Проектирование электрической части ТЭЦ 5х120 МВт

Реферат1.doc

Порохин А.И. ТЭЦ – уголь: ТПЖА.566742.064.ПЗ. Курсовой проект ВятГУ каф. ЭС; рук. Новиков А.В..- Киров 2014. Гр.ч. 2л. ф.А1 ПЗ 71 с. 19 рис. 226 табл. 3 источников.
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА ГЕНЕРАТОР АВТОТРАНСФОРМАТОР ТОКОПРОВОД КАБЕЛЬНАЯ ЛИНИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ ТРАНСФОРМАТОР НАПРЯЖЕНИЯ ВОЗДУШНАЯ ЛИНИЯ СБОРНЫЕ ШИНЫ ЗАЗЕМЛЕНИЕ.
Объект разработки – ТЭЦ– уголь.
Цель курсового проекта – разработка главной схемы электрических соединений схемы собственных нужд ТЭЦ выбор оборудования расчет технико-экономических показателей.
Метод проведения работы – составление двух вариантов схемы электрических соединений из которых наиболее оптимальный выбирается на основании технико-экономического сравнения.
Рассматриваются вопросы рациональной компоновки ОРУ с применением стандартных схем электрических соединений а также выбор вспомогательного оборудования и схем управления выключателем.

ведомость.spw

Пояснительная записка
План и разрез ячейки
трансформатора ОРУ 110 КВ
электрических соединений

Курсовой Порохин ЭЧС1.doc

Выбор генераторов трансформаторов главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд6
Составление конкурентоспособных вариантов главной схемы электрических соединений станцииОшибка! Закладка не определена.
Выбор числамощности и типа повышающих трансформаторов трансформаторов связи и трансформаторов собственных нуждОшибка! Закладка не определена.
1 Построение графиков нагрузки.9
2 Выбор трансформаторов12
3 Выбор блочных трансформаторов12
4Выбор трансформаторов связи13
5 Выбор трансформаторов собственных нужд18
Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы20
1Определяем потери в трансформаторах Т1 Т2:22
2Определяем потери в трансформаторе Т3Т4 и Т5:22
3Потери в автотрансформаторах связи АТ1 АТ2АТ3:23
4Определяем потери в трансформаторе Т124
5Определяем потери в трансформаторах Т2 Т3:24
6Определяем потери в трансформаторе Т4Т5:25
7Потери в автотрансформаторах связи АТ1 АТ2АТ3:25
Обоснование выбора схем РУ разного напряжения. Предварительный выбор реакторов и выключателей28
1. Выбор схем РУ различных напряжений.28
2. Выбор реакторов29
3. Предварительный выбор выключателей.29
Расчётная схема с указанием точек к.з. подлежащих расчёту. Выбор количества и места точек к.з.32
Расчёт токов трёхфазного к.з. и тепловых импульсов для всех точек34
1Расчет токов короткого замыкания в точке К137
2Расчет токов короткого замыкания в точке К242
3Расчет токов короткого замыкания в точке К344
4 Расчёт тепловых импульсов в точках К1 К2 К3.46
Окончательный коммутационных аппаратов токоведущих частей и сборных шин измерительных трансформаторов ОПН48
1 Определение расчётных условий для выбора аппаратов и проводников по продолжительным режимам работы48
2 Выбор выключателей и разъединителей51
3Выбор коммутационных аппаратов для 105 кВ53
4 Выбор токоведущих частей и сборных шин54
Цепь от генератора до блочного трансформатора и от генераторов до фасадной стены главного корпуса54
Цепь от шин генератор-трансформатор до трансформатора собственных нужд54
5 Выбор ограничителей перенапряжения60
6 Выбор трансформаторов тока60
7 Выбор трансформаторов напряжения63
Выбор и обоснование конструкции РУ высокого напряжения.65
Расчет заземляющего устройства. Схема контура заземления67
Приложение А(справочное)72
Библиографический список72
В данном курсовом проекте выбирается электрооборудование ТЭЦ рассчитывается его стоимость целесообразность экономичность. Выбирается наиболее подходящая структурная схема ТЭЦ по технико-экономическим показателям. Энергоносителем ТЭЦ является уголь а в качестве основной нагрузки потребителей – станкостроительная промышленность. Генераторы ТЭЦ работают круглосуточно и независимо от времени года вырабатывают номинальную мощность. Недостаток мощности потребляется из энергосистемы.
Исходные данные для курсового проекта:
Тип ЭС вид топлива: ТЭЦ-уголь
Число и мощность: 5х120 МВт
Нагрузка потребителей I:
Число и максимальная мощность линий: 24х22 МВт
Коэффициент мощности о.е.: 085
Нагрузка потребителей II:
Число и максимальная мощность линий: 11х50 МВт
Коэффициент мощности о.е.: 088
Энергосистема и связь с ней:
Мощность системы: 5000 МВА
Число и данные линий связи: 2х79 км
Реактивное сопротивление системы
отнесенное к мощности системы: 104 о.е.
Нагрузкой на напряжениях U1 и U2 являются предприятия станкостроительной промышленности.
Выбор генераторов трансформаторов главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд
По заданной номинальной мощности Рн=120МВт и номинальному напряжению Uном=105 выбирается турбогенератор типа ТВФ – 120 – 2У3.
Номимальные параметры данного генератора приведены в таблице 1.
Таблица 1- Номинальные параметры данного генератора
Турбогенератор ТВФ-120-2УЗ имеет:
-схема соединения обмоток –
-система возбуждения:
ВЧ – возбуждение от машинного возбудителя переменного тока повышенной частоты соединенного непосредственно с валом генератора через отдельно стоящее выпрямляющее устройство (тип:ВТД-490-3000УЗ);
Составление конкурентоспособных вариантов главной схемы электрических соединений станции
Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов трансформаторов) распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами разного напряжения и связи между этими РУ.
