Электрическая часть ГРЭС-800 МВт

Главная схема.dwg

Подберезский-станции.doc

Белорусский национальный технический университет
Энергетический факультет
Кафедра «Электрические станции»
Электрическая часть станций и подстанций
тема: Электрическая часть ГРЭС-600 МВт
Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений
Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
Выбор токоведущих частей
Выбор типов релейной защиты
Выбор измерительных приборов и трансформаторов
Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств имеющихся в проекте
Электрическая часть каждой электростанции прежде всего характеризуется схемой электрических соединений на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты и аппараты электрической части станции и соединения между ними.
В задании на курсовое проектирование указывалось: тип и мощность электростанции напряжения на которых осуществляется питание нагрузок связь с энергосистемой или другими электрическими станциями мощности потребляемые нагрузками схема энергосистемы.
Учебное проектирование является упрощенной моделью инженерно-технического проектирования объектов. Отличаясь от реального проектирования своей простотой учебное проектирование в то же время включает большинство основных этапов:
- подготовку исходной информации;
- разработку и уточнение схемы подстанции присоединения её к системе;
- разработку конструкций РУ;
- выбор и проверка основного оборудования;
- рекомендации по выполнению измерительных цепей;
- технико-экономический расчёт.
Реальный технический проект намного обширнее и дополнительно охватывает такие немаловажные секторы как:
- проектирование электроустановки собственных нужд;
- разработка сети заземления и молниезащиты;
- проектирование вспомогательных устройств и сооружений: масляного воздушного и водородного хозяйств;
- указания к эксплуатации управлению и контролю;
- разработка и расчёт релейной защиты и автоматики и т.д.
Не смотря на то что учебный проект не соответствует реальному (поскольку реальный проект имеет гораздо больший объем) учебное проектирование является эффективным средством к общему ознакомлению студентов с оборудование подстанций (станций) схемами выполнения РУ ВН и НН.
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ
В большинстве случаев выбор структурной схемы основывается на сравнении возможных вариантов по технико-экономическим показателям но в большинстве случаев составление структурной схемы приводит к однозначному чаще всего типовому решению. При выборе схемы ГРЭС-600 заданной для проектирования было рассмотрено множество вариантов с различным числом блоков различной единичной мощностью генераторов и трансформаторов различными конструкциями РУ разными связями РУ 330 и 110 кВ. Наиболее рациональные схемы выбранные для технико-экономического расчёта представлены на рис. 2.1.
Мощности генераторов (табл. 2.1) подобрана таким образом чтобы обеспечить в сумме заданную мощность ГРЭС – 600 МВт. Мощность трансформаторов (табл. 2.2) следует выбрать. Схема РУ выбирается после определения числа присоединений к шинам.
Вариант схемы рис. 2.1а):
Мощность трансформаторов блоков выбирается по мощности генераторов с учётом отбора энергии на СН генераторов:
Выбираем трансформаторы ТДЦ-200000330 (НН 18 кВ).
При установке автотрансформатора связи в блоке с генератором мощность автотрансформатора выбирается с учётом коэффициента выгодности. Обмотка НН рассчитывается на типовую мощность автотрансформатора поэтому коэффициент выгодности находится в пределах 033-0667. Принимает kвыг=04 и определяем требуемую номинальную мощность автотрансформаторов:
Выбираем автотрансформатор АТДЦТН-200000330110 (Sтип=80 МВА):
Мощность трансформаторов СН генераторов блоков:
Выбираем трансформаторы ТРДНС-2500035 (ВН 18 кВ; НН 63-63 кВ).
Число пускорезервных трансформаторов СН на блочных станциях должно быть: один – при двух блоках два – при числе энергоблоков от трёх до шести. РТСН присоединяются к РУ ВН связанного с резервным источником питания (в нашем случае РУ 330 кВ). Мощность каждого РТСН на блочных электростанциях без генераторных выключателей должна обеспечивать замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока:
Следует использовать два трансформатора ТРДНС-40000330 (НН 63-63 кВ).
Число присоединений к шинам 330 кВ равно 9: три трансформатора блоков; два автотрансформатора связи с РУ 110 кВ; две ВЛЭП 330 кВ; два резервных трансформатора СН. Число присоединений к шинам 110 кВ равно 4: два автотрансформатора связи с РУ 330 кВ; две ВЛЭП 110 кВ. Для РУ выбираем схему – полуторная схема (рис. 2.2). Для РУ 110 кВ - одна секционированная система шин с обходной с совмещённым секционным и обходным выключателями (рис.2.3.).
Вариант схемы рис. 2.1б):
Выбираем трансформаторы ТДЦ-250000330 (НН 1575 кВ).
Мощность одного автотрансформатора связи РУ различных напряжений выбирается по максимальной мощности нагрузки 110 кВ (с учётом перегрузки трансформатора):
Выбираем трансформаторы АТДЦТН-200000330110.
Выбираем трансформаторы ТРДНС-2500035 (ВН 1575 кВ; НН 63-63 кВ).
Мощность каждого РТСН:
Следует использовать два трансформатора ТРДНС-63000330 (НН 63-63 кВ).
Рис. 2.1. Два варианта структурной схемы ГРЭС.
Как и в первом варианте схемы число присоединений к шинам 330 кВ равно 9 поэтому выбираем схему РУ 330 кВ – полуторная схема (рис. 2.2). РУ 110 кВ имеет 4 присоединения – одна секционированная система шин с обходной с совмещённым секционным и обходным выключателями (рис.2.3.).
Рис. 2.2. Схема РУ 330 кВ: полуторная схема.
Рис. 2.3. Схема РУ 110 кВ: одна секционированная система шин с обходной с совмещенным секционным и обходным выключателями.
Технические данные генераторов ГРЭС
Частота вращения обмин
Номинальная мощность МВА
Технические данные силовых трансформаторов
Номинально напряжение кВ
Напряжение короткого замыкания % для обмоток
Ток холостого хода %
ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Проведем ТЭР для сравнения различных вариантов схемы ГРЭС. Для этого необходимо предварительно определиться со стоимостью ячеек всех РУ (стоимость выбранных генераторов и трансформаторов уже известна и приведена в табл. 2.1 и 2.2). Для технико-экономического расчета в ходе данного учебного проектирования зададимся укрупненными значениями стоимости для каждого из основных элементов схемы (таблица 3.1).
Результаты расчета капиталовложений по каждому из вариантов схемы сводим в таблицу 3.1.
Капиталовложения по двум вариантам.
общ. стоимость тыс. руб.
Суммарные капиталовложения
Формула приведенных годовых затрат:
Зi=(Ен+ра+рэ)·Кi+ΔWi (3.1)
где ра рэ –коэффициенты отчислений на амортизацию и эксплуатацию;
Ен – коэффициент нормативной эффективности (Ен=012);
– стоимость электроэнергии в ценах 1985 года руб.
Для того чтобы воспользоваться формулой приведенных затрат необходимо рассчитать потери в трансформаторах и автотрансформаторах. На стадии проектирования подстанции когда еще не известен график нагрузок расчет потерь энергии ведут приближенно по формулам (для трансформаторов и автотрансформаторов соответственно):
Основные потери энергии будут в трансформаторах блоков. Потери в автотрансформаторах зависят от режима в энергосистеме и на данном этапе правильно определены быть не могут. Поэтому потерями в автотрансформаторах пренебрегаем. Задаемся Тр=200 часов Тmax=6000 часов и соответственно =3700 часов =15 коп(кВтч). Рассчитываем потери в каждом из основных трансформаторов. Стоимость потерь энергии в ТСН вследствие их малости в ТЭР не учитываем.
Потери в трансформаторах блоков (ТДЦ-200000330):
В автотрансформаторах связи (АТДЦТН-200000330110):
В трансформаторах блоков (ТДЦ-250000330):
Определяем приведенные годовые затраты по двум вариантам схемы:
З1=(012+0064+002)·72305+1510-5(3301106+2241106)=16828 тыс. руб.;
З2=(012+0064+002)· 69233+1510-5(3344106+2185106)=14124 тыс. руб.
