирование вариантов структурной схемы тэц
- •3.4. Выбор количества, типа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем
- •3.4.1. Первый вариант
- •3.4.1.1. Осенне-зимний период
- •3.4.1.2. Весенне-летний период
- •3.4.1.3. Выбор трансформаторов
- •3.4.2. Второй вариант
- •3.4.3. Третий вариант
- •3.4.4. Выбор источников питания собственных нужд
- •3.4.4 Выбор трансформаторов собственных нужд.
- •3.5. Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы тэц
- •3.5.1. Расчёт капиталовложений
- •3.5.2. Расчёт ежегодных расходов
- •3.5.3. Расчёт составляющей ущерба из-за отказа основного оборудования
- •3.5.4. Определение оптимального варианта структурной схемы тэц
- •3.6. Выбор схем распределительных устройств тэц с учётом ущерба от перерыва в электроснабжении и потери генерирующей мощности
- •3.6.1. Выбор схемы ру 35 кВ
- •3.6.2. Выбор схемы ру 110 кВ
- •3.6.3. Выбор схемы гру 10 кВ
- •4. Расчёт токов короткого замыкания
- •4.1. Постановка задачи (цель и объём расчёта, вид кз)
- •4.2. Составление расчётной схемы сети
- •4.3. Составление схемы замещения
- •4.4. Расчёт параметров токов короткого замыкания (Iп0, Iпτ, iу, iаτ) для точки k-1
- •4.5. Расчёт параметров токов короткого замыкания для последующих точек кз
- •4.6. Составление сводной таблицы результатов расчёта токов короткого замыкания
- •5. Выбор электрических аппаратов и проводников
- •5.1. Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ.
- •5.2 Выбор выключателей и разъединителей на 35 кВ
- •5.3. Выбор выключателей и разъединителей генераторного напряжения.
- •5.4 Выбор токоведущих частей
- •5.4.1 Выбор шин 110 кВ.
- •5.4.2.Выбор гибких токопроводов от выводов 110 кВдо сборных шин.
- •5.4.3. Выбор комплектного токопровода.
- •5.4.4. Выбор шин 35 кВ.
- •5.4.5.Выбор гибких токопроводов от выводов 35 кВдо сборных шин.
- •5.5. Выбор трансформаторов тока и напряжения.
- •5.5.1. Выбор трансформаторов напряжения.
- •5.5.2. Выбор трансформаторов тока.
- •6. Выбор схемы собственных нужд тэц
- •6.1. Характеристика систем потребителей собственных нужд тэц
- •6.2. Выбор схемы рабочего и резервного питания собственных нужд
- •6.3. Выбор количества и мощности источников рабочего и резервного питания собственных нужд
- •7. Выбор установок оперативного тока.
- •Заключение
- •Разработали схему питания собственных нужд. Для этого определяли количества и мощности источников рабочего и резервного питания собственных нужд.
- •Библиографический список
5.4.3. Выбор комплектного токопровода.
Выбор комплектного токопровода для блока 63МВт
Примем ТЭКН-Е-20-10000-300 по [16, стр.540] на номинальное напряжение 20 кВ, номинальный ток 10000 А, электродинамическую стойкость цепи 300 кА.
Комплектный токопровод проверяется по номинальному напряжению, длительно допустимому току и на электродинамическую стойкость при протекании тока к.з.
Таблица 22
Условие проверки |
Численные значения для проверки |
По всем параметрам ТЭКН-Е-20-10000-300 проходит, принимаем его к установке.
Остальное оборудование к нему по [16, стр.540].
Токоведущая шина: 28015 мм
Экран: 6704 мм
Междуфазное расстояние: 1000 мм
Тип опорного изолятора: ОФР-20-500
Шаг между изоляторами: 3000 мм
Тип применяемого ТU: ЗНОМ-15
Тип применяемого ТА: ТШ-20-10000/5.
5.4.4. Выбор шин 35 кВ.
По [ПУЭ, 1.3.28]:
Проверке по экономической плотности тока не подлежат:
сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений;
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равному току наиболее мощного присоединения (в нашем случае ток в цепи трех-обмоточных трансформаторов).
Рассмотрим гибкую ошиновку из двух проводов АС-600/72 ([ПУЭ, 1.3.22]). Для 2хАС-600/72 допустимый длительный ток следует принимать , что больше. Также по [ПУЭ, Таблица 2.5.6] применение 2хАС-600/72 при напряжении 35кВ исключает коронирование.
, гдепо [8].
;.
Проверку на термическое действие тока к.з. не производим, т.к. сечение провода больше минимального.
По [5, стр.148] фазы располагаем горизонтально на расстоянии (по [ПУЭ, Таблица 4.2.2 ]).
