Разработка электрической части теплоэлектроцентрали

Содержание

• Введение
• 1. Выбор главной схемы электрических соединений
• 1.1 Выбор типов генераторов
• 1.2 Проектирование структурной схемы станции
• 1.3 Выбор трансформаторов
• 1.3 Выбор источников питания системы собственных нужд
• 1.4 Выбор способов ограничения токов короткого замыкания
• 1.5 Выбор схем распределительных устройств
• 1.6 Технико-экономическое сравнение вариантов главной схемы электрических соединений
• 2. Расчет токов короткого замыкания
• 2.1 Составление электрической схемы замещения системы и приведение ее элементов к базисным условиям
• 2.1.1 Синхронные генераторы
• 2.1.2 Энергосистема
• 2.1.3 Силовые трансформаторы и автотрансформаторы
• 2.1.4 Воздушные и кабельные линии
• 2.2 Учет нагрузки при расчете токов короткого замыкания
• 2.3. Преобразование электрической схемы замещения системы и определение результирующих сопротивлений
• 2.4. Определение параметров токов к.з.
• 2.4.1 Определение тока
• 2.4.2 Определение ударного тока
• 2.4.3 Определение токов и
• 2.5 Расчет токов короткого замыкания на выводах генератора блока
• 2.6 Расчет токов короткого замыкания на шинах 110 кВ
• 3. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции
• 3.1 Выбор высоковольтных выключателей
• 3.2 Выбор разъединителей
• 3.3 Выбор сборных шин и токоведущих частей
• 3.4 Выбор измерительных трансформаторов тока
• 3.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
• 3.6 Расчет и выбор ограничителей перенапряжения (ОПН)
• Заключение
• Список использованной литературы

Введение

Целью настоящего курсового проекта является разработка электрической части теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Станция работает параллельно с энергосистемой. Имеющиеся энергосистема и ТЭЦ соединены воздушными линиями электропередач между собой и с распределительным устройством высшего напряжения проектируемой станции (РУ 220кВ). От шин распределительного устройства среднего напряжения (РУ 10кВ) производится выдача электроэнергии в местную электрическую сеть.

В ходе разработки проекта выполнен ряд основных конструкторских задач, таких как:

– выбор главной схемы электрических соединений проектируемой ТЭЦ;

– выбор схем распределительных устройств;

– выбор силового высоковольтного электрооборудования;

– выбор измерительного электрооборудования;

– расчет токов короткого замыкания;

Так же необходимо провести технико-экономическое сравнение вариантов главной схемы электрических соединений.

Главная схема электрических соединений должна удовлетврять ряду требований, главными из которых являются надежность, оперативная гибкость, безопасность обслуживания, технологичность и возможность расширения станции за счет сооружения новых блоков

1. Выбор главной схемы электрических соединений

В настоящем курсовом проекте выбор главной схемы электрических соединений произведен на основе исходных данных варианта и имеет в своей основе пять генераторов и значения высшего и среднего напряжения 220/10 В. Все исходные данные проектируемой схемы электрических соединений представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Исходные данные

Данные проектируемой станции	Исходные данные
	Тип станции	ТЭЦ
	Рстанции, МВт	440
	Количество и мощность генераторов Рг/nг,МВт	4Ч60 2Ч110
	Рср.н. , МВт max/min	150/130
	Рв.н. ,МВт	Ост.
	Топливо	газ
	Uв, кВ	220
	Uср, кВ	10,5
Данные расчетной схемы	Sсист., МВА/хсист, о.е.	5000/1,0
	Рг/nг, МВт	165/4
	Sсист., MBA	200
	l1, км	120
	m1, шт	2
	12, км	130
	m2, км	1
	13, км	105

1.1 Выбор типов генераторов

На электростанциях устанавливают по возможности однотипные мощные генераторы, что обеспечивает лучшие технико-экономические показатели. Однако единичная мощность генераторов не должна превышать 5 – 10% суммарной установленной мощности энергосистемы, ТЭЦ и проектируемой станции, так как в противном случае при аварии или ремонте какого-либо генератора его мощность не будет покрыта мощностью аварийного или ремонтного резерва системы.

Тип ТВФ-63-2ЕУЗ; Sг.ном.= 78,75МВА; cosцг.ном = 0,8; Iг.ном. = 4,33 кА; Uг.ном = 10,5 кВ; Pг.ном =63 МВт; ? = 98,5; xd“= 0,202. Цена: 250 тыс. руб.

Тип ТВФ-110-2ЕУЗ; Sг.ном.= 137,5 МВА; cosцг.ном = 0,8; Iг.ном. = 7,56 кА; Uг.ном = 10,5 кВ; Pг.ном =110 МВт; ? = 98,4; xd“= 0,192. Цена: 350 м. руб.

До разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии, на которой показываются основные функциональные части электростанции (генераторы, трансформаторы, распределительные устройства) и связи между ними. На схеме указываются величины потоков мощности.

1.2 Проектирование структурной схемы станции

Для расчетов приводится график выдачи активной мощности генераторами проектируемой станции и график активной мощности, потребляемой нагрузкой с шин станции на генераторном напряжении Рг.н. max/min; на среднем напряжении Рср.н. max/min.

В первом варианте к ГРУ 10 кВ присоединяем четыре генератора по 60 МВт, а к распределительному устройству 220 два генератора по 110 МВт работающих в блоках с трансформаторами. Связь между шинами ГРУ и РУ220 осуществляется двумя трансформаторами связи.

Рисунок 1 – График выдачи мощности генераторами станции

Рисунок 2 – График задаваемой нагрузки на шинах генераторного напряжения

Во втором варианте к ГРУ 10 кВ присоединяем три генератора мощностью 60 МВт, а к распределительному устройству 220 два генератора по 110 МВт и один 60 МВт работающих в блоках с трансформаторами. Связь между шинами ГРУ и РУ220 осуществляется трансформатором связи.

Рисунок 3 – Вариант структурной схемы ТЭЦ

Рисунок 4 – Вариант структурной схемы ТЭЦ

1.3 Выбор трансформаторов

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электроустановки.

Вариант 1:

Расход мощности на собственные нужды одного генератора 110 МВт

Выбираем поминальную мощность блочных трансформаторов по условию

Выбираем блочные трансформаторы исходя из условия Sт.ном > 131,3 МВА

На стороне 220 кВ выбираем блочные трансформаторы типа ТДЦ-200000/220, исполнение 242/18 кВ, с параметрами: Sт.ном.=200 МВА; Pх1=130 кВт; Pк1=660 кВт; Ukв-н=11%. Цена =253м. р.

Полная мощность нагрузки на шинах ГРУ-10 кВ в интервалы времени (см. рис. 1.2.2):

от 0 до 6 ч и от 22 до 24 ч

где cos принят равным cos=0,8;

от 6 до 22 ч

Переток мощности между ГРУ-10 кВ и РУ 220 кВ, при нормальном состоянии схемы: от 0 до 6 ч и от 22 до 24:

от 6 до22 ч

Переток мощности между ГРУ-10 кВ и РУ 220 кВ, при аварийном или ремонтном отключении блока на ГРУ-10 кВ:

от 0 до 6 ч и от 22 до 24:

от 6 до22 ч

По данным расчета построены графики перетоков мощности между ГРУ-10 кВ и РУ 220 кВ при различных режимах работы станции (рис. 1.3.1).