Приведенные затраты по двум вариантам различаются примерно на 16% поэтому на основании проведённого ТЭР можно для дальнейшего расчёта выбрать второй вариант схемы (рис. 3.4). Необходимо отметить что показанный ТЭР и сравнение двух вариантов весьма упрощён поскольку не учитывает ряд факторов и главное не учитывает отличия в надёжности схем.
Выбранный второй вариант схемы можно ещё больше удешевить если перенести нагрузку ПР СН на обмотку НН автотрансформаторов связи (63 кВ).
На рис. 3.1. приведена схема электрической части ГРЭС-600 принятая для дальнейшего расчёта.
Рис. 3.1. Схема окончательно принятого варианта схемы ГРЭС.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Для выбора аппаратов и токоведущих элементов схемы очень важное значение имеет определение токов КЗ в характерных точках схемы. Первым этапом расчёта является составление схемы замещения с нанесением всех эквивалентных сопротивлений и источников подпитки точек КЗ. Заданная к проектированию ГРЭС имеет связь с ГРЭС-2400 (с незаданными параметрами). Поэтому при составлении расчётной схемы ГРЭС-2400 представим её как 8 параллельных ветвей с сопротивлением и ЭДС (8 блоков генератор-трансформатор по 300 МВт).
Рис. 4.1. Первоначальная схема расчёта КЗ.
Рассчитывать значения токов КЗ имеет смысл в 5 точках отмеченных на схеме (рис. 4.1). Задаёмся базисной мощностью для расчёта равной мощности энергосистемы Sб=1000 МВА.
Теперь рассчитываем эквивалентные индуктивные сопротивления элементов сети:
Сопротивление линии 330 кВ:
где Худ – удельное сопротивление 1 км линии равное 033 Ом.
Uср.н – средненоминальное напряжение кВ;
Сопротивления трансформаторов ГРЭС-2400 (ТДЦ-400000330):
Сопротивления трансформаторов ТРДНС-2500035 ГРЭС-600:
Сопротивления трансформаторов ТРДНС-63000330:
Сопротивления трансформаторов ТДЦ-250000330:
Сопротивления автотрансформаторов АТДЦТН-200000330110:
Сопротивления генераторов ГРЭС-2400:
Сопротивления генераторов проектируемой ГРЭС-600:
Теперь сворачиваем схему замещения поочерёдно относительно каждой расчётной точки КЗ.
Расчёт для точки К1:
Рис. 4.2. Сворачивание схемы к точке К1 (первый этап).
Х41=Х42=Х43=Х19+Х20=044+0955=1395;
Х32= =Х39=Х1+Х2=065+02875=09375;
Х46=Х44+Х40=0117+266=2777.
Значения ЭДС в относительных единицах примем для энергосистемы (ГРЭС-2400) Ес=1 а для каждого из генераторов схемы согласно справочным данным (для турбогенераторов мощностью более 100 МВт) Ег=113.
Теперь рассчитываем значения токов КЗ в точке К1 от каждого источника. Для выбора высоковольтных аппаратов и шин РУ необходимо определить следующие значения токов КЗ:
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:
где Хрез – результирующее сопротивление между источником и точкой КЗ;
Iб – базисный ток определяемый для каждой из ступеней напряжения кА.
где Ку – ударный коэффициент тока КЗ (по справочным таблицам).
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент отключения выключателя t:
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ с
Периодическую составляющую тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя. Для этого будем использовать метод типовых кривых для которого необходимо знать суммарный ток групп генераторов и отношение Iп0Iг.ном.
Iп0= Iп0.1+Iп0.2=06+405=465 кА.
Значения ударного тока:
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя (для выключателей 330 кВ t=0025 с):
Периодическая составляющая в момент t=0025 с:
; по кривым Кп.г=085.
ГРЭС-2400 можно считать удалёнными источниками подпитки КЗ поэтому:
Iпt.2=Кп.гIп0.2=085405=344 кА;
Iпt= Iпt.1+Iпt.2=06+344=404 кА.
Расчёт всех токов КЗ по такой же схеме производиться и для остальных точек КЗ отмеченных на рис. 4.1. Результаты расчёта сведены в табл. 4.1.
Результаты расчёта токов КЗ
Выбор аппаратов производим по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах (по рассчитанным токам КЗ). Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению (Uр Uн) роду установки (внутренняя наружная) и конструктивному исполнению.
По номинальному току (Iраб.max Iн) выбираются те аппараты по которым протекают рабочие токи: выключатели разъединители отделители реакторы трансформаторы тока и предохранители. Кроме того каждый аппарат от его назначения дополнительно выбирается по ряду специфических параметров.
Высоковольтные коммутационные аппараты следует проверять по следующим условиям:
Отключающей способности:
Динамической прочности:
Термической стойкости:
где Вк – тепловой импульс по расчету:
Вк = Iпо2(tотк+Та) (5.4)
где It – предельный ток термической стойкости по каталогу;
tt - длительность протекания тока термической стойкостис.
Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения
Номинальный ток включения;
Собственное время отключения и включения;
рабочее напряжение 110 кВ;
максимальный рабочий ток (ток одного присоединения считаем самым мощным присоединением – блок генератор-трансформатор)
Вк.110 = Iп02(tотк+Та)= 8452(005+026)= 221 кА2с.
Коммутационные аппараты РУ 110 кВ
iaном=31523100 =102 кА
It2tt = 4023 =4800 кА2с
It2tt = 4023 =4800кА2с
Аппараты РУ 330 кВ:
рабочее напряжение 330 кВ;
Вк.330 = Iп02(tотк+Та)= 4652(0025+026)= 62 кА2с.
Коммутационные аппараты РУ 330 кВ
iaном=4030100 =1692 кА
It2tt = 6322 =7938 кА2с
Аппараты установленные за ТСН:
рабочее напряжение 63 кВ;
максимальный рабочий ток (по мощности трансформаторов)
Вк.сн = Iп02(tотк+Та)= 110622(008+026)= 41605 кА2с.
Коммутационные аппараты 63 кВ за ТСН
iaном=14030100 =5922 кА
It2tt = 14023 =58800 кА2с
It2tt = 12521 =15625 кА2с
Аппараты установленные на стороне НН автотрансформаторов ( ПР СН):
Вк.ртсн = Iп02(tотк+Та)= 47482(008+026)= 7665 кА2с.
Коммутационные аппараты 63 кВ в цепи ПР СН
It2tt = 10021 =10000 кА2с
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Выбор сборных шин и токоведущих частей в цепи трансформатор-шины 110 кВ:
Максимальный ток ошиновки и шин при работе в режиме максимальной нагрузки определяется по полной максимальной мощности нагрузки:
Согласно рассчитанному току для РУ 110 кВ принимаем в качестве токопроводов гибкие провода АС 70086 с допустимой токовой нагрузкой 1180 А и наружным диаметром всех проволок 362 мм.
Для проверки на термическое действие тока КЗ используется формула:
где С – расчётный коэффициент значение которого принимаются в зависимости от допустимой температуры нагрева при КЗ материала проводника Амм2;
Вк – тепловой импульс от тока КЗ А2с
Проверяем выбранные гибкие проводники на термическую стойкость:
2700 и 522700 – условие выполняется.
Для проверки на коронирование необходимо рассчитать начальную критическую напряженность по формуле и напряженность вокруг токопровода по формуле а затем сравнить их по условию .
где m – коэффициент шероховатости поверхности (для многопроволочных проводов m=082);
r0 – радиус токопровода см.
где D – расстояние между соседними фазами см.
Условия выполняются – выбранные токопроводы принимаем как окончательные.
Для гибких токопроводов расчёт на динамическую стойкость не производится. Аналогично определяемся с сечениями токоведущих частей РУ 330 кВ:
Максимальный ток ошиновки при работе в нормальном режиме определяется по току наиболее мощного присоединения (считаем самым мощным присоединением – блок генератор-трансформатор)
Максимальный ток сборных шин 330 кВ будем рассчитывать по полной мощности ГРЭС за вычетом нагрузки на напряжении 110 кВ в режиме минимальных нагрузок:
Согласно рассчитанному току для РУ 330 кВ принимаем в качестве ошиновки гибкие токопроводы АС 15019 с допустимой токовой нагрузкой 450 А и наружным диаметром всех проволок 168 мм в качестве сборных шин принимаем гибкие токопроводы АС 50027 с допустимой токовой нагрузкой 960 А и наружным диаметром всех проволок 294 мм.