Проверку шин на схлестывание не производим.
Также по ПУЭ проверку на термическое действие тока к.з. не производим, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Таким образом, 2xАС-600/72 по всем параметрам подходит, принимаем его к установке.
5.4.5.Выбор гибких токопроводов от выводов 35 кВдо сборных шин.
Провода линий электропередач напряжением более 35 кВ, провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ, гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока [ПУЭ, 1.3.25.] (что не проверяется, указано выше).
Выполним расчеты аналогично пункту 5.4.2.
Тогда по пункту 5.1. .
Тогда .
Наметим провод 3хАС-700/86 с (вне помещения) [ПУЭ, Таблица 1.3.29].
, т.к..
На термическую стойкость не проверяем, т.к. голые провода на открытом воздухе [ПУЭ].
Проверку на корону при данном сечении согласно [ПУЭ] можно не проверять, т.к. она исключено.
Таким образом, АС-700/86 по всем параметрам проходит, принимаем его к установке.
Теперь выберем шины генераторного распредустройства.
Сечение плоских шин согласно [18] выбирают по допустимому нагреву при максимальном токе. Наибольший ток, протекающий по шинам ГРУ, равен 7596,714 А. По [16], стр. 398 принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения 2x(200х90х12) мм2, имеющие допустимый продолжительный ток.
Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ. Минимальное сечение, обеспечивающее термическую стойкость шин ():
.
Получили величину меньше выбранного сечения, следовательно, выбранные шины термически стойки.
Проверим шины на электродинамическую стойкость при КЗ.
Значение суммарного тока КЗ на шинах ГРУ равно 47,24 кА.
Примем расположение шин в вершинах прямоугольного треугольника в связи с более компактным их размещением в ГРУ.
Расчёт будем вести в соответствии с указаниями [3].
Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления . При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетная формула имеет вид:
,где:
l= 2 м – расстояние между изоляторами;
а= 0,8 м – расстояние между фазами.
Условие электродинамической стойкости шин:
.
Допустимое напряжение для алюминиевых шин согласно [3] составляет 90 МПа. Таким образом, шины удовлетворяют условию электродинамической стойкости.
Теперь произведём выбор гибкого токопровода от шин ГРУ до трансформаторов связи.
Допустимая стрела провеса по габаритно-монтажным условиям согласно [18] равна 2,5 м.
Выбираем сечение по экономической плотности тока. Тогда .
Принимаем два несущих провода АС-700/86. Тогда сечение алюминиевых проводов должно быть равно:
.
Число проводов А-500:
.
Принимаем число проводов равным 13.
Таким образом, к установке принимаем токопровод 2AC-700/86+13А-500 диаметром 160 мм с расстоянием между фазами 3,5 м.
Проверяем по допустимому току:
.
Данное значение меньше тока, возникающего при отключении одного из трансформаторов связи (2·7596,714 А = 15193,428 А).
Пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения, поэтому проверка на термическую стойкость согласно [18] не производится.
Проверяем токопровод по условиям схлестывания.
Сила взаимодействия между фазами на единицу длины токопровода:
.
Сила тяжести 1 м токопровода (с учетом массы колец 1,6 кг, массы 1 м провода АС-700/86 1,9 кг, 1 м провода А-500 1,38 кг) определяется как:
.
Принимая время действия релейной защиты 0,1 с, находим:
;
.
По [22] для значения находим. Отсюда:
.
Допустимое отклонение фазы:
,
где – наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения. Для токопроводов ГРУсогласно [18].
Схлестывания нeпроизойдет, так как действительное отклонение фазы в 1,65 м меньше допустимого в 3,24 м.
Проверяем гибкий токопровод по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы.
Усилие на каждый провод:
.
Удельная нагрузка на каждый провод А-500 от взаимодействия при КЗ:
,
где q– сечение провода, мм2 .
Удельная нагрузка на провод А-500 от собственного веса:
.
Принимая максимальное натяжение на фазу в нормальном режиме Тф,max = 100·103 Н, определяем максимальное механическое напряжение:
Определяем допустимое расстояние между распорками внутри фазы:
,где:
k= 1,8 — коэффициент допустимого увеличения механического напряжения в проводе при КЗ;
max— максимальное напряжение в проводе при нормальном режиме, МПа;
— коэффициент упругого удлинения материала провода (для алюминия он равен 159·10-13м2/Н);
1— удельная нагрузка от собственной массы провода, МПа/м;
к— удельная нагрузка от сил взаимодействия при КЗ, МПа/м:
Таким образом, в токопроводе необходима установка внутрифазных распорок на расстоянии не более 1.23 м друг от друга.