Рисунок 5 – График перетока мощности между ГРУ-10 кВ и РУ 220 для различных режимов

Номинальную мощность трансформаторов связи выбираем с учетом того, что Sперет.max= Sперет2= 102,7 МВ А, принимая Кп.ав = 1,4:

По справочным данным выбираем трансформатор типа ТД-80000/220, исполнение Uвн=242кВ, Uнн=10,5 кВ. С параметрами: Sном=80 МВА, Pх=79 кВт, Pк=315 кВт Цена = 18,6 м.р. Допустимый коэффициент систематической нагрузки Кп.сист=1,4

Вариант 2: Расход мощности на собственные нужды одного генератора 160 МВт

Выбираем поминальную мощность блочных трансформаторов по условию

Выбираем блочные трансформаторы исходя из условия Sт.ном > 131,3 МВА

На стороне 220 кВ выбираем блочные трансформаторы типа ТДЦ-200000/220, исполнение 242/18 кВ, с параметрами: Sт.ном.=200 МВА; Pх1=130 кВт; Pк1=660 кВт; Ukв-н=11%. Цена =253000 р.

Полная мощность нагрузки на шинах ГРУ-10 кВ в интервалы времени (см. рис. 1.2.2):

от 0 до 6 ч и от 22 до 24 ч

где cos принят равным cos=0,8;

от 6 до 22 ч

Переток мощности между ГРУ-10 кВ и РУ 220 кВ, при нормальном состоянии схемы:

от 0 до 6 ч и от 22 до 24:

от 6 до22 ч

Переток мощности между ГРУ-10 кВ и РУ 220 кВ, при аварийном или ремонтном отключении блока на ГРУ-10 кВ:

от 0 до 6 ч и от 22 до 24:

от 6 до22 ч

По данным расчета построены графики перетоков мощности между ГРУ-10 кВ и РУ 220 кВ при различных режимах работы станции (рис. 1.3.2.).

Рисунок 6 – График перетока мощности между ГРУ-10 кВ и РУ 220 для различных режимов

Номинальную мощность трансформаторов связи выбираем с учетом того, что Sперет.max= Sперет2= -48,9 МВ А, принимая Кп.ав = 1,4:

Принимаем к установке трансформатор ТД-80000/220, исполнение Uвн=242кВ, Uнн=10,5 кВ. С параметрами: Sном=80 МВА, Pх=79 кВт, Pк=315 кВт Цена = 18,6 м.р. Допустимый коэффициент систематической нагрузки Кп.сист=1,4

1.4 Выбор источников питания системы собственных нужд станции

Для производства электрической энергии на электрических станциях необходима электрическая энергия, которая расходуется, в основном, на приведение в движение различных механизмов, обеспечивающих работу главных агрегатов: котлов, турбин, генераторов. На ТЭЦ электроэнергия необходима для приготовления топлива и подачи его в топки котлов, подачи воздуха в камеры сгорания и удаления из них продуктов горения, подачи воды в котлы, поддержания вакуума в конденсаторах турбин, водоснабжения станции, управление оборудованием, вентиляции, освещения и др.

Напряжение СН выбирают равным 6 кВ. На ТЭЦ питание собственных нужд осуществляется ответвлениями от генераторов через трансформаторы. Мощность рабочего трансформатора СН для блоков мощностью 60 МВт и 110 МВт: Sсн.max=6,2 МВА.

Выбираем шесть трансформаторов ТМ-6300/10 с параметрами:

Sт.ном.= 6,3 МВА; Uвн=10 кВ, Uнн=6,3 кВ. Цена = 11400 р.

1.5 Выбор способов ограничения токов короткого замыкания

Ограничение токов К.З. необходимо для улучшения технико-экономических показателей электростанции и повышения ее надежности.

Номинальный ток секционного реактора Iн.р должен составлять (0,6–0,8) номинального тока Iг.ном, что соответствует режиму наибольшего перетока мощности между секциями Индуктивное сопротивление секционного реактора принимается в пределах 8–12%.

Выбираем реакторы РБНГ 10-2500-0,35У1

Uном=10 кВ; Xном=0,35 Ом; Iд.д=2500 А.

1.6 Выбор схем распределительных устройств

Для РУ-220 кВ выбираем с двумя рабочим и третьей обходной системой шин.

Для ГРУ-10 кВ производим секционирование каждого генератора (для обоих вариантов).

1.7 Технико-экономическое сравнение вариантов главной схемы электрических соединений

Экономическим критерием при выборе варианта структурной схемы будет являться минимум приведенных затрат. Так как в выбранных ранее вариантах схемы комплектация трансформаторами одинакова, эксплуатационные издержки в для сравнения вариантов не учитываются. В расчет берутся только капиталовложения, определяемые стоимостью трансформаторов, ячеек распределительных устройств и высоковольтных выключателей.

Таблица 2 – Сравнение вариантов главной схемы

Наименование оборудования	Стоимость единицы, млн. р.	Варианты структурной схемы
		Первый-1	Второй-2
		Кол-во единиц, шт.	Общая стоимость, млн.р.	Кол-во единиц, шт.	Общая стоимость, млн.р.
Трансформаторы блочные 220 кВ	25,3	2	50,6	3	75,9
Генераторы 110 МВА	35	2	70	2	70
Генераторы 60 МВА	25	4	100	4	100
Трансформаторы связи 10 кВ	18,6	2	37,2	2	37,2
Выключатели высоковольтные 220 кВ	5,3	8	42,4	9	47,7
Итого			281,6		320,5

В результате технико-экономического сравнения вариантов, первый вариант оказался дешевле второго на 38,9 млн. руб, следовательно для дальнейшего рассмотрения первый вариант.

2. Расчет токов короткого замыкания

Вычисление значений токов короткого замыкания необходимо для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей ТЭЦ. В соответствии с заданием определяем токи к.з. на сборных шинах РУ 220 кВ (точка К1), на выводах блочного генератора (точка К2) и на сборных шинах РУ 10 кВ (точка КЗ).

Рисунок 7 – Электрическая схема замещения расчетной схемы

Для расчетов составим электрическую схему замещения (Рисунок 7), а все сопротивления приводим к одной ступени, конкретно в данном случае – к месту короткого замыкания.

2.1 Составление электрической схемы замещения системы и приведение ее элементов к базисным условиям

Схемой замещения называется электрическая схема системы, в которой все магнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими и все элементы системы (генераторы, трансформаторы, линии электропередачи и др.) представлены своими сопротивлениями.

Сопротивления всех элементов в схеме замещения могут быть выражены в именованных или относительных единицах. Расчет токов короткого замыкания. в именованных единицах является более наглядным, поэтому сопротивления генераторов, трансформаторов и др. элементов системы выразим в именованной системе единиц (в Омах).

