Грэс-2560 мвт

ПЗ ГРЭС-2560 на печать!!!!.doc

В данном курсовом проекте проектируется электростанция ГРЭС-2560 МВт. Произведен выбор двух вариантов структурных схем выбор генераторов расчет и выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи. Производится расчёт количества линий. Выбираются схемы распределительных устройств. Проводится технико-экономическое сравнение вариантов. Выполняется расчёт токов короткого замыкания. По данным расчёта токов короткого замыкания производится выбор выключателей разъединителей измерительных трансформаторов тока и напряжения токоведущих частей. Выполняется полная принципиальная схема станции а также конструктивный чертёж ячейки РУ.
Электроэнергетика является одной из базовых отраслей экономики России и одной из нескольких естественных монополий. В настоящее время в России функционируют более 700 тепловых и гидравлических электростанций и 9 атомных. Имеющийся производственный потенциал полностью обеспечивает тепловой и электрической энергией промышленные предприятия и население России. Основными субъектами единой энергетической системы России являются:
региональные энергокомпании осуществляющие поставки электрической и тепловой энергии потребителю на всей территории Российской Федерации ;
крупные электростанции - филиалы или дочерние предприятия РАО « России »;
атомных электростанций (8 станций находятся под контролем государственного предприятия)
более 300 организаций обслуживающих основной технологический процесс и развитие в ЕЭС России.
Электроэнергетическая отрасль России занимает 4 место в мире по установленной мощности после США Китая и Японии. Общая установленная мощность российских электростанций в 2001 году составляет 2139 млн. кВт. Установленная мощность электростанций холдинга РАО ЕЭС составляет 1551 млн. кВт (725% от общей установленной мощности электростанций России). Основными видами топлива используемыми при производстве электроэнергии являются газ уголь мазут. В настоящий момент доля газа в общей структуре топливного баланса России составляет более 60% около 35% - уголь и 5% - мазут.
В целом по России можно отметить положительную тенденцию к увеличению выработки электроэнергии. Так начиная с 1998 года наблюдается прирост производства электроэнергии после восьмилетнего снижения в 1999 году рост составил 1023% к уровню 1998 года а в 2000 году -1035%.
На сегодняшний момент очень остро стоит вопрос состояния основных производственных мощностей в электроэнергетике. По данным РАО ЕЭС России в 2001 году износ производственных мощностей достиг 40% в том числе линий электропередачи - 356%. подстанций - 631% зданий и сооружений -231% устройств релейной защиты и автоматики - 44%. Практически выработали свой ресурс 25% энергоблоков и более 40% не блочного оборудования. В целом же по России износ основных фондов составляет 52%. Почти треть электроэнергии в стране вырабатывается на оборудовании технические нормы которого закладывались в 30-40 годы. Срок службы целого ряда генерирующих объектов находится в пределах 50 - 60 лет. Сохранение в работе устаревшего оборудования увеличивает количество аварийных ситуаций отражается на надежности работы электрических станций приводит к увеличению расходов топлива и затрат на ремонты оборудования увеличиваются потери электроэнергии в сетях.
Главной проблемой электроэнергетики является замена морально и физически изношенного технологического оборудования. Поэтому целью данного курсового проекта является проектирование Государственной Районной электрической станции с использованием современного технологического оборудования и новейших достижений в области электроэнергетики.
Составление двух вариантов структурных схем проектирования объекта
Рисунок 1.1 – первый вариант структурной схемы ГРЭС
Рисунок 1.2 – второй вариант структурной схемы ГРЭС
На шины среднего напряжения 110 кВ устанавливаем в первой схеме 2 генератора по 220 МВт а во второй схеме – 2 генератора по 220 МВт и 320 МВт соответственно.
На шины высокого напряжения 330 кВ в первой схеме устанавливаем 2 генератора по 800 МВт и 1 по 500 МВт во второй схеме – 1 генератор по 800 МВт 2 генератора по 500 МВт и 1 генератор по 220 кВ соответственно. Суммарная мощность всех генераторов в первой схеме равна 2540 МВт во второй схеме – 2560 МВт.
В блок с каждым генератором устанавливаем повышающий двухобмоточный трансформатор.
Проектируемая ГРЭС будет осуществлять связь с энергосистемой по 2-м шинам ВН и СН поэтому допускается установка одного АТ связи между РУВН и РУСН.
Выбор основного оборудования
Таблица 2.1 – Технические данные генераторов
В турбогенераторах Т3В применяются только негорючие материалы а водород и масляные уплотнения вала отсутствуют. Для смазки подшипников допускаются как турбинное масло так и негорючая жидкость ОМТИ. В связи с этим конструкция турбогенератора взрыво - и пожаробезопасна.
Водяное охлаждение вместо водородного уменьшает температуру обмоток и конструктивных элементов а также сечений каналов для охлаждающего агента в проводниках обмотки возбуждения ротора снижает электрические потери в них и потери на циркуляцию охлаждающего агента. Возможность увеличения линейных нагрузок плотностей тока и индукций позволяет при уменьшении объема и соответственно массы генератора обеспечить высокие эксплуатационные показатели - КПД и устойчивость маневренность запасы мощности по нагреву расширение диапазона допустимых режимов работы.
