Курсовой проект ГРЭС 2200 МВт

Спецификация.doc

Ограничитель перенапряжения
к принципиальной схеме ГРЭС

Аннотация.doc

В данном курсовом проекте проектируется электростанция ГРЭС-2200 МВт.
В ходе работы составляются два варианта структурных схем. Производится 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 так же конструктивный чертёж ячейки РУ.

Курсовая ГРЭС 2200 МВт.doc

Электроэнергетика является базовой отраслью российской экономики обеспечивающей электрической и тепловой энергией внутренние потребности народного хозяйства и населения а также осуществляющей экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья. Устойчивое развитие и надежное функционирование отрасли во многом определяют энергетическую безопасность страны и являются важными факторами ее успешного экономического развития.
Правительством РФ в начале 2000-х годов был взят курс на либерализацию рынка электроэнергии реформирование отрасли и создание условий для привлечения масштабных инвестиций в электроэнергетику.
Основными субъектами единой энергетической системы России являются:
- 74 региональные энергокомпании осуществляющие поставки электрической и тепловой энергии потребителю на всей территории Российской Федерации;
- 34 крупные электростанции - филиалы или дочерние предприятия РАО « России »;
- 9 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. 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.
Главной проблемой электроэнергетики является замена морально и физически изношенного технологического оборудования. Поэтому целью данного курсового проекта является проектирование ГРЭС мощностью 2200 МВт с использованием современного технологического оборудования и новейших достижений в области электроэнергетики.
Конденсационная электростанция(КЭС)—тепловая электростанция производящая толькоэлектрическую энергию своим названием этот тип электростанций обязан особенностям принципа работы. Исторически получила наименование «ГРЭС»— государственная районная электростанция[1]. С течением времени термин «ГРЭС» потерял свой первоначальный смысл («районная») и в современном понимании означает как правило конденсационную электростанцию (КЭС) большой мощности (тысячи МВт) работающую вобъединённой энергосистеменаряду с другими крупными электростанциями. Иногда встречается термин «гидрорециркуляционная электростанция» что соответствует аббревиатуре.
Выбор двух вариантов структурных схем ГРЭС
При проектировании электроустановки до разработки составляется структурная схема выдачи электроэнергии (мощности) на которой показываются основные функциональные электроустановки (распределительные устройства трансформаторы генераторы) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разработки более подробных и принципиальных схем а также для общего ознакомления с работой электроустановки.
Два варианта структурной схемы электростанции изобразим на рисунке 1.1 и рисунке 1.2.
Выбор двух схем обусловлен тем что в ходе их разработки определяется наиболее экономичный вариант.
1 Выбор структурной схемы ГРЭС для первого варианта
В РУ 220 кВ устанавливается четыре блока генератор-трансформатор с номинальной мощностью генераторов по 500 МВт.
В РУ 110 кВ устанавливается два блока генератор-трансформатор с номинальными мощностями 100 МВт.
Суммарная мощность генераторов P МВт (учитывая что 2.8 % уходят на собственные нужды)
Как правило на мощных КЭС устанавливается 2 автотрансформатора связи.
Рисунок 1.1 – Первый вариант структурной схемы ГРЭС
2 Выбор структурной схемы ГРЭС для второго варианта
В РУ 220 кВ устанавливается шесть блоков генератор-трансформатор с номинальной мощностью генераторов Pн.г = 320 МВт и один на 160 МВт.
В РУ 110 кВ устанавливается два блока генератор-трансформатор с номинальными мощностями 80 МВт.
Суммарная мощность генераторов P МВт.
Рисунок 1.2 – Второй вариант структурной схемы ГРЭС
Выбор основного оборудования
Серия ТГВ – турбогенераторы с водородно-водяным охлаждением. Непосредственное водородное охлаждением обмотки ротора и железа статора и непосредственное водяное охлаждение обмотки статора. Водяное охлаждение уменьшает температуру обмоток и конструктивных элементов 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. Турбогенераторы ТГВ отличаются доступностью внутренних элементов для осмотра и ремонта из-за большого числа люков в обшивке простора концевых частей корпуса статора отсутствия жестких требований герметичности корпуса.
Серия ТВВ — турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмотки ротора водородом и обмотки статора — дистиллированной водой с заполнением корпуса статора водородом.
Серия ТВФ – турбогенераторы с непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора и железа статора по схеме самовентиляции и косвенным охлаждением обмотки статора.
Серия Т3Ф – турбогенераторы с форсированной воздушной системой охлаждения. Отличаются от серии ТФ разделением потоков воздуха охлаждающего статор и ротор.
Технические данные генераторов для двух вариантов приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Технические данные генераторов
Статич. тиристорная или бесщёточная
Тиристорная система самовозбуждения
Тиристорная статическая
2 Выбор блочных трансформаторов
Блочный трансформатор выбирается по условиям:
Uннн т = Uн.г.; (2.1)
где Uн.вн т – номинальное напряжение обмотки высокого напряжения трансформатора кВ;
Uн.нн т – номинальное напряжение обмотки низкого напряжения трансформатора кВ;
Uру – напряжение участка цепи в котором установлен трансформатор кВ;
Uн.г – номинальное напряжение на выводах генератора кВ;
Sн.т. – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sбл.т. – необходимая мощность блочного трансформатора МВА.