7150 и 277500 – условие выполняется.
Проверяем токопроводы по условию коронирования:
Условия не выполняются – выбранные токопроводы не могут быть использованы в качестве ошиновки по условию коронирования.
Принимаем для выполнения ошиновки РУ 330 кВ провода АС 30039 с допустимой токовой нагрузкой 710 А и наружным диаметром всех проволок 24 мм. Проверяем перевыбранные провода по условию коронирования:
Принимаем для выполнения ошиновки РУ 330 кВ провода АС 50027 с допустимой токовой нагрузкой 960 А и наружным диаметром всех проволок 294 мм. Проверяем перевыбранные провода по условию коронирования:
Принимаем для выполнения ошиновки и шин РУ 330 кВ провода АС 60072 с допустимой токовой нагрузкой 1050 А и наружным диаметром всех проволок 332 мм. Проверяем перевыбранные провода по условию коронирования:
Принимаем для выполнения ошиновки и шин РУ 330 кВ провода АС 70086 с допустимой токовой нагрузкой 1180 А и наружным диаметром всех проволок 362 мм. Проверяем перевыбранные провода по условию коронирования:
По результатам расчётов АС 70086 – это минимально допустимый токопровод который можно применить для шин и ошиновки РУ 330 кВ.
Соединение генераторов с низкой стороной трансформаторов выполняем комплектным пофазно-экранированнным токопроводом. Выбираем токопровод ТЭКН – 2012500 с Uн=20 кВ; Iном = 12500 А; i.дин. = 570 кА по следующим условиям:
Uн ³ Upаб ³ 1575 кВ;
ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Основная задача релейной защиты состоит в обнаружении повреждённого участка и возможно быстрой выдаче управляющего сигнала на его отключение. Наиболее частыми повреждениями эл. станций а также ЛЭП являются к.з. при которых повреждённый участок отключается выключателем. Дополнительным назначением релейной защиты является выявление аномальных режимов работ не требующих немедленного отключения но требующих принятия мер для ликвидации (перегрузка обрыв оперативных цепей и др.). В этом случае защита действует на линии.
Защита силовых трансформаторов.
От внутренних повреждений в одиночных и на параллельно работающих трансформаторах в качестве основной защиты устанавливается дифференциальная защита.
Для защиты трансформаторов от сверхтоков при внешних к.з. устанавливают максимальную токовую защиту с действием на отключение. В схему включают также одно дополнительное реле с действием на сигнал для защиты трансформатора от перегрузки. Кроме того на трансформаторах имеется газовая защита – регулирующая на все виды повреждений и действующая на линии.
а) В качестве основной защиты от междуфазных к.з. в обмотках статора и на выводах генератора – быстродействующая продольная дифференциальная защита.
б) Поперечная дифференциальная защита.
в) Защита статора от замыканий на землю.
г) Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени.
д) Защита от перегрузок.
Наибольшее распространение в качестве быстродействующей и селективной защиты шин получила дифференциальная защита.
Кабельные линии 6кВ должны предусматривать устройства р.з. от междуфазных замыканий и от однофазных с действием на сигнал. Наиболее распространенной является максимальная токовая защита.
Защита токопроводов сборных шин при небольшой протяженности выполняется в виде избирательных токовых отсечек и МТЗ без пуска или с пуском по напряжению. Также можно применять продольную дифференциальную защиту. При параллельной работе токопроводов применяют поперечные дифференциальные защиты.
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И ТРАНСФОРМАТОРОВ
Приборы контроля и учёта требуемые к установке
Список приборов к установке
Статор турбогенератора
Амперметр в каждой фазе вольтметр ваттметр варметр счётчик активной энергии датчик активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр амперметр и вольтметр
Ротор турбогенераторов
Амперметр вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр
ВН блочных трансформаторов
Амперметр в каждой фазе
НН автотрансформаторов связи РУ разных напряжений
Амперметр ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой
ВН автотрансформаторов связи РУ разных напряжений
ВН трансформаторов СН
Амперметр ваттметр счётчик активной энергии
НН трансформаторов СН
Амперметр ваттметр счётчик активной энергии датчик активной мощности
Амперметр ваттметр варметр фиксирующий прибор используемый для определения места КЗ расчётные счётчики активной и реактивной энергии
Амперметр в каждой фазе ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой осциллограф фиксирующий прибор для определения места КЗ Датчик активной и реактивной мощности.
Сборные шины РУ 110 и 330 кВ (на каждой секции или системе шин)
Вольтметр с переключением для измерения трёх междуфазных напряжений. Регистрирующие приборы: частотомер вольтметр и суммирующий ваттметр. Приборы синхронизации: два частотомера два вольтметра синхроноскоп осциллограф
Совмещённый обходной и шиносоединительный выключатель
Амперметр ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой расчётные счётчики и фиксирующий прибор
Шины 6 кВ собственных нужд
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трёх фазных напряжений
Покажем подробный порядок выбора и проверки измерительных трансформаторов для ступени напряжения 110 кВ электрический части ГРЭС.
Для контроля режима работы автотрансформаторов связи выбираю трансформаторы тока встроенные в силовые трансформаторы (автотрансформаторы). Они выбираются по условиям
Принимаем трансформатор тока ТВТ 110-I-20005 r2ном=16 Ом (в классе 05).
По динамической стойкости встроенные трансформаторы тока не проверяются.
Проверка на термическую стойкость по току КЗ
Проверяем выбранный трансформатор по вторичной нагрузке. Для этого выбираем все приборы подключаемые к трансформатору и сводим их в табл. 8.2.
Приборы на выводах трансформаторов блоков и связи
Выбранные трансформаторы тока должны быть проверены по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому полное сопротивление приборов принимается равным активному сопротивлению. Вторичная нагрузка состоит из сопротивлений приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
z2=rприб+rпр+rк (8.1)
Сопротивление приборов определяется по выражению
Сопротивления соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выдержать условие
rпр z2.ном-rприб-rк. (8.3)
Зная сопротивление проводов можно определить их сечения q:
где ρ – удельное сопротивление материала провода (для алюминия 00283 Оммм2м).
rпр = z2.ном-rприб-rк=16-001-01=149 Ом;
Принимаем контрольный кабель АКРВГ-25 мм2.
Схема подключения приборов:
Выбираем трансформаторы тока включенные в цепь отходящих ВЛЭП 110 кВ. Принимаем трансформаторы ТФЗМ-110Б-III-15005 r2ном=08 Ом (в классе 05). Расчетные и каталожные данные сносим в табл. 8.3.
Параметры выбранных ТТ в цепи ВЛЭП 110 кВ
Расчетные данные цепи
Проверка на вторичную нагрузку:
Приборы в цепи ВЛЭП 110 кВ
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
rпр = z2.ном-rприб-rк=08-026-01=044 Ом;
Принимаем контрольный кабель АКРВГ-4 мм2.
Выбираем трансформаторы напряжения на сборных шинах 110 кВ.
Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению.
Принимаем трансформатор НКФ-110-83У1 S2ном=400 ВА (в классе точности 05).
Трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке. Для чего принимаем перечень необходимых измерительных приборов и заносим в табл.8.5.
Вольтметр регистрирующий
Частотомер регистрирующий
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ-25мм2.
Аналогичный расчёт производится и для каждой группы приборов каждого устанавливаемого измерительного трансформатора тока или напряжения. Список приборов установка которых необходима для контроля режимов работы электрической части ГРЭС приведена в табл. 8.1.
В табл. 8.6 приведены результаты выбора измерительных трансформаторов тока и напряжения для подключения всех групп приборов. При большой приборной нагрузке устанавливаются несколько последовательных трансформаторов тока или параллельных трансформаторов напряжения.