При составлении электрическом схемы замещения системы (включая проектируемую станцию) сопротивления всех элементов, работающих на разных ступенях напряжения, будут приведены к одному базисному напряжению. За базисное напряжение удобно принимать среднее напряжение одной из ступеней, на которых имеет место короткое замыкание.

Рисунок 8 – Схема замещения

В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени на схеме замещения вместо действительного напряжения укажем среднее эксплуатационное напряжение Uср (междуфазное) согласно следующей шкале: 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18; 20; 24; 37; 115; 154; 230; 340; 515; 770 кВ. Из этого же ряда, соответственно, выберем и базисное напряжение U.

Составим схему замещения, где все элементы заменим на соответствующие индуктивные сопротивления, приведенные к ступени базисного напряжения Uб=230 кВ.

2.1.1 Синхронные генераторы

В электрическую схему замещения системы синхронные генераторы входят сверхпереходным значением индуктивного сопротивления по продольной оси x”d, которое в справочной литературе указывается в относительных единицах при номинальных условиях, а также сверхпереходной ЭДС Е”

Приводим сопротивления к базисному напряжению 230 кВ по формулам:

Сопротивление генератора, приведённое к ступени базисного напряжения

;

.

Значение сверхпереходной ЭДС генераторов при номинальных условиях в относительных единицах рассчитывается по следующей формуле:

;

.

Значение сверхпереходной ЭДС генератора, приведённая к ступени базисного напряжения вычисляется по формуле:

;

.

2.1.2 Энергосистема

В расчетную схему входит энергосистема, заданная своей полной мощностью, и сопротивлением в относительных единицах. В схему замещения электрической системы она вводится в виде эквивалентного генератора с э.д.с. и сопротивлением. Напряжение ступени равно 230 кВ, сопротивление системы 0,9 и мощность системы 6 ГВА.

Сопротивление системы, приведённое к ступени базисного напряжения:

.

Рассчитаем сверхпереходное ЭДС энергосистемы по формуле:

.

2.1.3 Силовые трансформаторы и автотрансформаторы

Сопротивление блочных трансформаторов, приведённое к ступени базисного напряжения:

Г РУ 10 кВ

К РУ 220 кВ

2.1.4 Воздушные и кабельные линии

Сопротивление линий, приведённое к ступени базисного напряжения:

;

;

.

2.2 Учет нагрузки при расчете токов короткого замыкания

Нагрузка при расчете токов короткого замыкания в сетях 35 кВ и выше не учитывается и, значит, в схему замещения не вводится. Однако, нагрузка, включенная непосредственно у генераторов и имеющая мощность, соизмеримую с мощностью генераторов, учитывается путем уменьшения э.д.с. этих генераторов. В проектируемой ТЭЦ такая нагрузка на много больше мощности генераторов, следовательно – не учитывается.

2.3 Преобразование электрической схемы замещения системы и определение результирующих сопротивлений

В процессе свертывания схемы применяют простейшие преобразования (сложение последовательно соединенных сопротивлений; замена нескольких сопротивлений, соединенных параллельно, одним эквивалентным; преобразование сопротивлений)

Преобразованная электрическая схема замещения системы представлена на рисунке 9. Определяем результирующие сопротивления.

Рисунок 9 – Упрощенная схема замещения

Произведем вычисление сопротивлений для упрощения схемы:

Рисунок 10- Схема замещения после преобразования

2.4 Определение параметров токов к.з.

На основе преобразованной схемы замещения производится расчет токов к.з. во всех лучах (ветвях) схемы. В процессе расчета определяются следующие параметры:

– начальное значение периодической составляющей тока К.З. в каждой ветви (действующее значение за каждый период ), кА;

– ударный ток, кА;

– периодическая и апериодическая составляющие тока К.З. к моменту размыкания дугогасительных контактов выключателя (), кА.

Рисунок 11 – Кривые токов к.з.

Физический смысл указанных параметров поясняется рисунком 2.4.1, на котором показаны кривые изменения во времени тока к. з. в каждой ветви и его составляющих – периодической и апериодической . Момент возникновения к. з. соответствует условиям, при которых полный ток к.з. и его апериодическая составляющая достигают максимальных значений.

2.4.1 Определение тока

Определим начальное значение периодической составляющей тока к.з. для каждой ветви, изображенной на рисунке 8 по формуле:

После подстановки получаем:

Начальное значение суммарного периодического тока к.з. от всех источников:

.

2.4.2 Определение ударного тока

Ударный ток для каждой ветви рассчитывается по формуле:

где ку- ударный коэффициент, для РУ 10 ку=1,935 и РУ 220 ку=1,965; для системы ку=1,72.

Ударный ток от всех источников в месте к.з.:

iyУ =11,38+6,567+8,89 = 26,837 кА.

2.4.3 Определение токов и

Так как ТЭЦ и система являются удаленными источниками, то их периодическая составляющая Iпф C = Inо C =4,68 кА.

Для генераторов станции 1пф рассчитывается последующим формулам:

После подстановки получаем:

После подстановки получим:

;

.

По расчетным значениям в и типовым кривым периодической составляющей тока к.з., изображенных на рисунке 2.4.3, определяем соотношение

Рисунок 12 – Типовые кривые изменение во времени периодических составляющих тока к.з. при различных удаленностях точки к.з.

Для РУ 10 кВ б = 0,98, для РУ 220 кВ б = 0,98 .

Периодическая составляющая тока в месте к.з. рассчитывается по формуле:

После подстановки значений получим:

Суммарная периодическая составляющая тока в месте к.з:

Для расчета апериодической составляющей тока к.з. зададимся значением постоянной времени затухания, для системы и ТЭЦ Та=0,03, для проектируемой станции Та = 0,26. Расчетное время отключения цепи выключателя ф = 0,1с.

После подстановки получаем:

Суммарная апериодической составляющей тока к.з.:

2.5 Расчет токов короткого замыкания на выводах генератора блока

Составим схему замещения, где все элементы заменим на соответствующие индуктивные сопротивления, приведенные к ступени базисного напряжения Uб=10,5 кВ. Весь расчет проводится по принципу аналогичному изложенному в п. 2.4.

Пересчитываем сопротивления в соответствии с базисным напряжением 10,5 кВ и сверхпереходные ЭДС всех источников:

;

;

;

;

;

;

;

;

Ес=-5,77 кВ;

;

;

;

.

Преобразуем схему замещения:

Рисунок 13 – Упрощенная схема замещения

Определим параметры верхней части схемы:

;

;

;

;

.

Схема замещения примет вид, изображенный на рисунке 14

Рисунок 14 – Преобразованная схема замещения

Определим начальное значение периодической составляющей тока к.з. для каждой ветви:

IпоС=0,3 кА;

Iпо10=8,3 кА;

Iпо220=12,27 кА;

IпоБГ=12,27 кА.