Активная мощность потребителей собственных нужд:
2.1 Выбор блочного трансформатора в блоке генератора ТГВ-500-4УЗ
Номинальная активная мощность генератора:
где n% = 28% – процентный расход собственных нужд зависит от вида топлива в нашем случае газ [3 стр.433];
Номинальная реактивная мощность генератора:
Qн.г = Pн.гtgφ = Pн.г(())) (2.3)
где - коэффициент мощности (таблица 2.1.).
Qн.г = 500= 30987 МВАр.
Реактивная мощность потребителей собственных нужд:
Необходимая мощность блочного трансформатора:
Согласно условиям выбора блочных трансформаторов (2.1) принимаем ТЦ-630000220.
Uн.вн т = 242 ≥220 = Uру;
Uннн т = 20 = 20 = Uн.г;
Sн.т. = 630 ≥ 57176 = Sбл. т.
2.2 Выбор блочного трансформатора в блоке генератора ТВФ-100-2
Qн.г = 100= 75 МВАр.
Согласно условиям выбора блочных трансформаторов (2.1) принимаем ТДЦ-125000110.
Uн.вн т = 121 ≥110 = Uру;
Uннн т = 105 = 105 = Uн.г;
Sн.т. = 125 ≥ 1215 = Sбл. т.
2.3 Выбор блочного трансформатора в блоке генератора ТВВ-320-2ЕУЗ
Qн.г = 320= 19831 МВАр.
Согласно условиям выбора блочных трансформаторов принимаем тип трансформатора ТДЦ-400000220:
Uн.вн т = 242 ≥220= Uру;
Uннн т = 20= 20 = Uн.г;
Sн.т. = 400 ≥ 36592 = Sбл. т.
2.4 Выбор блочного трансформатора в блоке генератора ТВВ-160-2Е
Qн.г = 160= 9915 МВАр.
Согласно условиям выбора блочных трансформаторов принимаем тип трансформатора ТДЦ-200000220:
Uннн т = 18 = 18 = Uн.г;
Sн.т. = 200 ≥ 18296 = Sбл. т.
2.5 Выбор блочного трансформатора в блоке генератора ТЗФ-80-2
Согласно условиям выбора блочных трансформаторов принимаем тип трансформатора ТДЦ-125000110:
Uн.вн т = 121 ≥110= Uру;
Sн.т. = 125 ≥ 972 = Sбл. т.
3 Выбор автотрансформаторов связи
Режим минимального потребления с шин среднего напряжения. Максимальная полная мощность снимаемая с шин среднего напряжения:
Режим максимального потребления с шин среднего напряжения. Минимальная полная мощность снимаемая с шин среднего напряжения:
Режим аварийного отключения энергоблока на среднем напряжении при максимальном потреблении с этих шин:
По условиям выбора трансформатора связи принимаем два трехфазных автотрансформатора типа АТДЦТН-200000220110.
Выбранный автотрансформатор удовлетворяет условиям:
Uвн.ат = 230 220 = Uуст;
Uсн.ат = 121 110 = Uуст;
Sн.ат = 200 07*(S1 S2 S3)
Таблица 2.2 – Технические данные трансформаторов
АТДЦТН-200000220110 – автотрансформатор трехфазный с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла трехобмоточный с системой регулирования напряжения номинальной мощностью 200000 кВА и классами напряжения ВН и СН 220 кВ и 110 кВ соответственно.
Система охлаждения трансформаторов типа ДЦ: масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители применяется для трансформаторов мощностью 63000 кВ*А и более. Благодаря большой скорости циркуляции масла развитой поверхности охлаждения и интенсивному дутью охладители обладают большой теплоотдачей и компактностью. Переход к такой системе охлаждения позволяет значительно уменьшить габариты трансформаторов.
На трансформаторах с системами охлаждения ДЦ устройства принудительной циркуляции масла должны автоматически включаться одновременно с включением трансформатора и работать непрерывно независимо от нагрузки трансформаторов. В то же время число включаемых в работу охладителей определяется нагрузкой трансформатора. Такие трансформаторы должны иметь сигнализацию о прекращении циркуляции масла или об остановке вентилятора.
ТЦ-630000220 - трехфазные двухобмоточные трансформаторы с принудительной циркуляцией масла и масляно-водяным охлаждением.
ТДЦ-200000220 ТДЦ-400000220 и ТДЦ-125000110 – трехфазные трансформаторы с масляным охлаждением с дутьем и принудительной циркуляцией масла.
4 Схемы перетоков мощностей для двух вариантов схем
Рисунок 2.1 – Схема перетоков мощностей для 1 варианта
Рисунок 2.2 – Схема перетоков мощностей для 2 варианта
Расчет количества линий распределительных устройств
1 Число линий среднего напряжения
На РУ СН фиксированная мощность поэтому количество линий определяем по формуле:
где = 45 МВт - пропускная способность одной линии 110 кВ.
Принимаем число линий равным 6.
2 Число линий высокого напряжения
где = 2200 МВт – суммарная активная мощность всех генераторов;
– суммарная активная мощность расходуемая на собственные нужды;
= 175МВт - пропускная способность воздушной линии 220 кВ
Принимаем число линий равным 11.
Принимаем число линий равным 12.4 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.