Результаты выбора измерительных трансформаторов
Тип измерительного трансформатора
НН автотрансформаторов связи (ПР СН)
СН автотрансформаторов связи РУ разных напряжений
Сборные шины РУ 110 и 330 кВ
(на каждой секции или системе шин)
Совмещенный обходной и секционный выключатель
ВЫБОР КОНСТРУКЦИЙ И ОПИСАНИЕ ВСЕХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ИМЕЮЩИХСЯ В ПРОЕКТЕ
Принимаем что главный корпус ГРЭС расположен на берегу водохранилища на расстоянии позволяющем разместить перед фронтом машзала лишь повышающие трансформаторы и опоры для воздушных связей последних с ОРУ расположенным со стороны торца главного корпуса.
В ОРУ легче выполняются расширение и реконструкция все аппараты доступны для наблюдения. В тоже время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье занимают значительно большую площадь чем ЗРУ а аппараты на ОРУ подвержены запылению загрязнению и колебаниям температуры.
Сборные шины и ошиновку выполняют неизолированными сталеалюминевыми проводами на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жесткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах.
Площадка ОРУ ограждается от остальной территории станции внутренним забором высотой 16 м – сплошным сетчатым решетчатым. Несущие конструкции составляют из сборных железобетонных элементов.
Для ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ со схемой с двумя рабочими и обходной системой шин принимаем компоновку в которой все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин что облегчает их обслуживание. Типовая компоновка предусматривает возможность установки воздушных и масляных выключателей разных типов. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. При такой конструкции РУ может быть выполнено трех ярусным с выходом проводов в двух направлениях. В присоединениях трансформаторов а также при выходе линии предусмотрены дополнительные опоры между первой и второй системами сборных шин. Такое конструктивное решение исключает возможность перекрытия обеих систем сборных шин при обрыве поперечных проводов.
Методические указания по курсовому проектированию по курсу «Электрическая часть электрических станций» для студентов специальностей 0301 0302 0303 В. Н. Мазуркевич Л. Н. Свита. – Мн.: БПИ 1982. – 65 с.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.
Проектирование электрической части станций и подстанций: Учебник для вузов Ю. Б. Гук В. В. Кантан С. С. Петрова. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние 1985. – 312 с.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 2-е изд. перераб. – М.: Энергия 1980. – 600 с.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем В. В. Ершевич А. Н. Зейлигер Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – 3-е изд. перераб. и доп. – Москва: Энергоатомиздат 1985. – 352 с.
Правила устройства электроустановок.

Станции_разрез110кВ.dwg

Ячейка линии нагрузки 110 кВ
Ячейка трансформатора
Ячейка совмещенного шиносоединительного и обходного выключателя

Главная схема электрических соединений.dwg

Подберезский-станции-исправления.doc

2.ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ
В большинстве случаев выбор структурной схемы основывается на сравнении возможных вариантов по технико-экономическим показателям но в большинстве случаев составление структурной схемы приводит к однозначному чаще всего типовому решению. При выборе схемы ГРЭС-600 заданной для проектирования было рассмотрено множество вариантов с различным числом блоков различной единичной мощностью генераторов и трансформаторов различными конструкциями РУ разными связями РУ 330 и 110 кВ. Наиболее рациональные схемы выбранные для технико-экономического расчёта представлены на рис. 2.1.
Мощности генераторов (табл. 2.1) подобрана таким образом чтобы обеспечить в сумме заданную мощность ГРЭС – 600 МВт. Схема РУ выбирается после определения числа присоединений к шинам.
Вариант схемы рис. 2.1а):
Мощность трансформаторов блоков выбирается по мощности генераторов с учётом отбора энергии на СН генераторов:
Выбираем трансформаторы ТДЦ-400000330 и ТДЦ-400000110 (НН 20 кВ).
Мощность одного автотрансформатора связи РУ различных напряжений выбирается по мощности одного блока за вычетом нагрузки СН и потребителей 110 кВ работающих в режиме минимальных нагрузок (с учётом перегрузки автотрансформатора):
Кроме этого расчётного условия автотрансформаторы связи должны обеспечивать питание потребителей 110 кВ от системы 330 кВ в случае выхода одного блока из строя поэтому:
Выбираем трансформаторы АТДЦТН-200000330110.
Мощность трансформаторов СН генераторов блоков:
Выбираем трансформаторы ТРДНС-4000035 (ВН 20 кВ; НН 63-63 кВ).
Число пускорезервных трансформаторов СН на блочных станциях должно быть: один – при двух блоках два – при числе энергоблоков от трёх до шести. РТСН присоединяются к РУ ВН связанного с резервным источником питания (в нашем случае РУ 330 кВ). Мощность каждого РТСН на блочных электростанциях без генераторных выключателей должна обеспечивать замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока. В данной схеме неразумно использовать дополнительные РТСН поскольку не используется обмотка НН автотрансформаторов связи. Мощность ПР СН:
Мощность обмоток НН (типовая мощность) выбранных автотрансформаторов связи 80 МВА т.е. вполне достаточно для покрытия ПР СН ГРЭС.
Число присоединений к шинам 330 кВ равно 5: трансформатор блока; два автотрансформатора связи с РУ 110 кВ; две ВЛЭП 330 кВ. Число присоединений к шинам 110 кВ равно 5: трансформатор блока; два автотрансформатора связи с РУ 330 кВ; две ВЛЭП 110 кВ. Для РУ выбираем схему – полуторная схема (рис. 2.2). Для РУ 110 кВ – две несекционированные системы шин с обходной (рис.2.3.).
Вариант схемы рис. 2.1б):
Выбираем трансформаторы ТДЦ-250000330 (НН 1575 кВ).
Мощность одного автотрансформатора связи РУ различных напряжений выбирается по максимальной мощности нагрузки 110 кВ (с учётом перегрузки трансформатора):
Выбираем трансформаторы ТРДНС-2500035 (ВН 1575 кВ; НН 63-63 кВ).
Рис. 2.1. Два варианта структурной схемы ГРЭС.
Число присоединений к шинам 330 кВ равно 7: три трансформатора блока; два автотрансформатора связи с РУ 110 кВ; две ВЛЭП 330 кВ. поэтому выбираем схему РУ 330 кВ – полуторная схема (рис. 2.2). РУ 110 кВ имеет 4 присоединения: два автотрансформатора связи и две линии 110 кВ – одна секционированная система шин с обходной с совмещённым секционным и обходным выключателями (рис.2.3.).
Рис. 2.2. Схема РУ 330 кВ: полуторная схема.
Рис. 3.2. Схема РУ 110 кВ: две несекционированные системы шин с обходной
Рис. 2.3. Схема РУ 110 кВ: одна секционированная система шин с обходной с совмещенным секционным и обходным выключателями.
Технические данные генераторов ГРЭС
Частота вращения обмин
Номинальная мощность МВА
Технические данные силовых трансформаторов
Номинально напряжение кВ
Напряжение короткого замыкания % для обмоток
Ток холостого хода %
ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Проведем ТЭР для сравнения различных вариантов схемы ГРЭС. Для этого необходимо предварительно определиться со стоимостью ячеек всех РУ (стоимость выбранных генераторов и трансформаторов уже известна и приведена в табл. 2.1 и 2.2). Для технико-экономического расчета в ходе данного учебного проектирования зададимся укрупненными значениями стоимости для каждого из основных элементов схемы (таблица 3.1).
Результаты расчета капиталовложений по каждому из вариантов схемы сводим в таблицу 3.1.
Капиталовложения по двум вариантам.
общ. стоимость тыс. руб.
Суммарные капиталовложения
Формула приведенных годовых затрат:
Зi=(Ен+ра+рэ)·Кi+ΔWi (3.1)
где ра рэ –коэффициенты отчислений на амортизацию и эксплуатацию;
Ен – коэффициент нормативной эффективности (Ен=012);
– стоимость электроэнергии в ценах 1985 года руб.
Для того чтобы воспользоваться формулой приведенных затрат необходимо рассчитать потери в трансформаторах и автотрансформаторах. На стадии проектирования подстанции когда еще не известен график нагрузок расчет потерь энергии ведут приближенно по формулам (для трансформаторов и автотрансформаторов соответственно):
Основные потери энергии будут в трансформаторах блоков. Потери в автотрансформаторах зависят от режима в энергосистеме и на данном этапе правильно определены быть не могут. Поэтому потерями в автотрансформаторах пренебрегаем. Задаемся Тр=200 часов Тmax=6000 часов и соответственно =3700 часов =15 коп(кВтч). Рассчитываем потери в каждом из основных трансформаторов. Стоимость потерь энергии в ТСН вследствие их малости в ТЭР не учитываем.