На проектируемой станции присутствуют РУ двух напряжений: 10 и 110 кВ. Связь с системой осуществляется на напряжении 220 кВ.
Варианты структурной схемы станции составляются таким образом чтобы переток мощности с одного РУ на другое был минимальным. Переток мощности изменяется с изменением распределения генераторов между РУ.
Два составленных варианта структурной схемы станции показаны на рисунках 1 и 2.
Рисунок 1 – первый вариант схемы ТЭЦ.
Рисунок 2 – второй вариант схемы ТЭЦ.
Таким образом схемы отличаются расположением генераторов относительно РУ а так же в первой схеме присоединение потребителей осуществляется с помощью ГРУ а во второй схеме с помощью КРУ.
Выбор числамощности и типа повышающих трансформаторов трансформаторов связи и трансформаторов собственных нужд
1 Построение графиков нагрузки.
Характерный суточный график электрических нагрузок для предприятий станкостроительной промышленности приведен на рис.3 .
Рисунок 3 - График нагрузки потребителей
Величина максимальной активной нагрузки МВт
где Nл – количество линий шт
Рл – мощность одной линии МВт
Максимальная реактивная мощность потребителей Мвар
Полная мощность потребителей МВА
Для потребителей на напряжении 105 кВ:
Мощностей в зависимости от нагрузки потребителей 105 кВ представим в
Таблица 2- Мощности в зависимости от нагрузки потребителей 105кВ
Рисунок 4-График нагрузки для потребителей 105 кВ
Для потребителей на напряжении 110 кВ:
Мощностей в зависимости от нагрузки потребителей 110 кВ представим в
Таблица 3- Мощности в зависимости от нагрузки потребителей 110 кВ
Рисунок 5-График нагрузки для потребителей 110 кВ
По графику нагрузки потребителей(рисунок1) минимальная активная нагрузка потребителей равна 45% от номинального значения. Коэффициенты мощностей нагрузок считаем равными в обоих режимах(максимальных и минимальных нагрузок).
Рассчитаем минимальные нагрузки для потребителей на напряжение 105 кВ:
Рассчитаем минимальные нагрузки для потребителей на напряжение 110 кВ:
2 Выбор трансформаторов
Критерием выбора любого трансформатора или автотрансформатора работающего не в комбинированном режиме является превышение любой из возможных протекающих через него мощностей его номинальной мощностью. Если трансформатор работает в блоке с генератором то его рекомендуется выбирать без устройства РПН в остальных случаях устройство регулирования под нагрузкой необходимо.
Выбор трансформаторов включает в себя определение числа типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы поектируемой электроустановки .
Рекомендуется применять трехфазные трансформаторы и только в случае невозможности изготовления заводами трехфазных трансформаторов необходимой мощности или при наличии трансформаторных ограничений допускается применение групп из двух трехфазных или трех однофазных трансформаторов .
3 Выбор блочных трансформаторов
Трансформаторыработающие в блоке с генератором выбраны исходя из мощности генератора ( Sтр>=Sген) и напряжения которое необходимо получить из генераторного.
В качестве трансформатора Т1(рисунок 1) с высшим напряжением 220 кВ выбираем трансформатор ТДЦ-125000220.
В качестве трансформатора Т1(рисунок.12) с высшим напряжением 110 кВ выбираем трансформатор ТДЦ-125000110.
Основные параметры блочных трансформаторов сведены в таблицу 4.
Таблица 4 – Основные параметры блочных трансформаторов
4Выбор трансформаторов связи
Переток полной расчетной мощности через трансформаторы связи МВА
где -активная мощность генератора Мвт ;
-активная мощность собственных нужд электростанции Мвт
– коэффициент нагрузки собственных нужд % по [2таблица 5.2]
-активная мощность нагрузки МВт ;
-реактивная мощность генератора МВАр ;
-реактивная мощность собственных нужд электростанции МВАр
-реактивная мощность нагрузки .
Далее трансформатор выбирается исходя из трех условий:
где -переток мощности через трансформаторы связи в режиме максимальной нагрузки
-переток мощности через трансформаторы связи в режиме минимальной нагрузки
-переток мощности через трансформаторы связи в аварийном режиме.
Выбор трансформаторов связи 105220 кВ для первого варианта структурной схемы по рисунку 3.
Переток мощности через трансформатор связи в режиме максимальной нагрузки МВА по формуле (1.4)
Переток мощности через трансформатор связи в режиме минимальной нагрузки МВА по формуле (1.4)
Переток мощности через трансформаторы связи в аварийном режиме(работает один генератор) МВА по формуле (1.4)
Выбираем мощность трансформаторов связи по условию (15) МВА
Трансформатор связи 105220 кВ выбирается по типа ТРДЦН – 160000220 основные параметры которого представлены в таблице 5.
Таблица 5 – Основные параметры трансформаторов связи
Выбор автотрансформаторов связи 220110 кВ для первого варианта структурной схемы произведём по рисунку 3.
Найдём перетоки мощностей через автотрансформаторы при минимальной нагрузке потребителей I и минимальной нагрузке потребителей II.
Найдём перетоки мощностей через автотрансформаторы при максимальной нагрузке потребителей I и потребителей II.
Найдём перетоки мощностей через автотрансформаторы при аварийном режиме(отключен генератор G2 со стороны потребителей I и II – максимальная нагрузка).
Наибольший переток мощности через автотрансформаторы наблюдается при аварийном режиме.
Выбираем автотрансформатор АТДЦТН-200000220 основные параметры которого приведены в таблице 6.
Выбор автотрансформаторов связи 220110 кВ для второго варианта структурной схемы произведём по рисунку 4.
Найдём перетоки мощностей через автотрансформаторы при минимальной нагрузке потребителей II.
Найдём перетоки мощностей через автотрансформаторы при максимальной нагрузке потребителей II.