В РУ-110кВ имеется 11 присоединений (6 линий 2 блока генератор-трансформатор 2 автотрансформатора 1 резервный трансформатор собственных нужд).
Согласно требованиям НТП для РУ-110кВ принимаем схему с двумя рабочими не секционированными системами шин и одной обходной системой шин с одним выключателем на присоединении.
Рис. 4.1 – Схема РУСН 110 для обоих вариантов
В РУ-220кВ имеется 17 присоединений (11 линий 4 блока генератор - трансформатор 2 автотрансформатора). Согласно НТП для РУ-220кВ принимаем схему с двумя рабочими секционированными системами шин и одной обходной системой шин с одним выключателем на присоединении.
Рис. 4.2 – Схема РУВН 220 для первого варианта
В РУ-220кВ имеется 21 присоединение (12 линий 7 блоков генератор-трансформатор 2 автотрансформатора). Согласно НТП для РУ-220кВ принимаем схему с двумя рабочими секционированными системами шин и одной обходной системой шин с одним выключателем на присоединении.
Рис. 4.3 – Схема РУВН 220 для второго варианта
Технико-экономическое сравнение вариантов
1 Расчет капитальных затрат
Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат:
где Рн = 012 – нормативный коэффициент эффективности;
К – 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 = 255 руб.кВтч;
W – суммарные потери электроэнергии в трансформаторах кВтч;
С2+С3 – эксплуатационные расходы на ремонт амортизацию и содержание персонала:
С2+С3 = (89)%К. (5.4)
Для определения капитальных затрат К составляется таблица которая учитывает те элементы на которые варианты различаются.
Таблица 5.1 – Подсчет капитальных затрат К
Для двухобмоточного трансформатора:
где t = 8760 – продолжительность работы трансформатора ч;
t = 4400 ч. – продолжительность максимальных потерь при ТМАХ = 6400 ч
ΔРхх – потери мощности холостого хода (таблица 2.2);
ΔРк.з – потери мощности короткого замыкания (таблица 2.2);
Smax –максимальная мощность протекающая через трансформатор.
) Количество потерь электроэнергии в блочном трансформаторе ТЦ-630000220.
) Количество потерь электроэнергии в блочном трансформаторе ТДЦ-125000110.
По формуле (5.4) определим расходы на амортизацию ремонт содержание персонала и по формуле (5.2) ежегодные эксплуатационные расходы:
Определим приведенные затраты для варианта 1:
) Количество потерь электроэнергии в блочном трансформаторе ТДЦ-125000110:
) Количество потерь электроэнергии в блочном трансформаторе ТДЦ-200000220:
) Количество потерь электроэнергии в блочном трансформаторе ТДЦ-400000220.
Определим приведенные затраты для варианта 2:
2 Разница в затратах между двумя вариантами
где З1 – вариант с наибольшими затратами.
Так как разница составляет меньше 5% варианты структурных схем практически экономически равнозначны. Для дальнейших расчетов выбираем первый вариант структурных схем так как ежегодные эксплуатационные расходы меньше чем у второго варианта.
Схема собственных нужд проектируемого объекта
1 Выбор схемы питания собственных нужд
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 трансформатора. 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 СН нужд для надежности подключается к резервной магистрали собственных нужд которую выполняют 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 трех до шести; при числе энергоблоков более шести предусматривается третий резервный трансформатор генераторного напряжения не присоединенный к источнику питания но установленный на электростанции и готовый к замене любого рабочего ТСН.
Проектируемая электростанция имеет 6 блоков поэтому устанавливаем 2 резервных ТСН. Первый подключается к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи. Второй к шинам среднего напряжения. Резервная магистраль выполняется секционированной через два – три блока системой шин.
2 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;
Sн.тсн – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sсн – мощность расходуемая блоком на собственные нужды МВА.
Для блока с генератором ТГВ -500-4УЗ выбираем трансформатор СН ТРДНС-2500035
Данный трансформатор удовлетворяет условиям (6.1):
Uн.вн.тсн = 20=20 = Uн.г;
Sн.тсн = 25 ³ 1647 МВА = Sсн;
Для блока с генератором ТВФ – 100-2 выбираем трансформатор СН ТДНС-1000035
Uн.вн.тсн = 105 = 105 = Uн.г;
Sн.тсн = 10 ³ 35 МВА = Sсн;
Мощность резервного трансформатора собственных нужд должна приниматься на ступень выше самого мощного рабочего трансформатора собственных нужд.
Выбираем резервный трансформатор собственных нужд ТРДНС-4000020подключаемый к обмотке низкого напряжения автотрансформатора и ТРДНС-40000110подключаемый к РУ СН 110 кВ. [7]
Таблица 6.1 – Технические данные трансформаторов собственных нужд
ТРДНС – трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой охлаждение масляное с дутьем естественной циркуляцией выполненной одной из обмоток с устройством регулирования напряжения (РПН) для собственных нужд электростанции. Специфическая область применения (С – для систем собственных нужд электростанций).
Регулирование напряжения осуществляется на стороне ВН путем РПН или ПБВ.
Расчет токов короткого замыкания
Короткие замыкания (КЗ) являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и энергосистем в целом. При проектировании подстанции расчёт токов КЗ производится с целью проверки выбранного электрооборудования установки релейной защиты и токоведущих частей.