Начальное значение суммарного периодического тока к.з. от всех источников: IпоУ=33,14 кА;

Ударный ток для каждой ветви:

iУС=0,73 кА;

iУ10=22,7 кА;

iУ220=34,1 кА;

iУБГ=34,1 кА.

Ударный ток от всех источников в месте к.з.: iУУ=91,63 кА.

Периодическая составляющая тока в месте к.з.:

Для РУ 220 кВ б = 0,98, для РУ 10 кВ б = 0,98, для блочного генератора б = 0,98.

IпфС=0,3 кА;

Iпф10=8,134 кА;

Iпф220=12,02 кА;

IпфБГ=12,02 кА.

Суммарная периодическая составляющая тока в месте к.з IпфУ=26,48 кА.

Апериодическая составляющая тока к.з.:

iaфС=0,003 кА;

iaф10=0,079 кА;

iaф220=0,117 кА;

iaфБГ=0,117 кА.

Суммарная апериодическая составляющая тока к.з. равна iaфУ=0,316 кА.

2.6 Расчет токов короткого замыкания на шинах 10 кВ

Составим схему замещения, где все элементы заменим на соответствующие индуктивные сопротивления, приведенные к ступени базисного напряжения Uб=10 кВ. Весь расчет проводится по принципу, аналогичному изложенному в п. 2.4.

Пересчитываем сопротивления и сверхпереходные ЭДС всех источников в соответствии с базисным напряжением 10 кВ:

;

;

;

;

;

;

;

;

Ес=-5,77 кВ;

;

;

;

.

Преобразуем схему замещения:

Определим параметры верхней части схемы:

;

;

;

;

Рисунок 15 – Упрощенная схема замещения

Схема замещения примет вид, изображенный на рисунке 16:

Рисунок 16 – Преобразованная схема замещения.

Определим начальное значение периодической составляющей тока к.з. для каждой ветви, изображенной на рисунке 16:

IпоС=0,3 кА;

Iпо10=8,3 кА;

Iпо220=6,13 кА;

Начальное значение суммарного периодического тока к.з. от всех источников: IпоУ=14,73 кА.

Ударный ток для каждой ветви:

iУС=0,73 кА;

iУ10=22,7 кА;

iУ220=17,05 кА;

Ударный ток от всех источников в месте к.з.: iУУ=40,5кА.

Периодическая составляющая тока в месте к.з. равна:

Для РУ 220 кВ б = 0,98, для РУ 10 кВ б = 0,98.

IпфС=0,3 кА;

Iпф10=8,134 кА;

Iпф220=12,02 кА;

Суммарная периодическая составляющая тока в месте к.з равна: IпфУ=20,454 кА.

Апериодическая составляющая тока к.з.:

iaфС=0,003 кА;

iaф10=0,079 кА;

iaф220=0,117 кА;

Суммарная апериодическая составляющая тока к.з.: iaфУ=0,199 кА;

Результаты расчетов токов к.з. сведем в таблицу 7.

Таблица 7 – Итоговые данные расчета токов короткого замыкания

Точка к.з.	Источники	Iпо, кА	iУ, кА	Iпф, кА	iaф, кА
1	2	3	4	5	6
К1 (шины РУ ВН)	Ветвь генераторов, присоединенных к РУ ВН.	3,2	8,89	4,54	0,03
	Ветвь генераторов, присоединенных к РУ СН.	2,4	6,567	2,97	0,023
	Ветвь системы.	4,68	11,38	4,68	0,045
	Суммарное значение	10,28	26,837	12,2	0,098
К2 (выводы генератора блока)	Ветвь генераторов, присоединенных к РУ ВН.	12,27	34,1	12,02	0,117
	Ветвь генераторов, присоединенных к РУ СН.	8,3	22,7	8,134	0,079
	Ветвь системы.	0,3	0,73	0,3	0,003
	Суммарное значение	33,14	91,63	26,48	0,316
КЗ (шины РУ СН)	Ветвь генераторов, присоединенных к РУ ВН.	6,13	17,05	12,02	0,117
	Ветвь генераторов, присоединенных к РУ СН.	8,3	22,7	8,134	0,079
	Ветвь системы.	0,3	0,73	0,3	0,003
	Суммарное значение	14,73	40,5	20,454	0,199

3. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции

3.1 Выбор высоковольтных выключателей

Выбор выключателей происходит по номинальному напряжению U длительному номинальному току Iдл, отключающей способности. Соответственно, осуществляется их проверка на термическую и динамическую стойкость.

Для выбора выключателей должны быть известны следующие исходные и расчетные данные:

Uуст – напряжение электроустановки, кВ;

Iраб.форс – рабочий ток форсированного режима электроустановки, кА;

Inо, Iдл, Inф, Iaф,- параметры тока КЗ отключаемого выключателем, кА;

Вк – тепловой импульс кА2/с.

Для выбора выключателей необходимо рассчитать рабочий форсировочный ток и тепловой импульс тока по формулам:

где Рпред – предельная нагрузка на выключатель.

где Inо – начальное значение суммарного периодического тока от всех источников, А;

Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з., с.

Для удобства расчетов все данные заносятся в таблицы.

3.1.1 Выбор выключателей для ОРУ 220кВ

Для ОРУ 220кВ выбран выключатель элегазовый баковый ВЭБ-220. Он имеет пружинный привод ППВ и встроенные трансформаторы тока высокого класса точности. Выключатель изготовлен в климатическом исполнении УХЛ1 и предназначен для эксплуатации в ОРУ и ЗРУ в районах с умеренным и холодным климатом. Производитель гарантирует высокий коммутационный и механический ресурс, что обеспечивает, при нормальных условиях эксплуатации, не менее чем 25-летний срок службы до первого ремонта. ВЭБ-220 имеет высокие пожаро- и взрывобезопасность.

Таблица 8 – Выбор выключателей для ОРУ 220кВ

Расчетные величины	Каталожные данные выключателя (тип)	Номер условия	Условия выбора
1	2	3	4	5	6	7
Uуст., кВ	220	Uh,kB	220	1	Uуст? Uн	220=220
Iр.ф., кА	0,45	Iдл..н, кА	3,15	2	Iр.ф.? Iдл..н	0,45<3,15
In.o., кА	10,28	Iпр.с., кА	50	3	In.o.? Iпр.с.	10,28 <50
iу,кА	26,837	Iпр.с., кА	125	4	iу? Iпр.с.	26,837<125
In.ф., кА	12,2	Iотк.н., кА	50	5	In.ф.? Iотк.н.	12,2<50
v2·Inф+iбф	17,3	вн.	0,2	6	v2·Inф+iбф? v2·Inф· Iотк.н.(1+ вн)	17,3<84,835
Вк,кА2/с	35,4	Iф.utm	50/3	7	Вк?Iф2·tт	35,4< 7500

Здесь вн — номинальное содержание апериодической составляющей тока отключения, отн. ед. (при отсутствии данных принимается равным 0,2);

Iф и tт — предельный ток термической стойкости (кА) и допустимое время его действия (с).