Найдём перетоки мощностей через автотрансформаторы при аварийном режиме(генератор G1 отключен).
Таблица 6 – Основные параметры автотрансформаторов связи
Перетоки мощности в двух вариантах схемы в режиме минимума и максимума:
Рисунок 6 – Схема №1 режим минимума нагрузок.
Рисунок 7 – Схема №1 режим максимума нагрузок.
Рисунок 8 – Схема №2 режим минимума нагрузок.
Рисунок 9 – Схема №2 режим максимума нагрузок.
5 Выбор трансформаторов собственных нужд
Для выбора трансформаторов необходимо определить мощность потребляемую механизмами собственных нужд которая зависит от типа и мощности электрической станции от рода и качества топлива от способа его сжигания и от некоторых других условий.
Так как проектируемой электростанцией является ТЭЦ вид топлива – уголь то следует принять что на собственные нужды идет от активной мощности каждого турбоагрегата. Тогда активная мощность собственных нужд одного генератора электростанции МВт
где – активная мощность генератора МВт.
Реактивная мощность собственных нужд одного блока электростанции МВАр
Полная мощность собственных нужд одного блока МВА
Собственные нужды получают питание от рабочих трансформаторов с.н. присоединенных на ответвление между генератором и силовым трансформатором. Мощность рабочего трансформатора с.н. одного блока выбирается из условия МВА
Таким образом следует выбирать ТДНС-1600020.
Согласно НТП для электрических станций в качестве резервного ТСН необходимо использовать пускорезервный ТСН который присоединяется к шинам РУ 110 кВ.
Мощность пускорезервных трансформаторов с.н. выбирается из условия МВА
В качестве ПРТСН присоединенных к шинам РУ 110 кВ следует выбрать трансформаторы ТДН–25000110.
Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы
Экономическая целесообразность схемы определяется критерием минимума дисконтированных издержек :
где К – капиталовложения на сооружение установки тыс.руб.;
ИОРК – издержки на обслуживание и ремонт тыс.руб.;
ИПОТК – стоимость потерь электроэнергии тыс.руб.;
ТР – расчетный период равный 1 год;
i – коэффициент дисконтирования.
Т.к. сравниваются равноценные по надежности схемы ущерб от недоотпуска электроэнергии не учитывается.
Капиталовложения К определяются по укрупненным показателя стоимости элементов схемы. Для упрощения расчета повторяющиеся в вариантах элементы не учитываются. Расчет капитальных затрат приведен в таблице 7.
Таблица 7 – Расчет капитальных затрат
Стоим.единицы тыс.руб.
С учетом индекса роста цен к=60
Издержки на обслуживание и ремонт определяются по формуле:
где НОР – норматив отчислений на обслуживание и ремонт %;
Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле:
где bПОТ – средний тариф на электроэнергию принимается равным
Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле:
где Рх – потери мощности холостого хода кВт;
Рк– потери мощности короткого замыкания в обмотках кВт;
Sмах.– расчетная(максимальная) нагрузка трансформатора МВЧА;
Sном – номинальная мощность трансформатора МВЧА;
Т – продолжительность работы трансформатораравная 8760 ч;
-продолжительность максимальных потерь определяется в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки ТМ. ч;
n – продолжительность текущего ремонта в году календарных суток.
Для блочных трансформаторов:
Определяем потери в блочных трансформаторах по (1.9).
Т1: ТРДЦН – 160000220
Т2: ТРДЦН – 160000220
АТ1: АТДЦТН – 200000220110
АТ2: АТДЦТН – 200000220110
АТ3: АТДЦТН – 200000220110
1Определяем потери в трансформаторах Т1 Т2:
Определяем максимальный переток мощности через трансформаторы Т1 и Т2:
Переток мощности через трансформаторы Т1 и Т2 представим в таблице 8
Таблица 8 – Переток мощности через трансформаторы Т1 и Т2
Определяем время использования максимальной нагрузки
Продолжительность максимальных потерь ч:
Потери электроэнергии (ремонт 4 сутгод):
2Определяем потери в трансформаторе Т3Т4 и Т5:
Это блочные трансформаторы то есть они загружен на постоянную мощность.
Предусматриваем ремонт трансформатора в течение 4 сутгод
3Потери в автотрансформаторах связи АТ1 АТ2АТ3:
Обмотка среднего напряжения не загружена число часов максимальных потерь для обмоток высшего и низшего напряжения равно друг другу
Для нахождения определим время максимальных потерь с помощью графиков перетоков мощности через автотрансформатор расчет перетока мощности представлен виде таблицы 9.
Таблица 9 – Переток мощности через АТ1 и АТ2 и АТ3
Определяем время использования максимальной нагрузки(7 сутгод)
Потери электроэнергии:
4Определяем потери в трансформаторе Т1
Это блочный трансформатор то есть он загружен на постоянную мощность.
5Определяем потери в трансформаторах Т2 Т3:
Определяем максимальный переток мощности через трансформаторы Т2 и Т3:
Переток мощности через трансформаторы Т2 и Т3 представим в таблице 10
Таблица 10 – Переток мощности через трансформаторы Т2 и Т3
6Определяем потери в трансформаторе Т4Т5:
7Потери в автотрансформаторах связи АТ1 АТ2АТ3:
Для нахождения определим время максимальных потерь с помощью графиков перетоков мощности через автотрансформатор расчет перетока мощности представлен виде таблицы 11.