Расчет токов короткого замыкания производим для следующих точек:
Вывода генератора 500 МВт;
Вывода генератора 100 МВт;
Секция шин 6 кВ (собственных нужд).
Расчет ведем в относительных единицах приближенно. Принимаем Sб = 1000 МВА.
1 Составление расчетной схемы ГРЭС
Рисунок 7.1 – Расчетная схема
2 Расчет сопротивлений
Таблица 7.1. – Данные о генераторах
Сопротивления системы С1 определим по формуле:
UСР – среднее напряжение в месте установки данного элемента кВ.
Сопротивления генераторов определим по формуле:
Sн.г. – номинальная мощность генератора МВА.
Сопротивления блочных трансформаторов определим по формуле:
где Sн.т. – номинальная мощность трансформатора МВА;
Хт % = Uк % – напряжение короткого замыкания [4 таблица 2.8].
Сопротивления автотрансформаторов связи АТДЦТН-200000220110
Сопротивления обмоток автотрансформатора на высокой стороне определим по формуле:
Сопротивления обмоток автотрансформатора на средней стороне:
Сопротивления обмоток автотрансформатора на низкой стороне:
Так как автотрансформаторов 2:
Сопротивления обмоток трансформатора собственных нужд на высокой стороне:
Сопротивления обмоток трансформатора собственных нужд на низкой стороне:
Рисунок 7.2 – Схема замещения
3 Расчет токов короткого замыкания в точке К1
Рисунок 7.3 – Упрощенная схема для точки К1
Для точки К1 будет 2 генерирующие ветви. Определяются эквивалентные сопротивления этих ветвей (расчет сопротивлений для точки К1 будет основополагающим для всех точек КЗ).
При расчете токов КЗ в точке К1 не учитываются сопротивления Х22 и Х23 по которым ток в данную точку не протекает.
Составим лучевую схему:
Рисунок 7.4 – Лучевая схема для точки К1
Базисный ток определим по формуле:
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ определим по формуле:
где - среднее значение сверхпереходных ЭДС при номинальных условиях;
- для энергосистемы;
- для турбогенераторов мощностью более 100 МВт [5 таблица 3.2].
Ударный ток короткого замыкания определим по формуле:
где kуд – ударный коэффициент зависящий от постоянной времени затухания [5 таблица 3.6].
Апериодическая составляющая тока КЗ:
Та – постоянная времени затухания [5 таблица 3.6].
Периодическая составляющая тока КЗ для энергосистемы так как это источник бесконечной мощности:
Номинальный ток генерирующей ветви определим по формуле:
Если то для момента времени определяется а затем находится периодическая составляющая тока КЗ:
где определяется по типовым кривым [5 рисунок 3.8].
Если то это удаленное от источника КЗ поэтому принимается и .
4 Расчет токов короткого замыкания в точке К2
Для точки К2 будет 2 генерирующие ветви (1 – 2- все остальные источники станции).
Рисунок 7.5 – Упрощенная схема для точки К2
Рисунок 7.6 – Лучевая схема для точки К2
Расчет токов КЗ для точки К2 аналогичен расчету в точке К1.
5 Расчет токов короткого замыкания в точке К3
Для точки К3 будет две генерирующие ветви (1 – G4 2 – все остальные источники станции).
Рисунок 7.7– Упрощенная схема для точки К3
Составим лучевую схему
Рисунок 7.8 – Лучевая схема для точки К3
6 Расчет токов короткого замыкания в точке К4
Для точки К4 будет две генерирующие ветви (1 – 2 – все остальные источники станции).
Рисунок 7.9 – Упрощенная схема для точки К4
Рисунок 7.10 – Лучевая схема для точки К4
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К5
Рисунок 7.13 – Упрощенная схема для точки К5
Для точки К5 будет генерирующие ветви (1 – электродвигатели подключенные к системе собственных нужд; 2 – все остальные источники станции (С1 G1- G6). Воспользуемся результатами расчетов токов КЗ в точке К3.
Сопротивление Х25 не учитываем так как точку короткого замыкания подпитывают только те двигатели которые подключены к поврежденной секции.
Рисунок 7.14 – Лучевая схема для точки К6
Таблица 7.2 – Значения сумм токов короткого замыкания
Выбор выключателей и разъединителей
Выключатели – это электрические аппараты предназначенные для включения и отключения цепей при любых режимах работы электроустановки. К выключателям высокого напряжения условно относят выключатели с номинальным напряжением более 1 кВ.
В сетях переменного тока энергосистем в основном используют следующие выключатели высокого напряжения: элегазовые вакуумные масляные (баковые и маломасляные) воздушные электромагнитные.
Разъединитель — это контактный коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями оставшимися под напряжением и аппаратами выведенными в ремонт.
Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга которая может привести к междуфазному КЗ и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.
1 Выбор выключателей
Выбираем выключатель в распределительное устройство 220 кВ. Распределительные устройства 35 кВ и выше должны быть открытого типа.
В пределах распределительного устройства выключатели выбираются по цепи самого мощного присоединения данным присоединением на ОРУ-220кВ является блок генератор-трансформатор и линия.