Полное водяное охлаждение повышает надежность ТГ вследствие отсутствия масляных уплотнений вала вентиляторов и встроенных в статор газоохладителей; снижения требований по газоплотности корпуса; уменьшения нагрева изоляционных материалов и соответственно повышения их долговечности; упрощения конструкции отдельных узлов и деталей.
Основной особенностью турбогенераторов Т3В является “самонапорная” система охлаждения ротора в которой отсутствуют гидравлические связи обмотки ротора с валом включающие множество стальных и изоляционных трубок уплотнений и высоконагруженных паяных соединений определяющих недостаточную надежность конструкции роторов с подачей воды через вал.
Для устойчивой работы в неуправляемом асинхронном режиме с малым скольжением а также для компенсации высокочастотных полей и поля обратной последовательности в синхронном режиме ротор имеет полную демпферную обмотку состоящую из медных проводников уложенных под пазовые клинья и короткозамыкающих колец из двух слоев медных листов расположенных под бондажными кольцами.
Особенностью конструкции турбогенераторов Т3В является применение плоских силуминовых охладителей в виде сегментов с залитыми в них змеевиками из нержавеющей стальной трубки для охлаждения активной стали сердечника статора.
2 Выбор блочных трансформаторов.
Блочный трансформатор выбирается по условиям:
где UНВН – номинальное напряжение обмотки высокого напряжения трансформатора кВ;
UННН – номинальное напряжение обмотки низкого напряжения трансформатора кВ;
UНГ – номинальное напряжение на выводах генератора кВ;
Uуст– напряжение участка цепи в котором установлен трансформатор кВ;
SНТ – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sблтр –необходимая мощность блочного трансформатора МВА;
Реактивная мощность генератора:
Qн.г = Pн.г*tgφ = Pн.г*(())) (2.4)
n% - процентный расход собственных нужд зависит от вида топлива в нашем случае газ.
2.1 Выбор блочного трансформатора в цепи генератора на 220 МВт:
Qн.г = = = 136343 МВА
Sбл.тр ===246.918 МВА
Для первой схемы выбираем 2 блочных трансформатора типа
и для второй схемы выбираем 1 блочный трансформатор типа
ТДЦ-250000330 и 1 блочный трансформатор ТДЦ-250000110 [1]
Трансформатор ТДЦ-250000330 удовлетворяет условиям (2.1) :
) Uн.вн =347 ≥ 330 = Uуст
) Uн.нн = 1575 = 1575 = Uн.г
) Sн.т = 250 ≥ 246918 = Sб.т
Трансформатор ТДЦ-250000110 удовлетворяет условиям (2.1) :
) Uн.вн =121 ≥ 110 = Uуст
) Sн.т = 250 ≥ 246918 = Sбл.тр
2.2 Выбор блочного трансформатора на 320 МВт:
Qн.г = = = 198318МВА
Sбл.тр === 359153МВА
Для второй схемы выбираем 1 блочный трансформатор типа
Выбранный трансформатор удовлетворяет условиям (2.1) :
) Uн.нн = 20 = 20 = Uн.г
) Sн.т = 400 ≥ 359153 = Sб.т
2.3 Выбор блочного трансформатора на 500 МВт:
Sбл.тр === 561177МВА
Выбираем для первой схемы 1 блочный трансформатор ТЦ-630000330 а для второй схемы 2 блочных трансформатора ТЦ-630000330
Данный трансформатор удовлетворяет условиям (2.1)
) Sн.т = 630 ≥ 56177 = Sбл.тр
2.4 Выбор блочного трансформатора на 800 МВт:
Qн.г = = = 387457 МВА
Для первой схемы выбираем 2 блочных трансформатора типа
ТЦ-1000000330 а для второй 1 блочный трансформатор ТЦ-1000000330
Выбранный трансформатор удовлетворяет условиям (2.1)
) Uн.нн = 24 = 24 = Uн.г
) Sн.т = 1000 ≥ 84799 = Sбл.тр
3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи
Мощность и количество автотрансформаторов выбираем по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения который определяется по наиболее тяжелому режиму.
Автотрансформатор связи выбираем исходя из следующих условий:
) Sн.ат max(S1 S2 S3) где
S1 S2 S3 – перетоки мощности в трех режимах.
) S1 - максимальное потребление с шин среднего напряжения;
S1 = ( Рн.г - Рс.н - Рмах)2 + ( Qн.г - Qс.н - Qмах)2 (2.8) где Рн.r и Qн.r - соответственно активная и реактивная мощность генераторов работающих на шины среднего напряжения;
Рсн и Qсн - суммарный расход на собственные нужды активной и реактивной мощности генераторов работающих на шины среднего напряжения;
Рмах и Qмах - максимальная мощность потребляемая с шин среднего напряжения.