Таблица 5 – Переток мощности через АТ1 и АТ2 и АТ3
Продолжение таблицы 11
Годовые эксплуатационные издержки
А) Издержки на обслуживание и ремонт:
ИОР1 = 0049Ч60(810+538)+0059Ч60(420)=544992 тыс.руб
ИОР2 = 0049Ч60(186+810+26)+0059Ч60(560+18)=50508 тыс.руб
Б) Стоимость потерь электроэнергии:
Cтоимость 1кВт х ч=35 руб=00035 тыс. руб
ИПОТ1 =00035(1993774777+199377477+384681+384681+384681+1301468014+
+1301468014+1301468014) =68013406 тыс.руб
ИПОТ1 = 00035(37064592+1892768374+1892768374+3846816+3846816+1336252445) =67180349 тыс.руб
Окончательно дисконтированные издержки для различных вариантов схем определятся:
Наименьшие дисконтированные издержки имеет вариант структурной схемы №2 поэтому этот вариант схемы электростанции принимается в качестве проектного решения.
Обоснование выбора схем РУ разного напряжения. Предварительный выбор реакторов и выключателей
1. Выбор схем РУ различных напряжений.
Определяющими критериями при выборе схем РУ являются надежность экономичность ремонтопригодность безопасность обслуживания и оперативная (техническая) гибкость.
В качестве схемы РУ 220 кВ (6 присоединения) принимается схема «одна секционированная система сборных шин с обходной системой шин ». Данная схема позволяет выводить в ремонт один из выключателей присоединения.
РУ 110 кВ принимается схема «Две секционированные системы сборных шин с обходной системой шин ». Схема очень надёжна и является одной из самых распространённых на данном напряжении Т.к. количество присоединений превышает 16 а именно 20 то секционируются обе рабочие системы шин.При секионировании объединяем функции обходного и шоносоединитльного выключателей.
Два пускорезервных трансформатора подключаются на РУ 110 кВ.
Главная схема ТЭЦ представлена на Рисунке 10.
Рисунок 10 – главная схема схема ТЭЦ
Так как к КРУ 10 кВ присоединена достаточно существенная нагрузка токи через реакторы будут большими. Поэтому устанавливаем 2 реактора в параллель (см Рис. 10)
Выбор реакторов производится при условии что в работе находится только один блок и весь ток проходит через 2 реактора.
Ток через реактор 12:
Выбираем реакторы РБД 10-2500-014 УЗ
Параметры выбранных реакторов представлены в таблице 12
Таблица 12 – Параметры реактора РБДГ 10-2500-014 УЗ
Длительно допустимый ток при естественной циркуляции кА
Номинальное индуктивное сопротивление Ом
Ном потери нафазу кВт
Ток электродинамич. стойкости (амплитуда) кА
Ток термич. стойкости кА
Допуст. время возд. тока термич. стойкости с
3. Предварительный выбор выключателей.
Выключатели выбираются по току наиболее загруженного присоединения.
Генераторные выключатели
Устанавливаем генераторный маломасляный выключатель МГУ-20-909500УЗ его параметры представим в таблице 13
Таблица 13– Параметры выключателя МГУ-20-909500УЗ
Предельный сквозной ток кА
Ном ток включения кА
Начальн действ знач-е периодич сост-ей
Выключатели КРУ 10 кВ
Выбираем данный выключатель по максимальному току проходящему через реактор
Выбираем выключатель ВМПЭ-10-3150-315 УЗ
Параметры данного выключателя приведены в таблице 14
Таблица 14 – Параметры выключателя ВМПЭ-10-3150-315 УЗ
Выключатели ОРУ 110кВ
Выключатель выбирается по току отходящих линий.
Выбираем выключатель ВМТ-110Б-251250УХЛ1. Параметры выключателя представлены в таблице 15
Таблица 15 – Параметры выключателя - ВМТ-110Б-251250УХЛ1
Выключатели ОРУ 220кВ
С ОРУ 220 кВ в режиме максимума нагрузки в ОРУ 110 кВ уходит мощность 809x3МВт. Поэтому ток в одной линии будет равен:
Выбираем выключатель ВМТ-220Б-251250УХЛ1. Параметры выключателя представлены в таблице 16
Таблица 16– Параметры выключателя ВМТ-220Б-251250УХЛ1
Расчётная схема с указанием точек к.з. подлежащих расчёту. Выбор количества и места точек к.з.
В данном проекте для выбора проводников и аппаратов производится расчёт трехфазного КЗ в 3 отличных точках: на шинах высшего напряжения (220 кВ) и на шинах среднего напряжения (110 кВ) и в месте установки генераторного выключателя.Расчётная схема с указаним точек КЗ представлена на рисунке 11.
Рисунок 11 – Расчётная схема КЗ.
Для проверки проводников и аппаратов присоединения по аварийному режиму необходимо правильно оценить расчетные условия короткого замыкания: составить схему замещения наметить места расположения расчетных точек к.з. определить расчетное время протекания токов к.з.
Расчёт тока КЗ с учётом действительных характеристик и действительного режима работы всех элементов энергосистемы весьма сложен. Вместе с тем для решения большинства задач встречающихся на практике можно ввести допущения упрощающие расчёты и не вносящие существенных погрешностей. К таким допущениям относятся следующие:
- принимается что фазы ЭДС всех генераторов не изменяются (отсутствие качания генераторов) в течение всего процесса КЗ;
- не учитывается насыщение магнитных систем что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;
- пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов;
- не учитывают кроме специальных случаев ёмкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю;
- считают что трёхфазная система является симметричной; влияние нагрузки на ток КЗ не учитывают;при вычислении тока КЗ обычно пренебрегают активным сопротивлением цепи если отношение хr более трёх.
Указанные допущения наряду с упрощением расчётов приводят к некоторому преувеличению токов КЗ (погрешность практических методов расчёта не превышает 10% что принято считать допустимым).
Кроме того при расчётах не учитывают сопротивления шин РУ электрических аппаратов (выключателей трансформаторов тока и др.) кабельных и воздушных перемычек из-за их небольшой длины.