Проверим выполнение условий 2, 6, 7:

Так как все условия выбора выполняются, принимаем выключатель ВЭБ-220.

3.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей аналогичен выбору выключателей. По формулам (33), (34) рассчитываем рабочий форсировочный ток Iрф и тепловой импульс тока Вк.

3.2.1 Выбор разъединителей для ОРУ 220 кВ

Для ОРУ 220 кВ выбран разъединитель РГН-220/1000УХЛ1.

Таблица 11 – Выбор разъединителей для ОРУ 220кВ

Расчетные величины	Каталожные данные разъединителя (тип)	Номер условия	Условия выбора
Uуст., кВ	220	Uн, кB	220	1	Uуст? Uн	220=220
Iр.ф., кА	0,45	Iдл..н, кА	1,0	2	Iр.ф.? Iдл..н	0,45<1,0
In.o., кА	10,28	Iпр.с., кА	31,5	3	In.o.? Iпр.с.	10,28<31,5
iу,кА	26,837	Iпр.с., кА	80	4	iу? Iпр.с.	26,837<80
Вк,кА2/с	35,4	Iф.utm	31,5/3	5	Вк?Iф2·tт	35,4<2976,75

Произведем проверку условий 2 и 5:

Разъединитель РГН-220/1000УХЛ1 удовлетворяет всем условиям.

3.2.3 Выбор разъединителей для ГРУ 10 кВ

Для ГРУ 10 кВ выбран разъединитель РГН-10/2000УХЛ1. Его расчет проведен в таблице 12.

Таблица 12 – Выбор разъединителей для ГРУ 10 кВ

Расчетные величины	Каталожные данные разъединителя (тип)	Номер условия	Условия выбора
Uуст., кВ	10	Uh,kB	10	1	Uуст? Uн	10=10
Iр.ф., кА	5,68	Iдл..н, кА	6,0	2	Iр.ф.? Iдл..н	5,68<6,0
In.o., кА	14,73	Iпр.с., кА	31,5	3	In.o.? Iпр.с.	14,73<31,5
iу,кА	140,15	Iпр.с., кА	80	4	iу? Iпр.с.	140,15<160
Вк,кА2/с	20,775	Iф.utm	31,5/3	5	Вк?Iф2·tт	20,775<2976,75

Проверим условия 2 и 5:

Разъединитель РГН-10/2000УХЛ1удовлетворяет всем условиям.

Характеристики выбранных разъединителей занесены в таблицу 13.

Таблица 13 Характеристики разъединителей

Тип разъединителя	Величина параметров для исполнения
	РГН-220/1000 УХЛ1	РГН-10/2000 УХЛ1
Номинальное напряжение, кВ	220	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	252	11
Номинальный ток, А	1000	2000
Ток термической стойкости, 2 с, кА	31,5	31,5
Ток электродинамической стойкости, кА	80	160
Ориентировочная стоимость, т.р.	166	91,3

3.3 Выбор сборных шин и токоведущих частей

3.3.1 Выбор проводов сборных шин ГРУ 10 кВ.

Сборные шины выбираются по допустимому току из условий нагрева в длительном режиме и проверяются на термическую и динамическую стойкость при к.з. В целях выявления наиболее нагруженного участка, проводим расчет перетоков мощности на участках сборных шин в нормальном и аварийном режимах.

Будем считать, что одна линия нагружена максимально во всех режимах мощностью Р=150 МВт. Остальные нагружены равномерно:

Находим реактивные мощности по формуле:

при tgц = 0,62

Составим распределение мощностей в нормально-максимальном режиме и изобразим её графически на рисунке 14.

Рисунок 17 – Распределение мощности в нормально-максимальном режиме для ГРУ-10 кВ

Из рисунка 17 видно, что в составленной схеме максимально нагружен участок 3-4: Р=72,4 МВт и Q=44,888 МВАр. Переток полной мощности находим по формуле:

.

Примем к рассмотрению аварийно-максимальный режим. Допустим, что из строя вышел один генератор.

Рисунок 18- Распределение мощности в аварийно-максимальном режиме для ГРУ-10 кВ

Из рисунка 18 видно, что в составленной схеме максимально нагружен участок 2-3: Р=250 МВт и Q=155 МВАр. Переток полной мощности найдем по формуле : .

Исходя из мощности наиболее загруженного участка (участок 2-3, рисунок 18), определим номинальный ток:

После подстановки получим следующее значение тока: .

Для каждой фазы шин произведем выбор двух сталеалюминевых проводов марки АС-400/18 с номинальным сечением 678 мм2 и суммарным допустимым током 2×830 А> 1544 А.

Проверим сборные шины РУ 110 кВ на термическую стойкость при к.з. Проверка заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения к.з. ?н с допустимой температурой ?доп (для сталеалюминевых шин – 200°С).

Определим начальную температуру проводов по формуле:

где ?o.hom — номинальная температура шин, 25 °С;

?н.доп — номинальная допустимая температура шин 70°С.

Подставив значения в формулу 39, получаем начальную температуру проводов:

По рисунку 19 определяю начальное значение теплового импульса:

Ан=0,6·104А2с/мм4.

Рисунок 19 – Кривые зависимости номинальной температуры шин от теплового импульса

Определим конечное значение теплового импульса по формуле:

где q – сечение проводов по алюминию.

По кривым зависимости ?н от Ак (рисунок 3.3.3) определим конечную температуру: ?к =67°С <200°С. Следовательно, провода сборных шин РУ-10 кВ удовлетворяют условию проверки на термическую стойкость.

Выбираем ошиновку. Выбор сечения производится по экономической плотности тока.

Экономическое сечение рассчитывается по формуле:

где iэк =1A/mт2 – экономическая плотность тока.

Для ошиновки выбираем провод АС-600/72 по 2 на фазу, с сечением по алюминию 600 мм2 и допустимым током 2100 А.

Проверим ошиновку на термическую стойкость:

?Н = 58,085<200°С.

По рисунку 19 определим начальное значения теплового импульса и конечную температуру:

Ан=0,45·104 А2с/мм4;

Ак= 0,45·104А2с/мм4;

?k=58°C<200°C.

Выбранные для ошиновки провода удовлетворяют условиям.

3.3.2 Выбор проводов сборных шин ОРУ 220 кВ

Будем считать, что одна линия нагружена максимально во всех режимах мощностью Р=250 МВт. Остальные линии нагружены равномерно. Определяем остаточную мощность:

Рост = 100 МВт.

Находим реактивные мощности:

Qmaх = 155 МВАр;

Qocm = 62 МБ Ар.

Составим, в графической форме, распределение мощностей в нормально-максимальном режиме.

Рисунок 20 – Распределение мощности в нормально-максимальном режиме для ОРУ-220 кВ

Из рисунка видно, что в составленной схеме максимально нагружен участок 2ч3: Р=117,2 МВт и Q=72,664 МВАр. Переток полной мощности находим по формуле 37: S = 137,898 MBA.

Рассмотрим аварийно-максимальный режим. Допустим, из строя вышел один генератор.