Потери в трансформаторе блока (ТДЦ-400000110):
Потери в трансформаторе блока (ТДЦ-400000330):
В автотрансформаторах связи (АТДЦТН-200000330110):
В трансформаторах блоков (ТДЦ-250000330):
Определяем приведенные годовые затраты по двум вариантам схемы:
З1=(012+0064+002)·5383+1510-5(441106+484106+225106)=13119 тыс. руб.;
З2=(012+0064+002)· 5938+1510-5(3244106+2286106)=14069 тыс. руб.
Приведенные затраты по двум вариантам различаются примерно на 6%10% поэтому после ТЭР и только на его основаниях выбирать окончательный вариант не следует. Необходимо отметить что показанный ТЭР и сравнение двух вариантов весьма упрощён поскольку не учитывает ряд факторов и главное не учитывает отличия в надёжности схем.
Во втором варианте схемы используются трансформаторы блоков одного типа что улучше для эксплуатации. Кроме того применение двух крупных блоков отрицательно сказывается на надёжности и устойчивости системы в целом во время аварий поэтому ококнчательно принимаем второй вариант схемы.
Выбранный второй вариант схемы можно ещё больше удешевить если перенести нагрузку ПР СН на обмотку НН автотрансформаторов связи (63 кВ).
На рис. 3.1. приведена схема электрической части ГРЭС-600 принятая для дальнейшего расчёта.

Барановская-станции.DOC

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
Белорусский национальный технический университет
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ
Кафедра “Электрические станции ”
“Проектирование ТЭЦ-340 МВт”
«Электрическая часть станций и подстанций»
Исполнитель:Барановская О. В.
Руководитель:Климкович П.И.
Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений
Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей выбор реакторов
Выбор токоведущих частей
Выбор типов релейной защиты
Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов
Выбор конструкций и описание всех РУ имеющихся в проекте
Электростанции типа ТЭЦ предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Они отличаются от КЭС использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара не только для нужд промышленного производства а также для отопления кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжение т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных.
В городах поселках и на крупных предприятиях электрические сети строятся на напряжение 6 кВ и на 10 кВ. Напряжения 35 и 110 кВ применяются для связи электростанций между собой при небольших расстояниях и в распределительных сетях при питании потребителей от мощных станций. Напряжения 220 330 и 500 кВ применяются для связи мощных электростанций между собой передачи больших мощностей на дальние расстояния а также для межсистемной связи.
Электрическая часть каждой электростанции прежде всего характеризуется схемой электрических соединений на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты и аппараты электрической части станции и соединения между ними.
Целью курсового проекта является разработка электрической станции. В данной работе проектируется ТЭЦ мощностью 300 МВт. В задании на курсовое проектирование указано: тип и мощность электростанции напряжения на которых осуществляется питание нагрузок связь с энергосистемой или другими электрическими станциями мощности потребляемые нагрузками схема энергосистемы.
При выполнении нужно решить следующие вопросы: разработать структурную схему и выбрать основное оборудование выбрать и обосновать главную схему соединений и схему РУ рассчитать токи к.з. выбрать контрольно-измерительные приборы.
Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии.
Схема (связь с системой) по заданию к курсовому проекту:
Максимальные нагрузки на напряжение 10 кВ – 80 МВт минимальные нагрузки принимаем 80% от максимальных. Расход на собственные нужды 10%. Составляю структурные схемы выдачи электроэнергии для последующей разработки главной схемы электростанции. Связь с энергосистемой осуществляется на напряжении 110 кВ. Для связи ГРУ служат два двухобмоточных трансформатора. К шинам ГРУ подключаем два генератора которые обеспечат питание потребителей на напряжении 10 кВ остальные генераторы соединяем в блок с трансформаторами и подключаем непосредственно к РУ 110 кВ.
При выборе генераторов необходимо обеспечить требуемую мощность проектируемой станции (340 МВт). Для первого варианта выберем генераторы ГРУ 2х60 а генераторы блоков 2х120. Для второго варианта схемы выберем генераторы ГРУ 2х60 а генераторы блоков 4х60. Для последующего расчета и сравнения выбранных вариантов сведу параметры генераторов в таблицу 2.1.
Каталожные данные выбранных генераторов
Расчетная мощность блочных трансформаторов определяется из условия:
Sрасч.т = Sг – Scн(2.1)
Расчетная мощность трансформатора в блоке с генератором мощностью 120 МВт (первый вариант)
Sрасч.т = 12008 – 01·12008 =135 МВА;
Марка трансформатора – ТДЦ-200000110.
Расчетная мощность трансформатора в блоке с генератором мощностью 60 МВт (второй вариант)
Sрасч.т = 6008 – 01·6008 =675 МВА;
Марка трансформатора – ТРДН-80000110.
Выбор трансформаторов связи ГРУ с РУ 110 кВ:
На станции устанавливаем два трансформатора связи. Рассчитаем трансформаторы по следующим условиям:
) Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из генераторов
При аварийном отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора (наложение аварий) перегрузка оставшегося в работе трансформатора Sт.ав не должна превышать 14.
) Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:
Исходя из расчетов выбираем трансформаторы Т1 Т2 типа ТРДН-40000110 для обоих вариантов.
Выбираем трансформаторы СН для генераторов мощностью 60 МВт:
Sрасч.сн = 01Sг(2.5)
Sрасч.сн = 016008=75 МВА.
Марка трансформатора – ТДНС-1000035 (ВН – 105 кВ; НН – 63 кВ).
Выбираем трансформаторы СН для генераторов мощностью 120 МВт:
Sрасч.сн = 0112008=15 МВА.
Марка трансформатора – ТДНС-1600020 (ВН – 105 кВ; НН – 63 кВ).
Для мощных ТЭЦ должны предусматриваться несколько ПР ТСН причём мощность каждого должна покрывать СН двух наиболее мощных генераторов. Исходя из этого для пускорезервных СН ТЭЦ выбираем два трансформатора ТДН-16000110.
Каталожные данные выбранных трансформаторов
Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы.
1 Выбор главной схемы.
Количество ЛЭП питающих нагрузку определяется исходя из нагрузки на одну линию.
Число присоединений к РУ 110 кВ определяется по формуле:
nп = nлэп + nтр + nг (3.1)
Для первого варианта схемы (две системные линии две линии нагрузки 110 кВ два трансформатора связи с ГРУ два блока два ПР ТСН):
n1 = 4 + (2+2+2)=8 присоединений.
При восьми присоединениях на РУ 110 кВ для первого варианта принимаем схему с двумя рабочими и обходной системами шин. На ГРУ 10 кВ применяем одиночную секционированную систему шин с двумя секциями.
Для второго варианта схемы (две системные линии две линии нагрузки 110 кВ два трансформатора связи с ГРУ четыре блока два ПР ТСН):
n1 = 4 + (2+4+2)=10 присоединений.
При десяти присоединениях на РУ 110 кВ для второго варианта принимаем схему с двумя рабочими и обходной системами шин. На ГРУ 10 кВ – одиночную секционированную систему шин с двумя секциями.
Упрощенные схемы присоединений для первого и второго вариантов приведены на рисунках 3.1 и 3.2.
Рис. 3.1. Первый вариант схемы ТЭЦ-340.
Рис. 3.2. Второй вариант схемы ТЭЦ-340.
2 Технико-экономический расчет вариантов
Сравнение производим с целью выбора главной схемы электрических соединений. При сравнении учитываем такие факторы как: количество и мощность основного оборудования и коммутационных аппаратов (выключателей разъединителей и т.п.) капитальные затраты потери энергии и приведенные затраты.
Результаты расчета капиталовложений по каждому из вариантов схемы приведем в виде таблицы 3.1.
Капиталовложения по двум вариантам.
общая стоимость тыс. руб.