В целях упрощения расчётов для каждой электрической ступени в расчётной схеме вместо её действительного напряжения на шинах указывают среднее напряжение согласно шкале стандартных напряжений. Приняв для каждой электрической ступени среднее напряжение считают что номинальное напряжение всех элементов включённых на данной ступени равны её среднему значению.
Активное сопротивление электрических машин высокого напряжения во много раз меньше индуктивного поэтому при расчётах им пренебрегают. Аналогично и для трансформаторов. Нагрузки отделённые от места КЗ длинными линиями ступенями трансформации не учитываются.
Условно считают что все синхронные машины до КЗ работали с полной номинальной нагрузкой при номинальном коэффициенте мощности и номинальном напряжении на выводах. Кроме того принимают что все синхронные машины снабжены АРВ и устройствами форсировки возбуждения.
Расчёт токов трёхфазного к.з. и тепловых импульсов для всех точек
Схема замещения необходимая для расчёта токов к.з. приведена на рисунке 12
Рисунок 12 – Схема замещения для расчёта токов к.з.
Далее производится расчет параметров схемы замещения.
Принимаются следующие базисные условия: Sб = 1000 МВА Uб = 115 кВ.
Сопротивление генераторов:
где– значение сверхпереходного индуктивного сопротивления по продольной оси о.е.;
Sб – базисная мощность МВА;
Sном – номинальная мощность генератора МВА.
Сопротивление блочного трансформатора Т1:
Сопротивление блочных трансформаторов Т2345:
Сопротивление автотрансформаторов связи группы АТ1 АТ2АТ3:
Так как сопротивление обмотки среднего напряжения получилось отрицательным то его не учитываем.
Для того чтобы определить сопротивление линий связи с системой нужно выбрать провода для ВЛ.
Выбор производим по методике экономической плотности тока. По предыдущим расчётам использование максимальной нагрузки лежит в интервале от 3000 до 5000 чгод. Следовательно
Ток отходящей к системе линии в режиме минимума нагрузки равен:
Для данного тока выбираем сечение
Минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 220 кВ: 24039мм2
Поэтому выбираем провод АС 33043. Данный провод имеет погонное сопротивление ХL=0422 Омкм
Сопротивление ЛЭП связи с системой:
Сопротивление системы:
Расчёт ведётся в относительных единицах далее для упрощения обозначений индекс «» опускается.
1Расчет токов короткого замыкания в точке К1
Схема замещения путём постепенного преобразования упрощается относительно точки К1.
Рисунок 13– Частично проэквивалентированная схема.
Эквивалентируем источники ЭДС ЕG2 ЕG3 ЕG4 E G5:
Эквивалентируем и Ес:
Рисунок 14 – Полность сэквивалентированная схема.
Таким образом ток трёхфазного к.з. в узле 2 будет равен
Сравним данное значение с рассчитанным в программе TKZи представим данные в таблице 17
Таблица 17 – Расчёт токов трёхфазного к.з. в программе TKZ (узел 2)
Данные по току в узле 2 совпадают с данными полученными при ручном расчёте
Расчёт остальных точек к.з. выполним в программе TKZ
Расчёт ударных токов iуд периодических и апериодических составляющих токов КЗ для момента времени () сведён в таблицу 18
Iпо - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ (для момента начала КЗ t=0);
- периодическую составляющую тока КЗ в момент времени - момент времени соответствующий началу расхождения дугогасительных контактов коммутационного аппарата (выключателя) с;
- собственное время отключения выключателя с; (предполагается установка электромагнитого выключателя с ).
- апериодическая составляющая тока КЗ в момент ;
kу - ударный коэффициент тока КЗ.
Для определения действующего значения периодической составляющей в любой момент КЗ t используется метод типовых кривых. Он основан на использовании кривых изменения во времени отношения действующих значений периодической составляющей тока КЗ от генератора в произвольный и начальный моменты времени т.е
При этом электрическая удалённость точки КЗ от синхронной машины характеризуется отношением действующего значения периодической составляющей тока КЗ генератора в начальный момент КЗ к его номинальному току т.е.
где Iном.ист - номинальный ток источника питающей ветви. Типовый кривые учитывают изменение действующего значения периодической составляющей тока КЗ.
Если то это неудалённое от источника КЗ и . Если то это удалённое от источника КЗ поэтому принимается .
Таблица 18 – Расчётная таблица токов трёхфазного КЗ в точке К1 при расчёте сопротивлений схемы замещения в относительных единицах
Автотрансформаторы АТ1+АТ2+АТ3
Продолжение таблицы 18
G1 – 1975; Система -1717.
G1- 04; Система – 003.
2Расчет токов короткого замыкания в точке К2
Расчёт токов короткого замыкания в узле 4 (К.З на отходящей линии 110 кВ)
Таблица 19– Расчёт токов трёхфазного к.з. в программе TKZ (узел 4)
Таблица 20 – Расчётная таблица токов трёхфазного КЗ в точке К2 при расчёте сопротивлений схемы замещения в относительных единицах
3Расчет токов короткого замыкания в точке К3
Расчёт токов короткого замыкания в узле 5 (К.З на выводах генератора)
Таблица 21 – Расчёт токов трёхфазного к.з. в программе TKZ (узел 5)
Таблица 22 – Расчётная таблица токов трёхфазного КЗ в точке К3 при расчёте сопротивлений схемы замещения в относительных единицах
4 Расчёт тепловых импульсов в точках К1 К2 К3.
Для того чтобы проверить аппараты и проводники на термическую стойкость нужно знать степень термического воздействия тока к.з. Данная степень воздействия определяется значением интеграла Джоуля.
Интеграл Джоуля рассчитывается в программе IMPULS.
Рисунок 15 – Данные по расчёту теплового импульса в точке К1
Рисунок 16 – Данные по расчёту теплов ого импульса в точке К2
Рисунок 17 – Данные по расчёту теплового импульса в точке К3
Результаты расчёта токов КЗ и тепловых импульсов сведены в таблицу 22.