Рисунок 21 – Распределение мощностей в аварийно-максимальном режиме для ОРУ-220 кВ

Наиболее загруженный участок – 1-2 : Р=132, МВт и 82,356 МВАр.

Переток полной мощности находим по формуле (37):

S = 156,264 MBA.

Исходя из мощности наиболее загруженного участка (участок 4-5, рисунок 21), определяем номинальный ток:

Iнаиб.=0,41 кА.

Выберем для каждой фазы шин сталеалюминевый провод марки АС-150/32 с номинальным сечением 148 мм2 и допустимым током 450 А>410 А.

Проверим сборных шин РУ-220 кВ на термическую стойкость при к.з.. Определим начальную температуру проводов по формуле (39): ?н = 66<200оС.

По рисунку 16 определяю начальное значение теплового импульса:

Ан =0,55·104 А2с /мм4.

Определим конечное значение теплового импульса:

Ак=0,55·104А2с/мм4.

По кривым зависимости ?н от Ак (рисунок 19) вычисляем конечную температуру: ?k =66°С <200°С. Из последнего неравенства следует, что провода сборных шин РУ-220 кВ удовлетворяют условию проверки на термическую стойкость.

Выбираем ошиновку. Выбор сечения производится по экономической плотности тока плотности тока.

Экономическое сечение рассчитывается:

qэк =410 мм2

Для ошиновки выбираем провод АС-550/71 с сечением по алюминию 549мм2 и допустимым током 945 А.

Проверяем на термическую стойкость: ?н = 44,5<200оС.

По рисунку 19 определяем начальное значение теплового импульса и конечную температуру:

Ан=0,4·104А2с/мм4;

Ак=0,4·104А2с/мм4;

?к=45°С<200°С.

Выбранные для ошиновки полностью удовлетворяют условиям.

3.4 Выбор измерительных трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока производится по напряжению, току и классу точности.

Так как в пункте 3.1 был произведен выбор высоковольтных выключателей ВЭБ-220, в конструкции которых предусмотрены измерительные трансформаторы тока, отдельный расчет и выбор трансформаторов тока в данном курсовом проекте не производится.

Для участков схемы, где выключатели не установлены, а трансформация тока всё же требуется для проведения измерений, производим расчет и выбор трансформаторов тока. Занесем нагрузки от приборов для каждой фазы в таблицу 14.

Таблица 14 – Таблица нагрузок трансформаторов тока

Прибор	Тип	Нагрузка на фазу
		А	В	С
Измеритель	ION8650А	3	3	3
Прибор, фиксирующий место повреждения	ИМФ-3р	0,5	0,5	0,5
Шкаф основной защиты	ШТЭ2307-1502	3	3	3
Шкаф резервной защиты	ШТЭ2305-1111-00	3	3	3
Sприб, ВА	9,5	9,5	9,5

Выбор трансформаторов тока для ГРУ-10 кВ.

Выберем трансформаторы тока элегазовые модернизированные в фарфоровой покрышке ТГФМ-10 и ТГФМ-220.

Проверяем трансформаторы тока по классу точности Zн1>Zрасч, для чего применим следующие формулы:

,

,

,

где Rприб – сопротивление приборов на наиболее загруженной фазе;

Sприб – мощность наиболее загруженной фазы;

Qдоп – допустимое сечение для кабеля;

с – удельное сопротивление медных жил кабеля =0,0175 Ом;

Rк – сопротивление контактных соединений = 0,1Ом;

lрасч – расчетная длина кабеля.

Произведем расчет для трансформатора тока ТГФМ-10 по формулам (42)-(45):

Выбираем кабель ВВГ с сечением 5 мм2.

В таблице 15 сравним расчетные данные с техническими данными трансформатора тока, чтобы убедиться в его пригодности к использованию в имеющейся схеме:

Таблица 15 – Расчет ТГФМ-10 кВ

Расчетные величины	Данные ТТ	Номер условия	Условия выбора
Uуст, кВ	10	Uн, кВ	10	1	Uуст? Uн	10=10
Iр.фс, кА	1,595	Iн1, кА	2,0	2	Iр.фс? Iдл.н	1,595<2,0
Z2р, Ом	1,38	Z2н, Ом	2	3	Z2р = Z2н	1,38<2
Вк кА2/с	20,775	Вк.доп кА2/с	7688	4	Вк < Вк.доп	20,775<7688

Произведем расчет для трансформатора тока ТГФМ-220:

Выбираем кабель ВВГ с сечением 5 мм2.

В таблице 16 сравним расчетные данные с техническими данными трансформатора тока, чтобы убедиться в его пригодности к использованию в имеющейся схеме:

Таблица 16 – Расчет ТГФМ-220 кВ

Расчетные величины	Данные ТТ	Номер условия	Условия выбора
Uуст, кВ	220	Uн, кВ	220	1	Uуст? Uн	220=220
Iр.фс, кА	0,581	Iн1, кА	1,0	2	Iр.фс? Iдл.н	0,581<1,0
Z2р, Ом	1,382	Z2н, Ом	2	3	Z2р = Z2н	1,38<2
Вк кА2/с	15,861	Вк.доп кА2/с	7688	4	Вк < Вк.доп	15,861<7688

Характеристики выбранных трансформаторов тока занесем в таблицу 17.

Таблица 17 – Трансформаторы тока

Наименование параметра	Величина параметра
	ТГФМ-10	ТГФМ-220
Номинальное напряжение, кВ	10	220
Номинальный ток первичной обмотки, А	2000	1000
Номинальный ток вторичной обмотки, А	5	5
Класс точности обмоток для измерения	0,5	0,5
Односекундный ток термической стойкости, кА	7-104	7-104

3.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Произведем выбор измерительных трансформаторов напряжения по номинальному напряжению первичной обмотки UH, классу точности, номинальной мощности вторичной обмотки S2h, и схеме соединения.

3.5.1 Измерительные трансформаторы напряжения для РУ 220 кВ

Проверку трансформатора напряжения в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая может быть определена по подключенным приборам и заносится в таблицу 18.