) S2 - минимальное потребление с шин среднего напряжения
S2 = ( Рн.г - Рс.н - Рmin)2 + ( Qн.г - Qс.н - Qmin)2 (2.9)
) S3 - максимальное потребление с шин среднего напряжения и одновременное отключение самого мощного блока работающего на шины среднего напряжения
S3 = ( Рн.г(n-1) - Рс.н - Рмах)2 + ( Qн.г(n-1) - Qс.н - Qмах)2 (2.10)
Qmax = Pmax*tgj н (2.11)
Qmin = Pmin*tgj н (2.12)
S Рн.г = 2*220 = 440 МВт
S Qсн = 627*2 = 1254 МВА
S Qн.г = 2*136343 = 272686 МВА
S Рсн = 1012*2 = 2024 МВт
tgjн = tg(arccos(086)) = 059
Qmax = Pmax* tgjн = 400*0 59 = 236 МВА
Qmin = Pmin*tgjн = 350*0 59 = 2065 МВА
S Рн.г = 220+320 = 540 МВт
S Рсн = 1012+1472 = 2484 МВт
S Qн.г = 136343+198318 = 334661 МВА
S Qсн = 627+9122 = 15392 МВА
Для обеих схем выбираем автотрансформатор типа АТДЦТН-250000330150 [3] .
Выбранный автотрансформатор удовлетворяет условиям (2.7)
) Uвн.ат = 330 330 = Uуст
) Uсн.ат = 158 110 = Uуст
) Sн.ат = 250 (22953; 234937) = max(S1 S2 S3)
Производим проверку в режиме аварийного отключения одного из них при максимальном перетоке мощности через АТ:
Для первой схемы = 09 ≤ 13
Для второй схемы = 093 ≤ 13
Таблица 2.2 – Технические данные трансформаторов и автотрансформаторов
ТДЦ-250000330 – трехфазный двухобмотоный трансформатор с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла с номинальной мощностью 250000 кВА и классом напряжения обмотки ВН 330 кВ.
ТДЦ-250000110 и ТДЦ-400000110 – аналогичны предыдущему.
ТЦ-1000000330 – трехфазный двухобмотоный трансформатор с принудительной циркуляцией воды и масла с ненаправленным потоком масла с номинальной мощностью 1000000 кВА и классом напряжения обмотки ВН 330 кВ.
ТЦ-630000330 – трехфазный двухобмотоный трансформатор с принудительной циркуляцией воды и масла с ненаправленным потоком масла с номинальной мощностью 630000 кВА и классом напряжения обмотки ВН 330 кВ.
АТДЦТН-250000330150 – автотрансформатор трехфазный с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла трехобмоточный с системой регулирования напряжения номинальной мощностью 250000 кВА и классами напряжения ВН и СН 330 кВ и 150 кВ соответственно.
Расчет количества линий распределительных устройств
1 Число линий среднего напряжения
На РУ СН фиксированная мощность поэтому количество линий определяем по формуле
где = 40 МВт - пропускная способность воздушной линии 110 кВ.
2 Число линий высокого напряжения
где – суммарная активная мощность всех генераторов МВт
– суммарная активная мощность расходуемая на СН МВт
=300 МВт - пропускная способность воздушной линии 330 кВ.
= 2*800+500+2*220 = 2540 МВт
=36 8*2+23+2*1012 = 11684 МВт
= 800+2*500+320+2*220 = 2560 МВт
=368+ 2*23+2*1012+1472 =11776 МВт
Выбор схем распределительных устройств
Согласно НТП схема РУ должна удовлетворять следующим требованиям:
–отключение линии должно производиться не более чем двумя выключателями отключение повышающих трансформаторов трансформаторов связи трансформаторов собственных нужд должно производиться не более чем тремя выключателями РУ;
–ремонт любого из выключателей должен быть возможен без отключения присоединения;
–схема должна позволять расширение без коренной реконструкции;
–схема должна обеспечивать надежность питания потребителей быть простой и экономичной.
Согласно требованиям НТП для РУ 110 кВ принимаем схему с двумя рабочими секционированными системами шин и одной обходной системой шин с одним выключателем на цепь. Данная схема применяется при числе присоединений более 12.
В РУ 110 кВ имеется 15 присоединений (10 линий 2 блока генератор-трансформатор 2 трансформатора связи 1 резервный трансформатор собственных нужд).
В нормальном режиме рабочие системы шин находятся под напряжением. Нормально шиносоединительный выключатель включен и выравнивает напряжения между рабочими системами шин. Как правило обе системы шин находятся в работе при соответствующем распределений всех присоединений.
В нормальном режиме обходная система шин находиться без напряжения разъединители соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин отключены. Обходные выключатели на первой и второй секции отключены.
С помощью обходной системы шин любой выключатель линий и трансформаторов может быть заменен обходным выключателем.
Согласно НТП для РУ 330 кВ принимаем схему с одной рабочей и обходной шиной на линиях 330 кВ на основании НТП применяется схема 43. В РУ 330 кВ имеется 11 присоединений (6 линий 3 блока генератор - трансформатор 2 трансформатора связи).
В нормальном режиме все выключатели включены обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители установленные по обе стороны от выключателя. Количество операций для вывода в ревизию – минимальное разъеденители служат только для отделения выключателя при ремонте никаких оперативных переключений ими не производят.
Для второго варианта выбираем те же схемы что и для первого а именно для РУ 110 кВ принимаем схему с двумя рабочими секционированными системами шин и одной обходной системой шин с одним выключателем на цепь для РУ 330 кВ принимаем схему с одной рабочей и обходной шиной на линиях 330 кВ на основании НТП применяется схема 43.
В РУ 110 кВ имеется 15 присоединений (10 линий 2 блока генератор-трансформатор 2 трансформатор связи 1 резервный трансформатор собственных нужд).