Таблица 22– Результаты расчётов токов КЗ и тепловых импульсов
Окончательный коммутационных аппаратов токоведущих частей и сборных шин измерительных трансформаторов ОПН
1 Определение расчётных условий для выбора аппаратов и проводников по продолжительным режимам работы
При нормальных внешних условиях и любой электрической схеме на напряжение 35 кВ и выше применяется открытое распределительное устройство (ОРУ). В данном проекте есть ОРУ 110 кВ и ОРУ 220 кВ
Для ОРУ используются разъединители горизонтально-поворотного типа. Сборные шины на ОРУ выполняются гибкими из проводов марки АС которые крепятся к железобетонным порталам с помощью подвесных изоляторов.
Расстояния между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ выбираются в соответствии с ПУЭ. Для возможности провоза установки и ремонта оборудования предусматривается наличие дороги.
Расчетными токами продолжительного режима являются ток нормального режима () и наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима ().
Ток нормального режима генераторов кА
Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима генератора определяется при условии работы при снижении генераторного напряжения на 5% кА
Токи нормального и послеаварийного (или ремонтного) режимов трансформаторов Т2Т3 кА:
Токи нормального и послеаварийного (или ремонтного) режимов блочного трансформаторов кА
Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью большей чем мощность генератора поэтому ток наиболее тяжелого режима не будет превышать тока нормального режима генератора.
Блочный трансформатор Т1:
Блочный трансформаторы Т4;Т5:
Токи нормального и послеаварийного режимов автотрансформаторов связи:
Автотрансформаторы АТ1; АТ2;АТ3:
Токи нормального и послеаварийного режимов в линиях нагрузки:
Линии нагрузки 110 кВ:
Линии нагрузки 105 кВ:
Токи нормального и послеаварийного режимов в пускорезервных трансформаторах собственных нужд:
Цепь реактора 105 кВ:
Для сборных шин за расчетный ток принимается ток наиболее мощного присоединения.
Результаты расчетов сведены в таблицу 23 .
Таблица 23 – Результаты расчёта токов для продолжительных режимов
2 Выбор выключателей и разъединителей
Выбор выключателей производится по 7 важнейшим параметрам:
- по напряжению установки
- по длительному току
- по отключающей способности
на симметричный ток отключения
на возможность отключения апериодической составляющей тока к.з.
где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ;
- нормированное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом %;
- по включающей способности
где - ударный ток КЗ в цепи выключателя;
- номинальный ток включения;
- наибольший пик тока включения;
- на электродинамическую стойкость
где - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ;
- наибольший пик по каталогу;
- на термическую стойкость
где - среднеквадратичное значение тока за время его протекания по каталогу;
- длительность протекания тока термической стойкости по каталогу.
Результаты выборы выключателей приведены в Таблице 19:
Выбор разъединителей производится
- по электродинамической стойкости
где и - предельный сквозной ток КЗ (амплитуда и действующее значение);
- по термической стойкости
Результаты выбора разъединителей приведены в таблице 24:
Таблица 24 – Расчетные и каталожные данные для выключателей и разъединителей на 110 и 500 кВ
3Выбор коммутационных аппаратов для 105 кВ
В качестве генераторного выключателя выбираем маломасляный выключатель МГУ-20-909500УЗ
Так как на выводах выключателя будет установлен экранированный токопровод короткое замыкание на выводах генератора впринципе невозможно. Следовательно выбор выключателя проводится только по рабочему току а расчёт к.з. на выводах генератора потребуется нам при выборе токоограничивающих реакторов и выключателей КРУ 105 кВ
Проверка выключателя сведена в таблицу 25.
Таблица 25 – Проверка выключателя МГУ-20-909500УЗ
Выключатель проходит по номинальному напряжению и рабочему току.
4 Выбор токоведущих частей и сборных шин
Цепь от генератора до блочного трансформатора и от генераторов до фасадной стены главного корпуса
Цепь от генератора до трансформатора и от генератора до фасадной стены главного корпуса выполняется комплектным экранированным токопроводом (КЭТ) его параметры представим в таблице 26.
Таблица 26 – Параметры токопровода
ГРТЕ – 10 – 8550 – 250
Uном турбогенератора кВ
Iном турбогенератора кА
Токоведущая шина – d × S мм
Кожух (экран) – D × d мм
Междуфазное расстояние – A мм
Тип опорного изолятора
Шаг между изоляторами мм
Тип встраиваемого TA
ТШВ – 15Б – 8000 5 5
Предельная длина монтажного
Цепь от шин генератор-трансформатор до трансформатора собственных нужд
Цепь от шин генератор-трансформатор до трансформатора собственных нужд выполняется экранированным токопроводом рассчитанным на меньшие токи. Так как при установке экранированного токопровода к.з. на шинах генератора невозможно данный токопровод должен проходить только по рабочему току и номинальному напряжению. Фирма выпускающая данные токопроводы устанавливает в них трансформаторы тока и напряжения согласно техническому заданию поэтому применяем TA и TV такие же как и на токопроводе ГРТЕ – 10 – 8550 – 250
Выбираем токопровод ТЭНЕ-10-2000-128 его параметры представим в таблице 26.
Таблица 23 – Параметры токопровода ТЭНЕ-10-2000-128
Iном собственных нужд кА
Кожух (экран) – D мм
Выбор сборных шин 110 кВ
Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются поэтому выбор сечения шин производится по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равному току наиболее мощного присоединения в данном случае от блочного трансформатора Т4(или Т5)
По данным ПУЭ глава 1.3 принимается провод АС-24032.
допустимый продолжительный ток .
Проверка на схлестывание не производится т.к. .
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условию коронирования не производится так как выбранное сечение больше сечения минимально допустимого.
Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформаторов Т4-Т5 до сборных шин выполняются гибкими проводами. Сечение выбирается по экономической плотности тока .