Таблица 18 – Подключенные приборы и их суммарная нагрузка

Место установки и перечень приборов	Тип прибора	S2н обмотки	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Р, ВТ	Q, ВАр
ЛЭП связи с системой
Счетчик электроэнергии ЕвроАльфа	Альфа 1600	–	2	–	–	3	2	2
Прибор фиксирующий место повреждения	ИМФ-3р	–	–	–	–	3	1,5
Шкаф основной защиты	ШЭ 2607-081	–	–	–	–	3	0,5
Шкаф резервной защиты и автоматики выключателя	ШЭ 2607-016	–	–	–	–	3	0,5
Блочные трансформаторы
Счетчик электроэнергии ЕвроАльфа	Альфа 1600	–	2	–	–	2	2	2
Шкаф основной защиты блочного трансформатора	ШЭ 2607-72	–	–	–	–	2	0,5
Шкаф резервной защиты блочного трансформатора	ШЭ 2607-42	–	–	–	–	2	0,5
Шкаф управления, защиты и автоматики выключателя трансформатора	ШЭ 2607-016	–	–	–	–	2	0,5
Автотрансформатор связи
Шкаф основной защиты АТ связи	ШЭ 2607-72	–	–	–	–	1	0,5
Шкаф резервной защиты АТ связи	ШЭ 2607-42	–	–	–	–	1	0,5
Шкаф управления, защиты и автоматики выключателя АТ связи	ШЭ 2607-016	–	–	–	–	1	0,5
Счетчик электроэнергии ЕвроАльфа	Альфа 1600	–	2	–	–	1	2	2
Сборные шины
Вольтметр	Э-351	3	–	–	–	1	3
Шкаф защиты ШСВ-220	ШЭ 2607-016	–	–	–	–	1	0,5
Шкаф ДЗШ-220	ШЭ 2607-062	–	–	–	–	1	0,5
Обходной выключатель
Счетчик электроэнергии ЕвроАльфа	Альфа 1600	–	2	–	–	1	2
Шкаф резервной защиты	ШЭ 2607-016	–	–	–	–	1	0,5
Итого							24,5	12,0

Полная суммарная потребляемая мощность по формуле:

Установим трансформатор типа НАМИ-220

Таблица 19 – Технические характеристики трансформатора НАМИ-220 кВ

Характеристики	Значения
Ном. напряжение первичной обмотки, кВ	220/v3
Наибольшее рабочее напряжение первичной обмотки частоты 50 Гц, кВ	252/v3
Ном. напряжение основной вторичной обмотки No1, кВ	0,1/v3
Ном. напряжение дополнительной вторичной обмотки No2, кВ	0,1
Ном. напряжение основной вторичной обмотки No3, кВ	0,1/v3
Номинальная мощность, В·А, основной вторичной обмотки No1 в классах точности: – 0,2 – 0,5 – 1,0 Возможно изготовление с другими техническими характеристиками.	200 400 600
Номинальная мощность, В·А, дополнительной вторичной обмотки No2 в классе точности 3,0	1200
Номинальная мощность, В·А, основной вторичной обмотки No3 в классах точности: – 0,2 – 0,5 – 1,0	100 200 300
Предельная мощность первичной обмотки, В·А	2000
Предельная мощность основной вторичной обмотки No1, В·А	1200
Предельная мощность дополнительной вторичной обмотки No2, В·А	1200
Предельная мощность основной вторичной обмотки No3, В·А	800
Группа соединения обмоток	1 / 1 / 1 / 1 – 0 – 0 – 0
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150	УХЛ1
Номинальное значение климатических факторов для исполнения «УХЛ» категории размещения «1»: – высота установки над уровнем моря, не более, м – температура окружающей среды	1000 от -60°С до +40°С
Допустимая величина механической нагрузки от горизонтального тяжения проводов, Н, не менее	1000
Максимальная скорость ветра при отсутствии гололеда, м/с	40
Максимальная скорость ветра при наличии гололеда, м/с	15
Толщина стенки гололеда, мм	20
Сейсмостойкость трансформатора по шкале МSК, балл, не менее	7
Удельная длина пути утечки внешней изоляции, см/кВ	2,25 ч 2,5
Средняя наработка до отказа, ч., не менее	8,8 Ч 106
Установленный срок службы, лет	30
Гарантийный срок службы, лет	3
Тип внешней изоляции	фарфор
Тип внутренней изоляции	маслобарьерная
Масса трансформатора, кг	1500
Масса масла, кг	400
Габаритные размеры, мм	660Ч690Ч3360
Установочные размеры, мм	552Ч512

Т.к. суммарная мощность трансформатора напряжения в 3-х фазах при точности 0,2 Sсум=600 ВА, что больше расчетной мощности S2сум=27,505 ВА, следовательно, выбранный трансформатор подходит установке на станции.

3.5.2 Измерительные трансформаторы напряжения для ОРУ-10 кВ.

Проверку трансформатора напряжения в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется по подключенным приборам и заносится в таблицу 20.

Таблица 20 – Выбор измерительных ТН для ГРУ-10 кВ

Место установки и перечень приборов	Тип прибора	S2н обмотки	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Р, ВТ	Q, ВАр
Тупиковые ЛЭП
Счетчик электроэнергии ЕвроАльфа	Альфа 1600	–	2	–	–	3	2	2
Прибор фиксирующий место повреждения	ИМФ-3р	–	–	–	–	3	1,5
Шкаф основной защиты	ШЭ 2607-031	–	–	–	–	3	0,5
Шкаф резервной защиты, автоматики и управления выключателя	ШЭ 2607-021	–	–	–	–	3	0,5
Блочные трансформаторы
Счетчик электроэнергии ЕвроАльфа	Альфа 1600	–	2	–	–	3	2	2
Шкаф основной защиты блочного трансформатора	ШЭ 2607-042	–	–	–	–	3	0,5
Шкаф резервной защиты блочного трансформатора	ШЭ 2607-072	–	–	–	–	3	0,5
Шкаф управления, защиты и автоматики выключателя блочного трансформатора	ШЭ 2607-011	–	–	–	–	3	0,5
Автотрансформатор связи
Шкаф управления, защиты и автоматики выключателя АТ связи	ШЭ 2607-011	–	–	–	–	3	0,5
Счетчик электроэнергии ЕвроАльфа	Альфа 1600	–	2	–	–	3	2	2
Обходной выключатель
Счетчик электроэнергии ЕвроАльфа	Альфа 1600	–	2	–	–	1	2
Шкаф резервной защиты	ШЭ 2607-011	–	–	–	–	1	0,5
Сборные шины
Вольтметр	Э-351	3				2	3
Шкаф ДЗШ-110	ШЭ 2607-062	–	–	–	–	3	0,5
Итого							43,5	18,0

Полная суммарная потребляемая мощность по формуле (46):

Выберем трансформатор типа НАМИ-10.