В РУ 330 кВ имеется 13 присоединений (7 линий 4 блока генератор - трансформатор 2 трансформатора связи).
Технико-экономическое сравнение вариантов
Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат:
где Рн = 012 – нормативный коэффициент эффективности;
К – единовременные капитальные затраты тыс. руб.
С – ежегодные эксплуатационные расходы тыс. руб.
С = С1 + С2 + С3 (5.2)
где С1 – стоимость потерь электрической энергии в трансформаторах
где b= 14 руб.кВт*ч;
DW – потери электроэнергии в трансформаторах кВт*ч
Эксплуатационные расходы на ремонт амортизацию и содержание персонала:
Для определения капитальных затрат К составляется таблица которая учитывает те элементы на которые варианты различаются.
Таблица 4.1 – Подсчет капитальных затрат К
Для двухобмоточного трансформатора:
где t = 8760 – продолжительность работы трансформатора ч t – продолжительность максимальных потерь
t = (0124+)*8760=(0124+)*8760=538438 ч
ΔРхх – потери холостого хода (таблица 2.2)
ΔРк.з – потери короткого замыкания (таблица 2.2)
Smax –максимальная мощность протекающая через трансформатор
1.1 Для трансформатора ТДЦ-250000110.
1.2 Для трансформатора ТЦ-1000000330
t=480*8064+2200**538438=1235804333 кВ*ч
ΔW =4961562267+1235804333=173196056
2.1 Для трансформатора ТДЦ-400000110
2.2 Для трансформатора ТЦ-630000330.
2.3 Для трансформатора ТДЦ 250000330
С 2 +С 3 =008*1105662=8845296 т.р
Определив затраты по каждому варианту определяем наиболее экономичный по формуле: где ЗI-вариант с наибольшими затратами
Т.к. то для дальнейших расчетов выбираем первый вариант.
Схема собственных нужд проектируемого объекта. Составление неполной принципиальной схемы проектируемого объекта.
К потребителям собственных нужд относятся трехфазные асинхронные и синхронные электродвигатели которые обеспечивают работу основных агрегатов электростанции. Потребители СН относятся к потребителям первой категории. Для их питания на станции выделяют РУ 6 кВ для электродвигателей мощностью более 200 кВт и 04 кВ для остальных электродвигателей и освещения. Все потребители 6 кВ запитываются путем отпайки с выводов генераторов с установкой в цепи отпайки трансфор-матора. Согласно НТП при мощности генератора до 160 МВт на энергоблок предусматривается одна секция собственных нужд а при мощности генератора 160 МВт и более предусматриваются две секции собственных нужд. Каждая рабочая секция собственных нужд для надежности подключается к резервной магистрали собственных нужд которую выпол-няют двойной секционированной через каждые два-три блока системы сборных шин. Выключатели на резервной магистрали нормально отключены. Питание на резервную магистраль подается от нескольких резервных источников количество которых принимается: один - при двух блоках два – при числе энергоблоков от 3-х до 6-и; при числе энергоблоков более 6-и предусматривается 3-й резервный трансформатор генераторного напряжения не присоединенный к источнику питания но установленный на электростанции и готовый к замене любого рабочего ТСН.
Проектируемая электростанция имеет 5 блоков поэтому устанавливаем 2 резервных ТСН. Первый резервный собственных нужд подключается к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи. Второй трансформатор подключается к РУ СН 110 кВ. Резервная магистраль выполняется секционированной через два – три блока системой шин. Нагрузка 04 кВ питается от трансформаторов 604 кВ подключаемых к секциям шин РУ собственных нужд 6 кВ.
1 Выбор трансформаторов собственных нужд
Условия выбора рабочих ТСН:
Uн.нн.тсн = 63 кВ (6.1)
где Uн.вн.тсн – номинальное напряжение обмотки высокого напряжения трансформатора кВ;
Uн.нн.тсн – номинальное напряжение обмотки низкого напряжения трансформатора кВ;
S н.тсн – номинальная мощность трансформатора МВА;
S сн – мощность расходуемая блоком на собственные нужды МВА.
Для блока с генератором ТЗВ – 800-2 выбираем трансформатор СН
Данный трансформатор удовлетворяет условиям (6.1)
Uн.вн.тсн = 3573 > 24 = Uн.г
Sн.тсн = 40 ³ 40 = Sсн
Для блока с генератором ТВВ-500-2 выбираем трансформатор СН
Uн.вн.тсн = 3657 > 20 = Uн.г
Sн.тсн = 32 ³ 27 = Sсн
Для блока с генератором ТЗВ – 220-2 выбираем трансформатор СН
Uн.вн.тсн = 3675 ³ 1575 = Uн.г
Sн.тсн = 16 ³ 119 = Sсн
Мощность резервного трансформатора собственных нужд должна приниматься на ступень выше самого мощного рабочего трансформатора собственных нужд.
Выбираем резервный трансформатор собственных нужд ТРДНС-6300035подключаемый к обмотке низкого напряжения автотрансформатора и ТРДНС-63000110подключаемый к РУ СН 110 кВ.
Расчет токов короткого замыкания
Короткие замыкания являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и энергосистем в целом. При проектировании подстанции расчёт токов короткого замыкания производится с целью проверки выбранного электрооборудования установки релейной защиты и токоведущих частей.