Выбор выключателей производится по условиям:
U н.выкл = 220 кВ U уст.выкл = 220 кВ;
I н.выкл = 2 кА I н.цепи = 1.503 кА; (8.1)
I н.выкл = 2 кА I ma
Выбираем выключатель ВГБУ-220 – выключатель элегазовый баковый ВГБУ-220 служит для коммутации электрических цепей в нормальных и аварийных режимах в том числе в циклах АПВ в сетях трехфазного переменного тока. Выключатель ВГБУ-220 с пружинным либо гидравлическим приводом и встроенными трансформаторами тока предназначен для эксплуатации в открытых и закрытых распределительных устройствах в сетях переменного тока частотой 50 Гц с номинальным напряжением 220 кВ в районах с умеренным и холодным климатом.и габариты элегазовых баковых выключателей позволяют устанавливать их вместо любых типов выключателей находящихся в эксплуатации.Проверка на отключающую способность:
Проверка на возможность отключения апериодической составляющей по условию:
где – нормированное содержание апериодической оставляющей в полном токе КЗ.
Проверка на электродинамическую стойкость по условию:
Проверка на термическую устойчивость по условию:
где – ток термической стойкости кА;
tТ = 3 – время протекания тока термической стойкости с.
Время отключения выключателя
Та = 003 – постоянная времени выключателя [5 таблица 3.6].
Выключатель подходит по всем параметрам.
Выбираем выключатель в распределительное устройство 110 кВ.
Распределительные устройства 35 кВ и выше должны быть открытого типа. В пределах распределительного устройства выключатели выбираются по цепи автотрансформатора АТДЦТН-200000220110.
Условие выбора выключателя:
Uн.выкл = 110 кВ Uуст.выкл = 110 кВ;
Iн.выкл = 2 кА Iн.цепи = 0668 кА;
Выбираем выключатель ВГБУ-110.
Выполняем проверку выбранного выключателя.
Проверяем на отключающую способность по условию (8.4):
Проверяем на возможность отключения апериодической составляющей:
Проверка на электродинамическую стойкость по условию (8.6):
Проверка на термическую устойчивость по условию (8.7):
Та = 002 – постоянная времени выключателя [5 таблица 3.6].
Выбранный выключатель подходит по всем параметрам.
Выберем выключатель для системы собственных нужд.
В пределах РУ выключатель выбирается по цепи самого мощного резервного трансформатора СН.
Uн.выкл =66 кВ ≥ Uуст.выкл = 6 кВ;
Iн.выкл =2 кА ≥ Iн.цепи = 183 кА;
Выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-М-10-3152000 УЗ с возможностью встраивания в шкаф КРУ К-105. [11]
Проверяем на возможность отключения апериодической составляющей по условию (8.5):
Та = 001 – постоянная времени выключателя [5 таблица 3.6]
Выбор генераторных выключателей
Uн.выкл =275кВ ≥ Uуст.выкл = 20кВ;
Iн.выкл =25 кА ≥ Iн.цепи = 16979 кА;
Iн.выкл = 25 кА ≥ Imax.цепи = 17873 кА
Выбираем элегазовый ГРУ HEC-7В [10]
Выключатель подходит по все параметрам.
Uн.выкл =15кВ ≥ Uуст.выкл = 105кВ;
Iн.выкл =105 кА ≥ Iн.цепи = 6873 кА;
Iн.выкл =105 ≥ Imax.цепи =7234
Выбираем элегазовый ГРУ HECS-100 [10]
Схему ЭГРУ можно посмотреть в приложение.
Элегазовое генераторное распредустройство (ЭГРУ) HEC 7В
Элегазовое генераторное распределительное устройство HEC 7В разработано специально для крупных атомных тепловых и гидроэлектростанций. Оно обладает самой высокой коммутационной способностью в мире среди элегазовых выключателей с токами отключения до 210 кА.
Кроме того HEC 7B идеально подходит для замены существующих воздушных выключателей при модернизации и реконструкции энергоблоков.
Все основные компоненты распредустройства такие как дугогасительная камера разъединитель а также привод и оборудование для контроля и управления смонтированы на общей полюсной раме. Дополнительные компоненты такие как заземляющие ножи измерительные трансформаторы тока и напряжения защитные конденсаторы и ОПН устанавливаются в пофазный корпус и могут быть поставлены комплектно. Междуфазное расстояние ЭГРУ может быть выбрано в соответствии с существующими токопроводами.
Отличительные особенности
-наибольшая отключающая способность в мире среди элегазовых выключателей
-исполнение для внутренней и наружной установки
-соответствует требованиям крупных электростанций
Элегазовое генераторное распредустройство (ЭГРУ) HECS
Благодаря своим компактным и стандартизированным размерам ЭГРУ типа HECS может быть легко установлено на электростанциях всех типов. Применение современных технологий в сочетании с компактностью делают ЭГРУ типа HECS идеальным решением при модернизации станций и замене существующего оборудования.
Все основные компоненты распредустройства такие как дугогасительная камера разъединитель а также привод и оборудование для контроля и управления смонтированы на общей полюсной раме. Дополнительные компоненты такие как заземляющие ножи пусковой разъединитель измерительные трансформаторы тока и напряжения защитные конденсаторы и ОПН устанавливаются в пофазный корпус и могут быть поставлены комплектно.
Междуфазное расстояние ЭГРУ может быть выбрано в соответствии с существующими токопроводами.