Ячейка ГРУ 10 кВ (без реактора)
Суммарные основные капиталовложения
Формула приведенных годовых затрат:
Зi=(Ен+ра+рэ)·Кi+ΔWi (3.2)
где ра рэ – коэффициенты отчислений на амортизацию и эксплуатацию;
Ен – коэффициент нормативной эффективности (Ен=012);
– стоимость электроэнергии в ценах 1985 года руб.
Для того чтобы воспользоваться формулой приведенных затрат необходимо рассчитать потери в трансформаторах. На стадии проектирования подстанции когда еще не известен график нагрузок расчет потерь энергии ведут приближенно по формуле
Временем простоя и использования максимальной нагрузки для определения задаемся произвольно т.к. они не указаны в задании. Стоимость энергии и время максимальных потерь определяются по графикам. Задаемся Тр=200 часов Тmax=6000 часов и соответственно =3700 часов =15 коп(кВтч). Рассчитываем потери в каждом из трансформаторов:
Определяем приведенные годовые затраты по двум вариантам схемы:
З1=(012+0064+003)·31784+1510-5(2041106+2238106)= 7639 тыс. руб.;
З2=(012+0064+003)·37124+1510-5(2041106+4131106)= 8854 тыс. руб.
Приведенные затраты по двум вариантам различаются примерно на 14% значит на основе ТЭР принимаем первый вариант схемы ТЭЦ с более мощными блоками.
Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей.
Для выбора и проверки электрических аппаратов необходима правильная оценка расчётных условий КЗ. Для этого производят: составление расчётной схемы замещения наметку мест расположения расчётных точек КЗ определение расчётного времени протекания тока КЗ и расчётный вид КЗ.
Приведем схему замещения рассчитываемой системы
Рис. 4.1 Схема замещения.
Произведем расчет сопротивлений элементов используя данные задания и параметры выбранных ранее трансформаторов и генераторов. Для ТЭЦ-110 с которой связана проектируемая ТЭЦ примем один блок с генератором 120 МВт и трансформатором 200 МВА.
Расчет производим в относительных единицах.
Зададимся базисными условиями. Базисная мощность Sб=1000 МВА Uб=115 кВ.
Расчетное время КЗ для проверки оборудования на электродинамическую стойкость tрасч=0 с (для тока Iп.0) для проверки выключателей на отключающую способность tрасч=t определяется как сумма наименьшего возможного времени действия защиты (001 с) и времени отключения выключателя (для Iпt).
В качестве расчетного вида КЗ принимаем трехфазное как наиболее тяжёлое.
Трансформаторы блоков ТДЦ –200000110:
Пускорезервные трансформаторы ТДНС-16000110:
Трансформаторы собственных нужд ТДНС-1600020:
Трансформаторы собственных нужд ТДНС-1000035:
Трансформаторы связи ТРДН-40000110
где Кр – коэффициент связи трансформатора.
Кр=Uк.ннUк.вн=28125=22.
где Худ – удельное сопротивление 1 км линии равное 04 Ом.
Uср.н – средненоминальное напряжение 115 кВ;
Параметры генераторов ТВФ-60-2:
Параметры генераторов ТВФ-120-2:
Сопротивление ТЭЦ-110 (системы):
Х22=Х1+Х19=0525+128=1805.
Выбор секционного реактора производим из условия:
где - номинальный ток реактора А;
- номинальный ток генератора подключенного к секции А;
Выбираем реактор типа РБ РБДГ 10 - 4000 – 018 У3.
Сопротивление реактора определим по формуле:
Выбираем реакторы нагрузки 10 кВ (линейные):
Выбираем реактор типа РБ РБДГ 10 - 2500 – 025 У3.
Пример расчёта покажу на примере точки К2 (шины ГРУ). Для расчёта токов приведу схему замещения к следующему виду:
С учетом полученных величин сопротивлений для упроченной схемы замещения рассчитаем ток КЗ на шинах 10 кВ:
I*Ec=EcX40=178=0128;I*Eг234=Ег234X41=112=0833;
I*Eг1=Eг1X17=11947=0514;
Iб=Sб(3·Uср.н.)=1000(3·105)=551 кА;
IEc =0128551=71 кА; IEг234= 0833551=459 кА;
IEг1=0514551=283 кА.
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К2
Iпо = IEc + IEг234 + IEг1 =71+459+283=813 кА.
где Ку – ударный коэффициент тока к.з. по [4] принимаем Ку=195.
Ток КЗ в производный момент времени переходного процесса находится по типовым кривым для момента расхождения контактов выключателя
где tр.з. – время действия релейной защиты можно принять 001с.
tс.в. – собственное время отключения выключателя tс.в.= 008с.
t = 001 + 008 = 009 с.
Суммарный номинальный ток генераторов:
Находим отношение IпоIн:
По типовой кривой [4 с. 164]: К = 08.
Iпог =283+459=742 кА;
Inг = К·Iпог = 08·742=594 кА;
Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Для шин 10 кВ станции с генераторами 100 МВ·А Та=0185 с:
Находим суммарные значения токов:
In = Inc + Inг = 594+71 =665 кА;
ia = iaг + iас = 515+62=577 кА.
Максимальное значение асимметричного тока:
Аналогично производим расчёт и для остальных точек КЗ результаты сводим в единую таблицу 4.1.
Результаты расчета токов КЗ
К6 (за линейным реактором)
Выбор высоковольтных аппаратов.
Выбор аппаратов производим по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению (Uр Uн) роду установки (внутренняя наружная) и конструктивному исполнению.
По номинальному току (Iраб.max Iн) выбираются те аппараты по которым протекают рабочие токи: выключатели разъединители отделители реакторы трансформаторы тока и предохранители. Кроме того каждый аппарат от его назначения дополнительно выбирается по ряду специфических параметров.
Условия выбора выключателей и разъединителей
Выбор производится по отключающей способности. В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:
Затем проверяется отключение апериодической составляющей тока КЗ:
iat iaном = bном Iотк.ном (5.2)
где Iaном – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t;
bном – номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе.
Если условие Iпt Iотк.ном соблюдается а iat > iaном то допускается производить выбор по отключающей способности по полному току:
Iпt + iat Iотк.ном(1+bном). (5.3)
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току КЗ:
Iпо Iпрс; Iу iпр.с (5.4)
где Iпрс – действующее значение предельного сквозного тока КЗ;
iпр.с – амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ.
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:
где Вк – тепловой импульс по расчету:
Вк = Iпо2(tотк+Та) (5.6)
где It – предельный ток термической стойкости по каталогу А;
tt - длительность протекания тока термической стойкостис.
Условия выбора разъединителей – условие (5.4) и (5.5) - электродинамическая и термическая стойкость.
Вычисляю токи трансформаторов Т3 Т4:
Iном = Sном (Uном ) = 40103(110) =2102 А;
Iмax = 14 Iном = 1410509 =2943 А.
Iмах = Sном (Uном ) = 200103(110) =10509 А.
Вк=632(0115+009)= 814 кА2с
iaном=4023100 =169 кА
It2tt = 4023= =4800кА2с
Iмах.т = 14Sном (Uном ) =1440103(105) =30829 А.
Вк=8132(0185+009)= 18177 кА2с
iaном=10550100 =740 кА
It2tt = 12524 =62500 кА2с
За групповыми линейными реакторами
iaном=31520100 =89 кА
За трансформаторами ТСН
Для ТСН соединённых с шинами ГРУ:
iaном=2020100 =566 кА
За трансформатором РТСН
Выбор токоведущих частей
1. Выбор сборных шин и токоведущих частей
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются то принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равного току наиболее мощного присоединения:
выбираем из условия
Принимаем АС-70086 Iдоп=1180 А; d=362 мм. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами D=250 см.
Imax=10509 А Iдоп=1180 А.
Проверка шин на схлёстывание не производится т.к Iпо=63 кА20 кА.
Проверку на термическое действие КЗ не производим т.к. шины выполнены голыми проводами и расположены на открытом воздухе.
Для проверки на коронирование необходимо рассчитать начальную критическую напряженность по формуле (6.4) и напряженность вокруг токопровода по формуле (6.5) а затем сравнить их по условию .
где m – коэффициент шероховатости поверхности (для многопроволочных проводов m=082);
r0 – радиус токопровода см.