Расчет токов короткого замыкания производим для следующих точек:
Вывода генератора 800 МВт;
Вывода генератора 500 МВт;
Вывода генератора 220 МВт;
Секция шин 6 кВ (собственных нужд)
Расчет ведем в относительных единицах приближенно. Принимаем Sб = 1000 МВА. Составляем расчетную схему станции:
Рисунок 7.1 – Расчетная схема
Составляем схему замещения:
Рисунок 7.2 – схема замещения
Сопротивление обмотки автотрансформатора на низкой стороне не учитываем т. к. по нему ток короткого замыкания не протекает.
Найдем все сопротивления:
Сопротивление энергосистемы:
Совокупное сопротивления линий:
где Худ = 04 - удельное сопротивление линии на 1 км длины Омкм [4]
n – количество линий
Uср – среднее напряжение в месте установки данного элемента кВ
Сопротивления генераторов:
где Хd” – продольное сверхпереходное реактивное сопротивление (таблица 2.1)
Sн.г. – номинальная мощность генератора МВА
Сопротивления двухобмоточных трансформаторов:
где Sн.т. – номинальная мощность трансформатора МВА
Хт% = Uк% - напряжение короткого замыкания (таблица 2.2)
Сопротивления обмоток автотрансформатора:
Сопротивление трансформатора собственных нужд на высокой стороне:
Х т= =11100*100040=275
Х33=ХТ.В%=0.125·Хт=275*0125=034
Сопротивление трансформатора собсвенных нужд на низкой стороне:
1 Первая точка КЗ К1 на шине ВН 330 кВ
Упрощаем схему относительно точки кз К1
Х36=Х26+Х1=0466+1=106
Х37=Х1910+Х18=081610+0416=0.49
Х38=(Х9+Х10)2=(0115+0247)2=0181
Х39=Х13+Х14=017+041=058
Х40=Х15+Х16=0.45+0=0.45
Х41=(Х29+Х30)2=(0.44+0.65)2=0.545
Рисунок 7.3 – упрощенная схема для точки КЗ К1
Составим лучевую схему:
Рисунок 7.4 – Лучевая схема для точки КЗ К1
Расчет токов для точки КЗ К1:
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:
где - среднее значение сверхпереходных ЭДС при номинальных условиях
- для энергосистемы для турбогенераторов мощностью более 100 МВт [4 табл. 3.2 с. 99]
где Ку - ударный коэффициент зависящий от постоянной времени затухания [4 табл. 3.6 с. 110]
Апериодическая составляющая тока КЗ:
Та – постоянная времени затухания [4 табл. 3.6 с. 110]
Периодическая составляющая тока КЗ:
Для энергосистемы так как это источник бесконечной мощности.
Для остальных источников:
где К определяется по типовым кривым [4 рис. 3.8 с. 113]
где - номинальный ток генерирующей ветви
2 Вторая точка КЗ К2 на шине СН 110 кВ
Рисунок 7.5 – упрощенная схема для точки КЗ К2
Рисунок 4.6 – Лучевая схема для точки КЗ К2
Расчет токов для точки КЗ К2:
Определение ударного тока:
3. Третья точка КЗ К3 на выводе генератора 800 МВт
Рисунок 7.7 – упрощенная схема для точки КЗ К3
Х46=Х11+Х12=0.115+0.247=0.362
Х48=Х47+Х40=0.257+0.45=0.707
Рисунок 7.8 – Лучевая схема для точки КЗ К3
Расчет токов для точки КЗ К3:
4 Четвертая точка КЗ К4 на выводе генератора 500 МВт
Рисунок 7.9 – упрощенная схема для точки КЗ К4
Рисунок 7.10 – Лучевая схема для точки КЗ К4
Расчет токов для точки КЗ К4:
5 Пятая точка КЗ К5 на выводе генератора 220 МВт
Рисунок 7.11 – упрощенная схема для точки КЗ К5
Рисунок 7.12 – Лучевая схема для точки КЗ К5
Расчет токов для точки КЗ К5:
6 Шестая точка КЗ К6 на шинах собственных нужд
Рисунок 7.13 – упрощенная схема для точки КЗ К6
Рисунок 7.14 – Лучевая схема для точки КЗ К6
Расчет тока для точки КЗ К6
где Sном.ТСН – номинальная мощность трансформатора СН МВА
Uном – напряжение на шинах СН кВ
Для двигателей СН принимаем Ку = 165 [4]
7. Составляем таблицу и заносим туда все рассчитанные токи
Таблица 7.1 - Значения рассчитанных токов для шести точек КЗ
К3 вывод генератора на 800 МВт
К4 вывод генератора на 500 МВт
К5 вывод генератора на 220 МВт
Выбор выключателей и разъединителей
1 Выбор выключателей
Выключатели в РУВН-330 кВ и в РУСН-110 кВ будут устанавливаться на ОРУ так как проектируемая станция не находится вблизи предприятий с химически активной средой или в условиях крайнего севера. Выключатели и другое оборудование в распределительном устройстве выбираются по цепи самого мощного присоединения т.е. по цепи блока генератор-трансформатор.