-алюминиевый пофазный корпус
-исполнения для внутренней и наружной установки
-поставляется в полностью собранном и испытанном виде
Выбор выключателей на НН АТ.
Uн.выкл =275 кВ ≥ Uсети = 1575 кВ;
Iн.выкл =16 кА ≥ Iн.цепи = 146кА;
Iн.выкл = 16 кА ≥ Imax.цепи = 146кА
Выбираем выключатель ВБН-275-201600УХ11
Таблица 8.1 – Технические данные выключателей
2 Выбор разъединителей на РУВН-220кВ
Разъединители выбираются по тем же условиям (8.1) а проверяются только на термическую и динамическую устойчивость
Выбираем подвесной разъединитель типа РДЗ-2202000НУХЛ 1
Данный разъединитель удовлетворяет условиям:
Uн.раз = 220 кВ ≥ 220 кВ = Uуст;
Iн.раз = 2 кА ≥ 1503 кА = Iн.цепи;
Iн.раз = 2 кА ≥ 1503 кА = Imax.цепи.
Проверяем выбранный разъединитель:
- на электродинамическую стойкость по условию (8.6):
- на термическую устойчивость по условию (8.7):
Выбранный разъединитель подходит по всем параметрам.
3 Выбор разъединителей на РУСН-110кВ
Выбираем разъединитель типа РДЗ-1101000Н УХЛ 1[4].
Uн.раз = 110 кВ ≥ Uуст.выкл = 110 кВ;
Iн.раз = 1 кА ≥ Iн.цепи = 0668 кА;
Iн.раз = 1 кА ≥ Imax.цепи = 0935 кА.
Параметры выбранных разъединителей сведем в таблицу 8.4.
РДЗ: Р – разъединитель Д – наличие колонок: двухколонковый З – наличие заземлителей.
4 Выбор разъединителей на РУ 6кВ.
Выбор разъединителей в цепях СН не производится так как они входят в К-105.
5 Выбор генераторных разъединителей.
Разъединители на ТВФ-100-2 и ТГВ-500-4ЕУ3 находятся в элегазовых генераторных распредустройствах (ЭГРУ) HECS-100 и HEC-7B.
Таблица 8.2 – Технические данные разъединителей
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Измерительный трансформатор—электрический трансформатордля контролянапряжениятокаилифазысигнала первичной цепи. Измерительный трансформатор рассчитывается таким образом чтобы оказывать минимальное влияние на измеряемую (первичную) цепь; минимизировать искажения пропорции ифазыизмеряемого сигнала в измерительной (вторичной) цепи.
1 Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформатор тока выбирается по цепи самого мощного присоединения т.е. по цепи генератора и трансформатора.
Трансформаторы тока выбираем по условию:
1.1 Выбор трансформатора тока на РУВН-220кВ
Выбираем трансформатор тока ТВ-220-I-15005-У2 встроенный в блочный выключатель ВГБУ-220 исполнение вторичной обмотки 15005.
Данный трансформатор тока удовлетворяет условиям (9.1):
Uн.выкл =220 кВ Uуст.выкл = 220 кВ;
Iн.выкл =15 кА Iн.цепи = 1503 кА;
Iн.выкл =15 кА Imax.цепи = 1503 кА.
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям.
1.2 Выбор трансформатора тока на РУСН-110кВ
Выбираем трансформатор тока ТВ-110-I-10005-У2 встроенный в блочный выключатель ВГБУ-110 исполнение вторичной обмотки 10005.
Uн.выкл =110 кВ Uуст.выкл = 110 кВ;
Iн.выкл = 1 кА Iн.цепи = 0668 кА;
Iн.выкл = 1 кА Imax.цепи = 0935 кА.
Таблица 9.4 – Технические данные трансформаторов тока
Тип трансформатора тока
1.3 Выбор трансформатора тока на РУ 6 кВ
Выбор трансформаторов тока в цепях СН не производятся так как они встроены в КРУ К-105.
2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются по одному на каждую систему шин а если она секционирована то на каждую секцию. Трансформаторы напряжения выбирается при условии что одна из систем шин выведена в ремонт.
Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:
2.1 Выбор измерительных трансформаторов напряжения на РУСН-110кВ
Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-110-99 У1 [9].
Данный трансформатор напряжения удовлетворяет условиям (9.9):
Трансформатор напряжения проверяем по вторичной нагрузке:
S2номTV ≥ S2расч (9.10)
Номинальная мощность в выбранном классе точности 05 = 400 В.
Таблица 9.5 – Приборы подключенные к трансформатору напряжения на РУСН-110 кВ
Потребляемая мощность
Вольтметр с перекл. на каждую фазу
Регистрирующие приборы
Суммирующий ваттметр
Приборы синхронизации
с двухсторонней шкалой
S2 расчет. = 194 ВА;
S2ном = 400 ВА > 194 ВА.
Выбранный трансформатор напряжения типа НКФ-110-99 У1 проходит по вторичной нагрузке. Устанавливаем 2 трансформатора напряжения на 2 системы шин.
2.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения на РУВН-220кВ
Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-220-58 У1 [9].
Номинальная мощность в выбранном классе точности 1 = 600 ВА.
Таблица 9.6 – Приборы подключенные к трансформатору напряжения на РУВН-220кВ
Потребляемая мощность одной катушкой ВА
S2 расчет. = 232 ВА; S2ном = 400 ВА > 232 ВА.