Таблица 21 – Технические характеристики трансформатора НАМИ-10 кВ

Характеристики	Значения
Ном. напряжение первичной обмотки, кВ	10/v3
Наибольшее рабочее напряжение первичной обмотки частоты 50 Гц, кВ	126/v3
Ном. напряжение основной вторичной обмотки No1, кВ	0,1/v3
Ном. напряжение дополнительной вторичной обмотки No2, кВ	0,1
Ном. напряжение основной вторичной обмотки No3, кВ	0,1/v3
Номинальная мощность, В·А, основной вторичной обмотки No1 в классах точности: – 0,2 – 0,5 – 1,0 – 3,0 Возможно изготовление с другими техническими характеристиками.	200 400 600 1200
Номинальная мощность, В·А, дополнительной вторичной обмотки No2 в классе точности 3,0	1200
Номинальная мощность, В·А, основной вторичной обмотки No3 в классах точности: – 0,2 – 0,5 – 1,0 – 3,0	200 400 600 1200
Предельная мощность первичной обмотки, В·А	2000
Предельная мощность основной вторичной обмотки No1, В·А	1200
Предельная мощность дополнительной вторичной обмотки No2, В·А	1200
Предельная мощность основной вторичной обмотки No3, В·А	1200
Группа соединения обмоток	1 / 1 / 1 / 1 – 0 – 0 – 0
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150	УХЛ1
Номинальное значение климатических факторов для исполнения «УХЛ» категории размещения «1»: – высота установки над уровнем моря, не более, м – температура окружающей среды	1000 от -60°С до +40°С
Допустимая величина механической нагрузки от горизонтального тяжения проводов, Н, не менее	1000
Максимальная скорость ветра при отсутствии гололеда, м/с	40
Продолжение таблицы 21
Максимальная скорость ветра при наличии гололеда, м/с	15
Толщина стенки гололеда, мм	20
Сейсмостойкость трансформатора по шкале МSК, балл, не менее	7
Удельная длина пути утечки внешней изоляции, см/кВ	2,25 ч 2,5
Средняя наработка до отказа, ч., не менее	8,8 Ч 106
Установленный срок службы, лет	30
Гарантийный срок службы, лет	3
Тип внешней изоляции	фарфор
Тип внутренней изоляции	маслобарьерная
Масса трансформатора, кг	1500
Масса масла, кг	400
Габаритные размеры, мм	660Ч690Ч3360
Установочные размеры, мм	552Ч512

Т.к. суммарная мощность измерительных трансформаторов напряжения в 3-х фазах при точности 0,2 Sсум=100 ВА, что больше расчетной мощности S2сум=47,077 ВА, следовательно, выбранный трансформатор подходит установке на станции.

3.6 Расчет и выбор ограничителей перенапряжения (ОПН)

При эксплуатации электроустановок существует вероятность увеличения напряжения сверх наибольшего рабочего – коммутационные и атмосферные перенапряжения, которые очень опасны для изоляции дорогостоящего электрооборудования.

До недавнего времени основными элементами защиты от атмосферных и коммутационных перенапряжений на электроустановках являлись вентильные разрядники типа РВО. В настоящее время разрядники уходят в прошлое, а им на смену приходят нелинейные ограничители перенапряжения (ОПН). Они устанавливаются на сборных шинах электрических станций и подстанций, если к данным шинам подключены линии электропередачи; на выводах высшего и среднего напряжения автотрансформаторов, в цепях силовых трансформаторов, а также отдельных линий.

3.6.1 Выбор ОПН для ОРУ-220 кВ

Определим допустимое расчетное напряжение по формуле:

где Uисп.из – импульсное испытательное напряжение изоляции электрооборудования полной волной (значение этого напряжения выбирается согласно данным, представленным в методических указаниях).

Подставив значение Uисп.из в формулу (47), получим:

Примем для расчета ОПНп-220/154/10/500 УХЛ1.

Таблица 22 – Расчетные данные для ОПН-220 кВ

Расчетные величины	Данные ОПН	Номер условия	Условия выбора
Uуст, кВ	220	Uн, кВ	220	1	Uуст? Uн	220=220
Uд.расч, кВ	613,636	Uост.имп., кВ	562	2	Uимп.проб? Uд.расч	562<613,636
Uд.расч, кВ	613,636	Uост, кВ	465	3	Uост ? Uд.расч	465<613,636

Ограничитель перенапряжения ОПНп-220/154/10/500 УХЛ1 удовлетворяет всем заданным условиям.

Заключение

В данном курсовом проекте, разработана электрическая часть блочной теплоэлектроцентрали. В ходе проектирования были решены основные задачи по выбору электрических аппаратов (как итог – расчётные значения всех аппаратов, электрооборудования и токоведущих частей не превышают длительно допустимых значений) и расчёту параметров основных электрических цепей.

Выбранная схема электрических соединений удовлетворяет всем нормам технологического проектирования, а, следовательно, обеспечивает высочайшую надежность энергоснабжения потребителей, в том числе – в аварийных режимах. Вместе с тем схема обеспечивает удобство и технологичность ремонта, надежную работу оборудования в критических и подкретических режимах, гибкость и возможность расширения системы.

Схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин является предпочтительной для ТЭЦ, работающих на напряжение 10-220 кВ. Она позволяет производить ремонт и отключение силового оборудования распределительных устройств без прекращения энергоснабжения потребителей местной сети.

За счет наличия трансформаторов собственных нужд и резервного трансформатора, а также благодаря правильному выбору электрических аппаратов и токоведущей частей, электрическая часть ТЭЦ обеспечена надежным функционированием. Конфигурация коммутационных аппаратов обеспечивает удобство оперативных переключений и техническую гибкость схемы.

трансформатор электрический замыкание

Список использованной литературы

1. Лыкин, А.В. Электрические системы и сети [Текст]: учеб. пособие / А. В. Лыкин. – М.: Логос, 2008. – 254 с.: ил. – Гр. – ISBN 978-5-98704-055-8 : 211-00.

2. Герасименко, А.А. Передача и распределение электрической энергии [Текст]: учеб. пособие для вузов / А. А. Герасименко, В. Т. Федин. – Изд. 2-е. – Ростов н/Д: Феникс; Красноярск: Издат. проекты, 2008. – 717 с.: ил. – (Высшее образование). – Гр. – ISBN 978-5-222-13221-0 : 299-00.

3. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования [Текст]: учеб. пособие для вузов / [Крючков, И.П.], [Неклепаев, Б.Н.], [Старшинов, В.А.] и др.; под ред. И.П. Крючкова. – 2-е изд., стер. – М.: Академия, 2006. – 416 с.: ил. – (Высшее профессиональное образование). – Гр. – ISBN 5-7695-2951-2 : 275-00.

4. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций [Текст]: учеб. для сред. проф. образования / Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова. – 5-е изд., стер. – М.: Академия, 2008. – 448 с.: ил. – (Среднее профессиональное образование). – Гр. – ISBN 978-5-7695-5063-8 : 396-00.

5. Кисаримов, Р.А. Наладка электрооборудования [Текст]: справочник / Р. А. Кисаримов. – М.: РадиоСофт, 2004. – 352 с.: ил. – ISBN 5-93037-096-6 : 78-00.

6. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации [Текст]. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. – 264 с.: ил. – ISBN 5-93196-390-1 : 232-76.

7. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей [Текст]. – СПб.: ДЕАН, 2003. – 304 с.: ил. – (Безопасность труда России). – ISBN 5-93630-250-4 : 132-22.

8. Алиев, И.И.Электрические аппараты [Текст]: справочник / И. И. Алиев, М. Б. Абрамов. – М.: РадиоСофт, 2004. – 256 с. : ил. – ISBN 5-93037-115-6 : 90-00.

9. Электрические аппараты высокого напряжения [Текст]: учеб. для вузов / Г. Н. Александров, А. И. Афанасьев, В. В. Борисов и др.; под ред. Г.Н. Александрова. – 2-е изд., доп. – СПб.: Изд-во СПбГТУ, 2000. – 503 с.: ил. – Гр. – ISBN 5-7422-0115-Х : 92-00.