Выбор выключателей производится по условиям:
Iн.выкл Iн.цепи (8.1)
Для РУВН и РУСН выключатели и разъединители будем выбирать по цепи самого мощного присоединения т.е. по цепи блочного трансформатора.
Iн.цепи = Iмах.цепи = (8.2)
где Sн.т Uн. – номинальные параметры трансформатора (таблица 2.2)
Для РУ-330 кВ (блок 800МВт):
Для РУ-110кВ (блок 220МВт):
Для РУ-6кВ (блок 800МВт):
1.1 Выбор выключателя на РУ СН 110 кВ
Для РУ СН 110 кВ выбираем элегазовый баковый выключатель типа ВГБУ-110-402000 У1 [1]
Данный выключатель удовлетворяет условиям (8.1):
Uн.выкл = 110 110 = Uуст
Iн.выкл = 2000 1255 = Imax.цепи
Выбранный выключатель проверяем на:
– номинальный ток отключения:
Iн.откл ≥ Iп.t (8.3)
– на возможность отключения апериодической составляющей
где % – нормированное содержание апериодической оставляющей в полном токе КЗ.
– на динамическую устойчивость
– на термическую устойчивость
где – ток термической стойкости кА
tТ – время протекания тока термической стойкости с
Время отключения выключателя
Та- постоянная времени выключателя [4 табл. 3.6 стр. 110]
Данный выключатель подходит по всем параметрам
Таблица 8.1 – Технические данные выключателя на РУ СН 110 кВ
1.2 Выбор выключателя на РУ ВН 330 кВ
Для РУ ВН 330 кВ выбираем элегазовый баковый выключатель типа
ВГБ-330-403150 У1 [1]
Uн.выкл = 330 330 = Uуст
Iн.выкл = 3150 1698 = Imax.цепи
Iн.откл. = 40 кА > Iп. = 18.294 кА
-на возможность отключения апериодической составляющей
- на электородинамическую устойчивость
-на термическую устойчивость
Выключатель подходит по всем параметрам
Таблица 8.2 – Технические данные выключателя на РУ ВН 330 кВ
1.3 Выбор выключателя для РУ-6 кВ
Для РУ-6 кВ выбираем вакуумный выключатель VD 4 12.20.50 [3]
Uн.выкл = 10 6 = Uуст
Iн.выкл = 2000 1920 = Imax.цепи
Iн.откл. = 50 кА > Iп. = 35.236 кА
- на динамическую устойчивость
Таблица 8.3 – Технические данные выключателя на РУ СН 6 кВ
2 Выбор разъединителей
Разъединители выбираются по тем же условиям (8.1) а проверяются только на термическую и динамическую устойчивость
2.1 Выбор разъединителей на РУ СН 110 кВ
Выбираем разъединитель горизонтально-поворотного типа
РНД3.1-1102000 Н УХ Л1 [3]
Широкое применение этих разъединителей объясняется значительно меньшими габаритами и более простым механизмом управления. В этих разъединителях главный нож состоит из двух частей они перемещаются в горизонтальной плоскости при повороте колонок изоляторов на которых закреплены. Один полюс является ведущим к нему присоединен привод. Движение к двум другим полюсам передается тягами.
Проверяем выбранный разъединитель
- на термическую устойчивость
Выбранный разъединитель подходит по всем параметрам
2.2 Выбор разъединителей на РУ ВН 330 кВ
Выбираем подвесной разъединитель типа РП-3303200 УХЛ1 [3]
Iн.выкл = 3200 1698 = Imax.цепи
Таблица 8.4 – Технические данные разъединителей
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
1 Выбор трансформаторов тока ТА
Трансформаторы тока выбираются по цепи самого мощного присоединения по условиям:
1.1 Выбор трансформатора тока на РУ СН 110 кВ
Выбираем трансформатор тока ТВ-110-11-20005 [3] встроенный в выключатель ВГБУ-110-402000У1
Данный трансформатор тока удовлетворяет условиям (9.1):
Проверяем выбранный трансформатор тока:
- на термическую стойкость
- на вторичную нагрузку
– номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока
– расчетная вторичная нагрузка трансформатора тока Ом.
Поскольку индуктивное сопротивление вторичных цепей намного меньше активного поэтому будем считать то r2H ≥ r2расч
r2расч=rприб+rпров+rконт (9.5)
Чтобы определить rприб составляем таблицу куда заносим приборы подключаемые к трансформатору тока.
Таблица 9.1 - Приборы подключаемые к трансформатору тока
rприб определяется по формуле:
определяется по формуле:
Так как количество приборов 3 то принимаем Ом
Определяем по формуле:
r=00175 - удельное сопротивление меди так как на электрических станциях с мощностью генераторов 100 МВт и выше а также на подстанциях 220 кВ и выше во вторичных цепях применяются медные проводники.
По условию прочности сечение не должно быть меньше 25 мм2 для медных жил поэтому принимаем =25 мм2.
r2расч=rприб+rпров+rконт=002+005+07=077 Ом
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям
1.2 Выбор трансформатора тока на РУ ВН 330 кВ
Выбираем трансформатор тока ТВ-330-11-20005 [3] встроенный в выключатель ВГБУ-110-402000У1
- на вторичную нагрузку:
Таблица 9.2 - Приборы подключаемые к трансформатору тока
r2расч=rприб+rпров+rконт=002+005+105=112 Ом
Таблица 9.3 – Технические данные трансформаторов тока
1.3 Выбор трансформатора тока на РУ 6 кВ
Выбор трансформатора тока в цепь ТСН не производится так как он встроен в КРУ
2. Выбор трансформаторов напряжения ТV
Трансформаторы напряжения выбираются по одному на каждую систему шин а если она секционирована то на каждую секцию. ТV выбирается при условии что одна из систем шин выведена в ремонт.
Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:
По схеме соединения обмоток 111-0-0 (9.9)
2.1 Выбор TV на РУ СН 110 кВ
Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-110-83У1 [3]
Данный трансформатор напряжения удовлетворяет условиям (9.9):
Трансформатор напряжения проверяется по вторичной нагрузке:
S2номTV≥S2расч (9.10)
Номинальная мощность в выбранном классе точности 05 =400ВА
Таблица 9.4 приборов подключенных к трансформатору напряжения на РУ СН-110 кВ
Потребляемя мощность
S2 расчет. = 1895 ВА
S2ном = 400 ВА > 1895 ВА
Выбранный трансформатор напряжения типа НКФ-110-83У1 проходит по вторичной нагрузке. Устанавливаем 2 трансформатора напряжения на 2 системы шин.
2.2 Выбор TV на РУ ВН 330 кВ
Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-330-83У1 [3]
Номинальная мощность в выбранном классе точности 1 =600 ВА
Таблица 9.5 Приборов подключенных к трансформатору напряжения на РУВН-330 кВ
вольтметр Частотометр
S2ном = 600 ВА > 435 ВА
Выбранный трансформатор напряжения типа НКФ-330-83У1 проходит по вторичной нагрузке в выбранном классе точности.
Выбор и расчет токоведущих частей.
1 Выбор токопроводов
На ГРЭС участки между генератором и силовым трансформатором и отпайка к трансформатору собственных выполняются комплектным пофазно-экранированным токопроводом.
1.1. Для генератора Т3В-220-2
Для генератора ТЗВ-220-2 принимаем токопровод типа
ТЭКН-Е-20-12500-400 [3]
Данный токопровод проходит по всем параметрам.
Для генератора ТВВ-500-2
Для генератора ТВВ-500-2принимаем токопровод типа
ТЭКН-Е-20-1800-560 [3]
1.3 Для генератора Т3В-800-2
Для генератора ТЗВ-800-2 принимаем токопровод типа
ТЭКН-П-24-24000-560 [3]
Таблица 10 – Технические данные токопроводов
ТЭКН-Е-20-18000-560
2.1. Выбор сборных шин и ошиновки для РУ ВН 330 кВ
Выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах то есть по току наиболее мощного присоединения:
Iнцепи = Imaxцепи = 1698 кА
Принимаем 2 провода марки АС-50064 [3]
Выбранный провод проверяется по следующим условиям:
Iдоп = 2*0945 = 189 кА
Iдоп = 1.89 > 1.698 = Imax
Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится так как шины выполнены на открытом воздухе голыми проводами.
Проверка по условию коронирования:
Начальная критическая напряженность:
r0 = d2 = 3062 = 153 мм = 153 см
m = 082 – коэффициент шероховатости провода
Напряженность вокруг расщепленного провода:
k – коэффициент учитывающий число проводов n в фазе:
rэк – эквивалентный радиус:
Dcp – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см:
D = 45 м = 450 см для сборных шин 330 кВ [3]
Принимаем U = 363 кВ так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 11Uном.
Провода не будут коронировать если наибольшая протяженность поля у поверхности любого провода не более 09*Е0 поэтому условие отсутствия короны:
Провода не будут коронировать.
2.2. Выбор сборных шин и ошиновки для РУ СН 110 кВ
Iнцепи = Imaxцепи = 1255 кА
Принимаем 2 провода марки АС-60072 [3]
Выбранный провод проверяется по следующим условиям (10.4):
Iдоп = 2*105 = 21 кА
Iдоп = 21 > 1255 = Imax
Проводится проверка на схлёстывание так как кА
) Определяется усилие от длительного протекания тока двухфазного короткого замыкания Нм
) Определяется сила тяжести 1 м токопровода с учётом внутрифазных распорок Нм
) Определяются отношения
По диаграмме [4 рис. 4.8 стр. 189] в зависимости от и определяется отклонение провода м.
Найденное значение сравнивают с максимально допустимым:
для ОРУ 110 кВ согласно ПУЭ адоп= 045 м поэтому
Условие (10.10) выполняется следовательно схлёстывания не произойдёт.
r0 = d2 = 3322 = 166 мм = 166 см
Напряженность вокруг нерасщепленного провода:
D = 3 м = 300 см для сборных шин 110 кВ [3]
U = 121 кВ так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 11Uном.
Провода не будут коронировать при выполнении условия (10.16):
7Е = 107*1095 = 1171 ≤ 2755 = 09*3061 = 09Ео
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РУ
Распределительное устройство расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством (ОРУ). РУ 110 и 330 кВ сооружаются на данной станции открытыми.
ОРУ имеют следующие преимущества перед закрытыми (ЗРУ):
- меньше объем строительных работ;
- легче выполняются расширение и реконструкция;
- все аппараты доступны для наблюдения.