Принимается провод АС-50027.
Провод проверяется по допустимому току:
Проверка на коронирование и термическое действие тока не проверяется по указанным выше причинам.
Выбор сборных шин 220 кВ
Выбор сборных шин 220 кВ производится аналогично выбору на напряжении 110 кВ.
Учитывая то что ток протекающий по ОРУ 500 кВ в рабочем режиме не превышает 362 А нужно рассмотреть режим максимума нагрузки с генератором выведенным в ремонт так как именно в этом режиме переток мощности через ОРУ будет максимальный.
При отключении генератора G1 нехватка мощности для потребителей составляет 2428 МВт. Ток протекающий по ОРУ 220 кВ равен
Сечение выбирается по экономической плотности тока .
Принимается провод АС-70086.
допустимый продолжительный ток.
Предварительно мы поставили 2 реактора в паралель (Рис 9) так как КРУ 10 кВ выполнено по схеме 2 системы сборных шин и одинарних реакторов на такую нагрузку промышленонсть не выпускает.
Максимальный ток продолжительного режима Imax = 18 кА. Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ на шинах 105 кВ IП0 = 86757 кА. Поэтому предварительно выбирается сдвоенный реактор типа РБД 10-2500-014 УЗ с номинальным током ветви Iном = 2150 кА устанавливаемые параллельно на КРУ.
Условие выбора ректора по длительному току (рассматривается вариант когда один из блоков полностью выведен в ремонт и весь ток идёт через два реактора):
Результирующее сопротивление цепи КЗ при отсутствии реактора:
Требуемое сопротивление цепи КЗ из условия обеспечения номинальной отключающей способности выключателя:
Требуемое сопротивление реактора для ограничения тока КЗ:
Данный реактор не проходит требование по сопротивлению для ограничения тока к.з. Поэтому окончательно выбирается реактор горизонтального исполнения РТСТГ-10 – 3200 – 014У3 с параметрами:
Результирующее сопротивление цепи КЗ с учетом реактора:
Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором:
Проверка стойкости реактора в режиме КЗ
Условие электродинамической стойкости:
Ударный ток КЗ с учётом выбранного реактора:
где Kуд – ударный коэффициент принимаемый по Таблице 12.
Динамический ток выбранного реактора:
Проверка условия электродинамической стойкости:
Выбранный реактор проходит по электродинамической стойкости.
Отключающая способность выключателя
Условие отключающей способности выключателя:
Термическая стойкость
Условие термической стойкости:
Интеграл Джоуля для ветви секционного реактора:
где Tа – постоянная времени затухания апериодической составляющей с принимается по таблице 12.
Расчётное значение интеграла Джоуля для выбранного реактора:
Bзав = 3102 3 = 2883 кА2 с.
Проверка условия термической стойкости:
Выбранный реактор проходит по термической стойкости.
Остаточное напряжение на шинах КРУ при КЗ за реактором и падение напряжения на реакторе
В нормальном рабочем режиме к одной секции может быть присоединено максимум 7 потребителей по 31 МВт.
Выбранный реактор проходит все требования.
5 Выбор ограничителей перенапряжения
Ограничители перенапряжения (ОПН) относятся к высоковольтным аппаратам предназначенным для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных и коммутационных перенапряжении.
В отличие от традиционных вентильных разрядников с искровыми промежутками они не содержат искровых промежутков и состоят только из колонки нелинейных резисторов на основе окиси цинка заключенных в полимерную или фарфоровую покрышку.
Главным обстоятельством определяющим безаварийную работу ограничителей является длительное допустимое рабочее напряжение на аппарате. В Российской Федерации и большинстве стран СНГ оно оговорено директивными документами в рамках соответствующих правил и требований (ПТЭ ПУЭ). По этим требованиям напряжение на подстанциях в нормальном режиме не должно быть более чем 12 Uном в сетях 3-20 кВ и 115 Uном– на подстанциях 35 кВ.
) В нейтраль трансформаторов Т2Т3
6 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока (далее ТТ) предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Токовые цепи измерительных приборов и реле имеют малое сопротивление поэтому трансформатор тока нормально работает в режиме близком к режиму КЗ.
На ТЭЦ ТТ устанавливаются во всех основных цепях. В РУ на каждом выключателе на обмотке НН трансформатора связи. В блоке генератор-трансформатор ТТ устанавливают на стороне ВН блочного трансформатора в комплектном токопроводе.
Трансформаторы тока выбирают:
по напряжению установки
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
по конструкции и классу точности:
по электродинамической стойкости:
где - ударный ток КЗ по расчету; - кратность электродинамической стойкости по каталогу;
- номинальный первичный ток трансформатора тока;
-ток электродинамической стойкости.
Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются;
по термической стойкости
где - тепловой импульс по расчету;
- кратность термической стойкости по каталогу;
- время термической стойкости по каталогу;
- ток термической стойкости.
по вторичной нагрузке
где - вторичная нагрузка трансформатора тока;
- номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.
Произведем выбор ТТ применяемого в комплектном пофазно-экранированном токопроводе ГРТЕ-10-8550-250. Сравнение расчетных и каталожных данных трансформатора тока ТШ-20-100005 приведено в таблице24.
Таблица 24 – Сравнение расчетных и каталожных данных ТТ
Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке намечают типы и количество измерительных и регистрирующих приборов. Определяется нагрузка по фазам для наиболее загруженного ТТ. Выбранные измерительные приборы сведем в таблицу 25.