где D – расстояние между соседними фазами см.
Провод проходит по условиям короны.
Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока.
По табл.7.35 [1] принимаем 2хАС-40086 Iдоп=2х860 А; d=2х277 мм.
Imax=10509 А Iдоп=2х860 А.
Проверку на термическое действие КЗ не производим т.к. провода расположены на открытом воздухе.
Проверка на коронирование
2. Выбор сборных шин и токопроводов в цепи генератора.
Ошиновку ГРУ выполняем шинами коробчатого сечения выбор которых производим по допустимому току.
По табл.7.6 [1] выбираем срощенные алюминиевые шины коробчатого сечения размером (100х45х6) мм Iдоп=4300 А q=1010 мм2 W=58 см3.
Imax=4130 А Iдоп=4300 А.
При приближенных расчетах минимальное сечение проводника отвечающее требованию его термической стойкости при к.з. можно определить по формуле
где С – коэффициент зависящий от материала шин (для алюминиевых шин С=90 Ас12мм2);
Вк – расчетный тепловой импульс тока КЗ на ГРУ кА2с.
Проверка шин на механическую прочность производится по току трёхфазного к.з. Наибольшее удельное усилие при трёхфазном к.з. определяется по формуле:
где a – расстояние между шинами фаз м.
Равномерно распределённая сила f создаёт изгибающий момент):
где l – длина пролёта между опорными изоляторами шинной конструкции м.
Напряжение в металле шин возникающее при воздействии изгибающего момента
где W – момент сопротивления шин относительно оси перпендикулярной действию усилия см3 .
Шины механически прочны если:
где доп – допустимое механическое напряжение в материале шин (823 МПа для алюминиевых шин).
Соединение генераторов 60 МВт с ГРУ выполняем комплектным пофазно-экранированным токопроводом. Выбираем токопровод ТЭКН – 205400 с Uн=20 кВ; Iном = 5400 А; i.дин= 300 кА по следующим условиям:
Iн ³ Ip.max ³ 4125 А.
Соединение генераторов 120 МВт с стороной НН трансформаторов блоков выполняем комплектным пофазно-экранированным токопроводом. Выбираем токопровод ТЭКН – 207800 с Uн=20 кВ; Iном = 7800 А; i.дин= 300 кА по следующим условиям:
Iн ³ Ip.max ³ 6875 А.
Выбор типов релейной защиты
Релейная защита предназначена для автоматического отключения поврежденного элемента от неповрежденной системы путем воздействия на выключатель а также для выявления опасных и ненормальных режимов работы станции и ее оборудования.
Защита ТСН и трансформаторов связи:
Должны быть предусмотрены устройства РЗ от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
многофазных замыканиях в обмотках и на выводах;
однофазных замыканияхна землю в обмотке и на выводах присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;
витковых замыканиях в обмотках;
токов в обмотках обусловленных внешним КЗ.
Рекомендуется применение защиты от однофазных КЗ на стороне 6-35 кВ трансформаторов с ВН 110 кВ и выше.
Блок генератор – трансформатор:
замыканий на землю со стороны генераторного напряжения;
многофазных замыканий в обмотке статора;
многофазных замыканий в обмотках и на выводах трансворматора;
витковых замыканий обмотки статора;
однофазных замыканий на землю в обмотке статора генератора и на ее выводах;
витковых замыканиях в обмотке трансформатора;
перегрузки генератора токами обратной последовательности;
повышения напряжения на статоре генератора и трансформатора блока;
замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения;
асинхронного режима с потерей возбуждения.
Воздушные линии 110 кВ:
для линий 110 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены защиты от многофазных замыканий и замыканий на землю. Защиты должны быть оборудованы блокировками при качаниях;
на линиях с односторонним питанием от многофазных КЗ устанавливают ступенчатые токовые защиты или защиты тока и напряжения. Если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности то применяется ступенчатая дистанционная защита;
от замыканий на землю должна быть предусмотрена ступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности.
Защита шин. Защита на обходном и шиносоединительном выключателях:
Двухступенчатая неполная дифференциальная защита первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению или в виде дистанционной защиты а вторая ступень – в виде МТЗ. Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформатора с.н.
Выбор измерительных приборов
и измерительных трансформаторов
1. Выбор измерительных трансформаторов
Выбираю трансформаторы тока встроенные в силовой трансформатор которые выбираются по условиям
По табл. 5.11[1] выбираем трансформатор ТВТ 110-I-20005 r2ном=12 Ом (в классе 05).
По динамической стойкости встроенные трансформаторы тока не проверяются.
Проверка на термическую стойкость по току КЗ
Проверяем выбранный трансформатор по вторичной нагрузке. Для этого выбираем все приборы подключаемые к трансформатору и сводим их в табл. 8.1.
Выбранные трансформаторы тока должны быть проверены по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому полное сопротивление приборов принимается равным активному сопротивлению. Вторичная нагрузка состоит из сопротивлений приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
z2=rприб+rпр+rк (8.1)
Сопротивление приборов определяется по выражению
Сопротивления соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выдержать условие
rпр = z2.ном-rприб-rк. (8.3)
Зная сопротивление проводов можно определить их сечения q:
где ρ – удельное сопротивление материала провода (для алюминия 00283 Оммм2м).
rпр = z2.ном-rприб-rк=12-001-01=109 Ом
Принимаем контрольный кабель АКРВГ-25 мм2.
Схема подключения приборов:
Выбираем трансформаторы тока включенные в цепь отходящих ЛЭП. По табл.5.9 [1] принимаем трансформаторы ТФЗМ-110Б-У1 r2ном=12 Ом (в классе 05). Расчетные и каталожные данные сносим в табл. 8.2.
Расчетные данные цепи
Проверка на вторичную нагрузку.
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
rпр = z2.ном-rприб-rк=12-026-01=084 Ом;
Принимаем контрольный кабель АКРВГ-25мм2.
Выбираем трансформаторы напряжения на сборных шинах и отходящих линиях 110 кВ.
Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению.
По табл.5.13 [1] выбираем трансформатор НКФ-110-83У1 S2ном=400 ВА (в классе точности 05).
Трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке. Для чего принимаем перечень необходимых измерительных приборов и заносим в табл.8.4.
Вольтметр регистрирующий
Частотомер регистрирующий
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ-25мм2.
2. Выбор измерительных трансформаторов в цепи 10 кВ
Выбираю трансформаторы тока встроенные в токопровод ТЭКН. По табл.5.9 [1] принимаю трансформаторы ТШВ-15-80005 r2ном=12 Ом (в классе 05). Расчетные и каталожные данные сносим в табл.8.5.
Проверка на вторичную нагрузку:
Амперметр регистрирующий
Ваттметр регистрирующий
rпр = z2.ном-rприб-rк=12-06-01=05 Ом;
Принимаю контрольный кабель АКРВГ-4 мм2.
Выбираю трансформаторы тока установленные на линиях с.н. По табл.5.9 [1] принимаю трансформаторы ТВТ-10-20005 r2ном=08 Ом (в классе 05). Расчетные и каталожные данные сносим в табл. 8.7.
rпр = z2.ном-rприб-rк=08-014-01=056 Ом;
Принимаю контрольный кабель АКРВГ-25мм2.
Выбираю трансформаторы тока установленные на линиях к потребителю. По табл.5.9 [1] принимаю трансформаторы ТПОЛ-10 r2ном=08 Ом (в классе 05). Расчетные и каталожные данные сносим в табл.8.9
rпр = z2.ном-rприб-rк=08-012-01=058 Ом;
Для подключения защиты от замыканий на корпус в обмотке статора генератора выбираю трансформатор тока нулевой последовательности. По табл. 5.12 [1] принимаю трансформатор ТНПШ-3У с Iном=7500 А.
Выбираю трансформатор напряжения подключенный к выводам статора генератора.
По табл. 5.13 [1] выбираю трансформатор ЗНОЛ.06- 10-У3 S2ном=75 ВА (в классе точности 05).
Трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке. Для чего принимаю перечень необходимых измерительных приборов и заношу в табл.8.11.