В то же время ОРУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и плохую погоду занимают значительно большую площадь чем ЗРУ а аппараты на ОРУ подвержены запылению загрязнению и колебаниям температуры.
1. Выбор конструкции ОРУ 110 кВ
Все выключатели на ОРУ размещаются в один ряд около второй системы шин что облегчает их обслуживание. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Ошиновка ОРУ выполняется гибкими сталеалюминевыми проводами. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами - стандартные железобетонные.
2. Выбор конструкции ОРУ 330 кВ
Конструкция ОРУ 330 кВ по схеме 43 выключателя на присоединение предусматривает двухрядное расположение выключателей и применение подвесных разъединителей. Присоединение каждого трансформатора выполняется с помощью ошиновки верхнего яруса а затем через подвесной разъединитель и выключатель - к одной из систем шин. Ошиновка от выключателя к сборным шинам поддерживается растяжками с подвесными гирляндами. Подвижная часть подвесных разъединителей подвешивается на гирляндах изоляторов к консолям и траверсам опор и порталов. Неподвижная часть монтируется на трансформаторах тока напряжения или опорных изоляторах. Опускание и подъем подвижной части разъединителя производятся гибким тросом связанным через блоки с приводом разъединителя. Для заземления отключенных цепей применены телескопические заземлители. Подвесной разъединитель надежно включается и отключается при гололеде обеспечивает значительную экономию металлоконструкций изоляторов ошиновки. Капитальные затраты на сооружение ОРУ с подвесными разъединителями сокращаются примерно на 20% за счет уменьшения размеров ОРУ.
Опоры под оборудованием выполнены из унифицированных железобетонных стоек и свай с металлическими конструкциями сверху для крепления аппаратов. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Планировка площадки ОРУ выполняется с уклоном для отвода ливневых вод. Должны быть приняты меры для предотвращения попадания в каналы ливневых вод и почвенных вод. ОРУ освещается прожекторами установленными на прожекторных мачтах. Территория ОРУ ограждена забором состоящим из металлических сеток высотой h=2м.
Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты автоматики проложены в лотках из железобетонных плит которые служат одновременно пешеходными дорожками. В местах пересечений с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги. Полы в каналах должны иметь уклон не менее 05% в сторону водосборников. Кабельные каналы должны выполняться из несгораемых материалов с пределом огнестойкости 075ч.
Масса отдельной плиты перекрытия должна быть не более 70кг. Плиты должны иметь приспособление для подъема и в местах пересечения с проездом должны быть рассчитаны на нагрузку от механизмов. Кабельные каналы к аппаратам следует выполнять раздельными чтобы при пожарах была исключена возможность одновременной потери взаиморезервирующих КЛ.
Для ревизии трансформаторов предусматривается площадка около трансформаторов с возможностью использования автокранов. Под силовыми трансформаторами укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см и предусматривается сток масла в аварийных случаях в систему отвода ливневых вод.
В данном курсовом проекте была спроектирована государственная районная электростанция мощностью 2560 МВт связанная с энергосистемой воздушными линиями 330 кВ и линиями 110 кВ с потребителем.
При выборе оборудования были учтены рекомендации НТП а также использованы новые разработки в области энергетики.
В частности были использованы генераторы новой серии с тройным водяным охлаждением типа Т3В. В настоящее время изготовлены и успешно работают на электростанциях четыре турбогенератора Т3В-63-2 и три турбогенераторов Т3В-800-2. Опыт эксплуатации подтвердил соответствие всех электрических характеристик турбогенератора техническим условиям высокий КПД стабильный низкий уровень нагрева и вибрации эффективность разработанных систем охлаждения.
Были приняты современные вакуумные выключатели типа ВГБУ со встроенными трансформаторами тока фирмы УЭТМ а для установки в комплектных распределительных установках собственных нужд был принят вакуумный выключатель VD 4 12.20.50
Выбор современного оборудования позволяет повысить суммарный КПД и надёжность работы электростанции а так же улучшить экологические показатели процесса производства электроэнергии.
Справочный материал для курсового проектирование по станциям. Составители: Т.Ю. Волкова Г.М. Юлукова. – Уфа 2004
Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков. Электрическая часть станций и под-станций. Справочные материалы. – М. Энергоатомиздат 1989 – 608 с.
Л.Д. Рожкова Л.К. Карнеева Т.В. Чиркова. Электрооборудование станций и подстанций. – М. ACADEMA 2004 – 448 с.
Нормы технологического проектирования тепловых станций. Теплоэлектропроект. 1988. – 50 с.
Правила устройства электроустановок. С-Петербург Изд. «Деан». 1999

Перечень элементов ГРЭС-3400 на печать!!!.cdw

к принципиальной схеме ГРЭС
Генераторы Т3В-800-2
Выкл-ль VD4 12.20.50
Генераторы Т3В-220-2
Разъединительные ножи

на печать!!!принципиальная схемы!!!.cdw

Ячейка ОРУ 330 кВ моя на печать!!!!.cdw

К опоре гибкой связи 330 кВ блока
Выключатель ВГБ-330 У1
Трансформатор тока ТВ-330-20005
встроенный в выключатель
Контактное кольцо разъединителя
на опорном изоляторе
Подвижный контакт разъединителя