НКФ-220-58 У1 проходит по вторичной нагрузке в выбранном классе точности.
Выбор и расчет токоведущих частей
1 Выбор токопроводов
От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом. Применение закрытых экранированных токопроводов позволяет исключить опасные для генератора междуфазные к.з. защитить шинопроводы от попадания на них пыли влаги посторонних предметов уменьшить электродинамические силы действующие на шины при внешних к.з. а также упростить процесс монтажа токопроводов.
1.1 Выбор токопроводов для генератора ТГВ-500-4ЕУЗ
Выбирается комплектный пофазно-экранированный токопровод ТЭНЕ-20-20000- 560УХЛ1. Токопровод с компенсированным внешним электромагнитным полем предназначен для электрических соединений на электрических станциях турбогенераторов мощностью до 1200 МВт с силовыми повышающими трансформаторами и отпайки к трансформатору собственных нужд.
Проверяем токопровод по условиям
где – наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима при условии работы генератора при снижении напряжения на 5% определяем по формуле:
Данный токопровод проходит по всем параметрам.
1.2. Выбор комплектного токопровода для генераторов ТВФ-100-2
Выбираем комплектный токопровод ТЭНЕ-20-8000-3000 УХЛ1:
2.1 Выбор сборных шин и ошиновки для РУВН-220кВ
Выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах то есть по току наиболее мощного присоединения генератора трансформатора:
Iнцепи = Imaxцепи = 1503 кА.
Выбираем гибкие шины выполненные проводами марки АС-50064 с расщеплением в фазе n=2 и доп I = 945А (вне помещения) [ПУЭ Таблица 1.3.29].
Iдоп > Imax . (10.4)
Iдоп = 20945 = 189 кА;
Iдоп = 1.89 > 1.503 = Imax.
На термическую стойкость не проверяем т.к. голые провода на открытом воздухе [ПУЭ].
Проведем проверку на схлёстывание так как :
Определяем усилие от длительного протекания тока двухфазного короткого замыкания Нм:
где D – расстояние между фазами D = 4 м;
I(2) – среднеквадратичное значение тока двухфазного тока КЗ можно принять
Определяем силу тяжести 1 м токопровода с учётом внутрифазных распорок Нм:
где m = 1852 кг – масса одного метра токопровода.
Определяем отношения:
где h – максимальна расчётная стрела провеса провода в каждом пролёте при максимальной расчетной температуре м;
tэк – эквивалентное по импульсу время действия быстродействующей защиты с:
tэк = tз + 005 = 01 + 005 = 015 с
где tз = 01 – действительная выдержка времени защиты от токов КЗ.
По диаграмме [5 рисунок 4.8] в зависимости от и определяется отклонение провода b м:
Найденное значение b сравнивают с максимально допустимым:
где d – диаметр токопровода;
адоп – наименьшее допустимое расстояние между соседними фазами в момент их наибольшего сближения.
Для ОРУ 220 кВ согласно ПУЭ адоп=095 м.
Условие (10.10) выполняется следовательно схлёстывания не произойдёт.
Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.
Начальная критическая напряженность:
где r0 = d2 = 153 см; m = 082 – коэффициент шероховатости провода.
Напряженность вокруг расщепленного провода:
k – коэффициент учитывающий число проводов в фазе при n=2
где а – расстояние между проводами в расщепленной фазе принимается в установках 220 кВ равным 30 см.
rэкв – эквивалентный радиус определяем по формуле:
где Dcp – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см:
Dср =126D =126*400 =504 см. (10.15)
Принимаем U = 242 кВ так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 11Uном.
Провода не будут коронировать если наибольшая протяженность поля у поверхности любого провода не более 09Е0 поэтому условие отсутствия короны:
637 кВсм 27765кВ см то есть провод АС-50064 с расщиплением на два по условиям короны проходит.
2.2 Выбор сборных шин и ошиновки для РУСН-110кВ
Выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах то есть по току наиболее мощного присоединения:
Принимаем марку провода АС-60072.
Выбранный провод проверяем по следующим условиям (10.10):
Iдоп = 1050 > 0954 = Imax.
На схлестывание не проверяем т.к :
где r0 = d2 = 166 см; m = 082 – коэффициент шероховатости провода.
Dср =126D =126*300 =378 см. (10.13)
Принимаем U = 121 кВ так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 11Uном.
71 кВсм 24 кВсм то есть провод АС-60072 с расщиплением по условиям короны проходит.
Токопроводы служат для соединения генераторов с силовыми трансформаторами и с трансформаторами собственных нужд. При мощности генераторов 200 МВт и выше как внутри здания электростанции так и вне него используются пофазно-экранированные токопроводы с естественной или принудительной вентиляцией. Применение закрытых экранированных токопроводов заводского исполнения позволяет: исключить опасные для генераторов междуфазные КЗ на участке генератор-трансформатор; защитить шинопроводы от попадания на них пыли влаги и посторонних предметов; уменьшить потери энергии; ускорить и упростить процесс монтажа токопроводов. В последнее время в основном стали использоваться только пофазно-экранированные токопроводы типа ТЭН (токопровод экранированный непрерывный). Для уменьшения потерь энергии в кожухах такие токопроводы снабжают специальными устройствами включаемыми между кожухами различных фаз.