Таблица 25 – Вторичная нагрузка ТТ
Счетчик активной энергии
Амперметр регистрирующий
Ваттметр регистрирующий
Ваттметр (щит турбины)
Общее сопротивление приборов Ом
где – потребляемая мощность;
– вторичный ток трансформатора тока
Допустимое сопротивление приборов Ом
где – сопротивление контактов
Для генератора 63 МВт и более принимаются провода с алюминиевыми жилами ориентировочная длина 40 м трансформаторы тока соединяются в полную звезду поэтому тогда сечение кабеля мм2
Принимается контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
7 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения (далее ТН) предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
ТН устанавливаются на каждой системе шин и секции сборных шин если система шин секционирована. Производится проверка по вторичной цепи для трансформатора ЗНОЛ.06-10УЗ установленного в цепи пофазно-экранированного токопровода. Подсчет нагрузки сведен в таблицу 25.
Таблица 26 – Вторичная нагрузка ТН
Потребляемая мощность
Датчик активной мощности
Датчик реактивной мощности
Счетчик реактивной энергии
Вольтметр регистрирующий
Вторичная нагрузка ВА
Выбранный ТН имеет номинальную мощность 75 В×А в классе точности 05 необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом
Следовательно ТН будет работать в выбранном классе точности.
Выбор и обоснование конструкции РУ высокого напряжения. Схема заполнения РУ
Проводники ОРУ 110 кВ расположены в трех ярусах на высоте около 4; 75 и 11 метров от уровня земли. Расстояние между точками подвеса проводников равно 3 метрам а шаг ячейки – 9 метрам. Ошиновка ОРУ выполняется гибкими неизолированными сталеалюминевыми проводами. Для крепления гибких шин предусматриваются порталы. Выключатели ВМТ-110 расположены в один ряд вдоль дороги необходимой для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Под силовыми трансформаторами и баковыми выключателями предусмотрены маслоприемники укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см в аварийных случаях масло стекает в маслосборник. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных к конструкциям ОРУ. Все ОРУ ограждается. Длина ОРУ равна наибольшей длине одной из ячеек плюс расстояние с обеих сторон до ограждения. В курсовом проекте расстояние до ограждения принимается по 3 метра с каждой стороны. Исходя из этого длину ячейки следует принять равной 55 метрам.
Схему заполнения ОРУ 110 кВ изобразим на рисунке 18.
Расчет заземляющего устройства. Схема контура заземления
Заземление электроустановок осуществляется преднамеренным соединением их с заземляющим устройством. Заземляющим устройствомназывается совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлителемназывается металлический проводник или группа проводников находящихся в непосредственном соприкосновении с землей.
Заземляющими проводникаминазываются металлические проводники соединяющие заземляемые части электроустановок с заземлителем. Сопротивление которое оказывает току грунт называетсясопротивлением растеканию.В практике сопротивление растеканию относят не к грунту а к заземлителю и применяют сокращенный условный термин «сопротивление заземлителя». Таким образом все металлические части электроустановок нормально не находящиеся под напряжением но могущие оказаться под ним из за повреждения изоляции должны надежно соединятся с землей.
Произведем расчет заземляющего контура для ОРУ 110кВ. Выберем из [3] грунт суглинок с удельным сопротивлением . По климатической зоне II толщина слоя . По [3] размеры ячейки типового ОРУ 220 кВ выполненного по схеме две системы сборных шин с обходной 906х154 м. На ОРУ 24 ячейки присоединений. Размеры ОРУ 906х3696 м площадь S=3348576 м2. периметр Р=9204 м.
Принимается глубина заложения электродов расстояние между горизонтальными полосами 12м длина вертикальных электродов . Такая длина вертикальных электродов выбрана с учетом того что при меньших длинах предельная величина напряжения прикосновения превышает допустимую. Вертикальные электроды установлены по периметру сетки в местах пересечения внутренних проводников с контурным. Вертикальные проводники установлены по периметру сетки.
Количество ячеек заземляющего контура 90612=755 и 369612=308. Принимается число ячеек 831. Расстояние между продольными проводниками 9068=11325 м между поперечными 369631=11923м. На рисунке 19 приведена схема заземления.
Рисунок 19 – Cхема заземления ОРУ 110 кВ
Общая длина горизонтального заземлителя м
Число вертикальных заземлителей тогда
Среднее расстояние между вертикальными проводами м
Сопротивление заземления Ом
Сопротивления заземлителя определим как
Рассчитаем по формуле (71):
Сопротивление заземляющего устройства включая естественные заземлители:
Поскольку на сопротивление естественных заземлителей влияют многие факторы то его величину определяют непосредственно измерением. В расчетах можно приближенно принять =15 Ом.
Определяется величина допустимого напряжения прикосновения. Для длительности воздействия .
где – сопротивление тела человека ();
– сопротивление растекания тока от ступней ();
– сопротивление верхнего слоя земли;
-начальное значение периодической составляющей тока КЗ.
Таким образом уменьшая расстояние между горизонтальными заземлителями и увеличивая длину вертикальных электродов предельное значение напряжения прикосновения получилось меньше допустимого значения (500 В). Следовательно можно говорить о удовлетворительной безопасности на ОРУ.
В ходе проектирования настоящего курсового проекта была спроектирована электрическая часть конденсационной электростанции составлена главная схема электрических соединений рассчитаны токи КЗ и тепловые импульсы выбрано основное оборудование. Спроектированная электроустановка отвечает по основным требованиям правил устройства электроустановок достаточно надежна проста и экономически целесообразна по сравнению с другими технически возможными вариантами.
Библиографический список
Рожкова Л.Д. Карнеева Л.К Чиркова Т.В Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для среднего профессионального образования. – М.: Издательский центр “Академия” 2004 – 448 с. :ил.
Б.Н.Неклепаев И.П. Крючков Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1989 – 608 с.:ил.
СТП ВятГУ 102-2004. Общие требования к структуре оформлению и представлению курсовых проектов и работ [Текст]. – Введ. 2004–04–01. – М. : ВятГУ 2004. – 27 с.

Андрей лист1.cdw

АТДЦН-200000220110 Р
Главная схема электрических
ТВТ-10-100005-10Р10Р