Токоведущие части в РУ 35 кВ и выше обычно выполняются сталеалюминевыми проводами АС. В некоторых конструкциях ОРУ часть или вся ошиновка может выполняться алюминиевыми трубами.
Выбор конструкции распределительных устройств
Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводом соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на том же уровне присоединить выключатель.
В данном курсовом проекте была спроектирована государственная районная электростанция мощностью 2200 МВт связанная с энергосистемой воздушными линиями 220 кВ и линиями 110 кВ с потребителем.
В ходе выполнения курсового проекта был произведен расчет по наиболее экономичному варианту схемы. Было выбрано основное оборудование рассчитано количество линий и выбраны схемы РУ. Также произведен расчет токов трехфазного короткого замыкания для пяти точек по результатам которых были выбраны выключатели разъединители трансформаторы тока и напряжения а также токоведущие части. Кроме этого были выбраны трансформаторы собственных нужд. Выбор современного оборудования позволяет повысить суммарный КПД и надежность работы электростанции.
В графической части приведены полная принципиальная электрическая схема ГРЭС 2200 МВт и разрез ячейки обходного выключателя ОРУ 110 кВ.
Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. – М.: Минэнерго СССР 1988. [НТ11]
Двоскин Л.И.Схемы и конструкции распределительных устройств. – М.:Энергоатомиздат1985.
Смирнов А.Д. Антипов К.М. Справочная книжка энергетика. – М.: Энергоатомиздат 1984.
Справочный материал для курсового проектирование по станциям. Составители: Т.Ю. Волкова Г.М. Юлукова. – Уфа 2004
Рожкова Л.Д. Карнеева Л.К. Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования. – М.: Издательский центр «Академия» 2014.
Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков. Электрическая часть станций и под-станций. Справочные материалы. – М. Энергоатомиздат 1989 – 608 с.
Правила устройства электроустановок. 7-е изд. НЦ ЭНАС2003.
) Схема ЭГРУ HECS-80HECS-100

Задание.doc

ФГБОУ ВПО Уфимский государственный авиационный технический университет
Факультет: АВИЭТКафедра: Электромеханики
на курсовое проектирование
по дисциплине «Электрические станции и подстанции»
Тема: ГРЭС 2200 МВт. Электрическая часть
Технические условия:
Связь с системой по ВЛ 220 кВ.
Выдаётся с шин: PMAX 110 = 290 МВт PMIN 110 = 120 МВт.
Коэффициент мощности: cos = 09.
Время использования максимальной нагрузки TMAX = 6400 часов.
Мощность КЗ энергосистемы присоединения на 220 кВ составляет
SП0 С 220 = 3500 МВА.
Длина линий электропередач с энергосистемой LЛЭП 220 = 36 км.
аннотация; введение; выбор структурной схемы числа и мощности трансформаторов; расчет количества линий; выбор схемы распределительных устройств с технико-экономическим анализом вариантов; выбор схемы питания собственных нужд; расчет токов КЗ; выбор выключателей разъединителей трансформаторов тока и напряжения; выбор основных токоведущих частей; выбор конструкции распределительных устройств; заключение.
полная принципиальная схема подстанции – А1 план подстанции или разрез ячейки РУ (по указанию руководителя) – А1.
Срок выполнения: декабрь 2015 г.

Принципиальная схема ГРЭС 2200.cdw

Титульник.doc

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Уфимский государственный авиационный технический университет
Кафедра электромеханики
Электрическая часть
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
(обозначение документа)

Ячейка ОРУ 110 кВ.cdw

Cодержание.doc

Выбор двух вариантов структурных схем ГРЭС8
1 Выбор структурной схемы ГРЭС для первого варианта8
2 Выбор структурной схемы ГРЭС для второго варианта9
Выбор основного оборудования ГРЭС10
1 Выбор генераторов10
2 Выбор блочных трансформаторов11
3 Выбор автотрансформаторов связи15
4 Схемы перетоков мощностей для двух вариантов схем18
Расчет количества линий распределительных устройств20
1 Число линий среднего напряжения20
2 Число линий высокого напряжения20
Выбор схем распределительных устройств22
Технико-экономическое сравнение вариантов25
1 Расчет капитальных затрат25
2 Разница в затратах между двумя вариантами29
Схема собственных нужд проектируемого объекта30
1 Выбор схемы питания собственных нужд30
2 Выбор трансформаторов собственных нужд31
Расчет токов короткого замыкания34
1 Составление расчетной схемы ГРЭС34
2 Расчет сопротивлений35
3 Расчет токов короткого замыкания в точке К138
4 Расчет токов короткого замыкания в точке К242
5 Расчет токов короткого замыкания в точке КЗ43
6 Расчет токов короткого замыкания в точке К445
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К546
Выбор выключателей и разъединителей49
1 Выбор выключателей49
2 Выбор разъединителей на РУВН-220кВ59
3 Выбор разъединителей на РУСН-110кВ60
4 Выбор разъединителей на РУ-6кВ61
5 Выбор генераторных разъединителей61
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения62
1 Выбор измерительных трансформаторов тока62
2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения63
Выбор и расчет токоведущих частей68
1 Выбор токопроводов68
2 Выбор гибких шин69
Выбор конструкции распределительных устройств76