Регистрирующий ваттметр
Датчик активной мощности
Датчик реактивной мощности
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Два трансформатора соединенные в звезду имеют мощность
Выбираю трансформатор напряжения подключенный к секциям ГРУ. По табл. 5.13 [1] выбираю трансформатор НТМИ-10 S2ном=120 ВА (в классе точности 05).
Трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке. Для чего принимаю перечень необходимых измерительных приборов и заношу в табл.8.12.
Выбираю трансформатор напряжения подключенный к шинам за реактором присоединений. По табл. 5.13 [1] выбираем трансформатор НОЛ-10 S2ном=75 ВА (в классе точности 05).
Трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке. Для чего принимаю перечень необходимых измерительных приборов и заношу в табл.8.13.
Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств имеющихся в проекте.
В данном проекте ТЭЦ имеется два распределительных устройства: высокого напряжения выполненное открытым - ОРУ 110 кВ и низкого напряжения ГРУ 10 кВ.
В ОРУ легче выполняются расширение и реконструкция все аппараты доступны для наблюдения. В тоже время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в плохую погоду занимают значительно большую площадь чем ЗРУ но аппараты на ОРУ подвержены запылению загрязнению и колебаниям температуры.
Сборные шины и ошиновку выполняют неизолированными сталеалюминевыми проводами на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жесткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах.
Площадка ОРУ ограждается от остальной территории станции внутренним забором высотой 16 м – сплошным сетчатым или решетчатым.
ОРУ 110 кВ выполнено по схеме с двумя рабочими и обходной системой шин. Несущие конструкции составляют из сборных железобетонных элементов. Типовая компоновка предусматривает возможность установки воздушных и масляных выключателей разных типов. Особенность данного РУ заключается в своеобразном расположении полюсов шинных разъединителей. Полюсы разъединителей первой системы шин установлены перпендикулярно направлению сборных шин. Полюсы разъединителей второй системы сборных шин установлены ступенчато и под углом (килем) к направлению сборных шин. Провода соединяющие разъединители первой и второй систем укреплены на соответствующих полюсах разъединителей. При такой конструкции РУ может быть выполнено трех ярусным с выходом проводов в двух направлениях. В присоединениях трансформаторов а также при выходе линии предусмотрены дополнительные опоры между первой и второй системами сборных шин. Такое конструктивное решение исключает возможность перекрытия обеих систем сборных шин при обрыве поперечных проводов.
ГРУ 10 кВ выполнено в закрытом исполнении по схеме с одной секционированной системой шин и имеет две секции. К каждой секции присоединен генератор трансформатор связи групповые реакторы и трансформаторы собственных нужд. Помещение ГРУ разбито перегородками на ячейки в целях пожарной безопасности. Все кабели проложены в кабельных тоннелях. Охлаждающий воздух к реакторам подается из вентиляционных каналов. Для удобства обслуживания оборудование имеет рядное расположение.
Крючков И.П. Неклепаев Б.И. “Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования” 4 изд. – М: Энергоатомиздат 1989 г.
Методические указания по курсовому проектированию по курсу “Электрическая часть электрических станций” Мн. 1982 г.
Крючков И.П. Кувшинский И.Н. Неклепаев Б.И. “Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования” 3 изд. – М: Энергия 1978 г.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. “Электрооборудование станций и подстанций” 2 изд. – М: Энергия 1980г.
“Справочник по проектированию электроэнергетических систем” под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шашила – М: Энергия 1977 г.

Главная схема-A1.dwg

КРУ 10 кВ.dwg

- отсек тележки; 2- отсек трансформатора тока и кабельной сборки; 3- отсек шинного разъединяющего контакта; 4- отсек сборных шин; 5- приборный шкаф; 6- блок релейной защиты; 7- поворотная рама для установки счетчиков; 8- штепсельный разъем вторичных соединений; 9- тележка; 10- выключатель с приводом; 11- трансформатор тока земляной защиты; 12- трансформатор тока; 13- заземляющий разъединитель; 14- неподвижный линейный контакт; 15- неподвижный шинный контакт; 16- кабельный канал; 17- вентиляционный канал.
Шкафы КРУ с оборудованием

Ющук (4 этаж).doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
Кафедра: «Электрические станции»
Электрическая часть станций и подстанций
Руководитель: Прима И. А.
Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений
Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели разъединители разрядники и др.)
Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов шины распределительных устройств всех напряжений)
Выбор измерительных приборов (в цепях генераторов трансформаторов ЛЭП) и измерительных трансформаторов (тока и напряжения)
Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств имеющихся в проекте
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ
Выбору основного оборудования предшествует разработка нескольких вариантов схемы подстанции. Два варианта подстанции показаны на рис. 1.1. В первом случае используются два трёхобмоточных трансформатора а нагрузка 6 кВ питается непосредственно от ГРУ станции через токоограничивающие реакторы. Во втором случае вместо двух используется три генератора.
Минимальные нагрузки на всех ступенях напряжения составляют по заданию 07 от режима максимальных нагрузок. Расходы электроэнергии на собственные нужды станции по заданию составляет 012.
Выбор мощности генераторов производится исходя из обеспечения выдачи заданной энергии. Для первой схемы выбираем два генератора ТВС-32. Для второй схемы выбираем три генератора Т2-20-2. Номинальные данные для выбранных генераторов приведены в табл. 1.1.
Технические данные генераторов
Частота вращения обмин
Номинальная мощность МВА
Номинальный ток статора кА
Напряжение статора В
Следующим шагом необходимо выбрать трансформаторы. Выбор трансформаторов производиться исходя из наибольшего значения мощности которое через него передаётся.
Для трансформаторов первой схемы режимом максимальной нагрузки будет режим когда потребление на напряжении 6 кВ минимальное. В таком режиме через каждый из трансформаторов в линии высокого напряжения будет передаваться следующее значение мощности:
SТ1=SГ1-Sмин.6кВ2=40-25072=3125 МВА;
SТ2=(3SГΣ-Sмин.6кВ)2=(325-2507)2=2875 МВА.
Этой мощности соответствует трёхобмоточный ТДТН-40000110 (табл. 1.2).
Генераторы и трансформаторы и являются основными элементами станций. На основе анализа их стоимости и потерь в силовых трансформаторах можно уже сделать заключения о технико-экономической эффективности той или иной схемы станции. Все стоимостные показатели приведены в ценах 1985 года что не имеет особого значения при сравнении двух вариантов.
Питание собственных нужд генераторов станции осуществляется через реакторы СН (РСН) которые выбираются для ограничения токов КЗ в схеме СН.
Резервное питание СН можно выполнить также от ГРУ с помощью пускорезервных реакторов СН (ПР РСН). Невозможность осуществить питание от ПР РСН может возникнуть только при выходе из строя или двух трансформаторов связи с энергосистемой или при повреждении обоих секций шин ГРУ что мало вероятно. Но в случае необходимости обеспечить повышенную надёжность можно использовать аккумуляторные батареи.
Технические данные силовых трансформаторов
Номинально напряжение кВ
Напряжение короткого замыкания % для обмоток
Ток холостого хода %
Рис. 1.1. Два варианта выполнения электрической части ТЭЦ.
Рис. 2.1. Первый вариант выполнения электрической части ТЭЦ.
Рис. 2.2. Второй вариант выполнения электрической части ТЭЦ.
ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
После предварительного определения схем соединения станции и выбора основного оборудования для более точного экономического сравнения двух вариантов необходимо определиться с более полными схемами РУ.
Для первой и второй структурных схем более полные схемы представлены на рис. 2.1. и 2.2. На основании этих уточнённых схем следует определить число выключателей всех напряжений реакторов и т.п. Эта информация представлена в таблице 2.1.
Капиталовложения по двум вариантам.
общая стоимость тыс. руб.
Трансформаторы ТДНТ-40000110
Ячейка ГРУ 10 кВ (с реактором)
Ячейка ГРУ 10 кВ (без реактора)
Суммарные основные капиталовложения тыс. руб.
Формула приведенных годовых затрат:
Зi=(Ен+ра+рэ)·Кi+ΔWi (2.1)
где ра рэ –коэффициенты отчислений на амортизацию и эксплуатацию;
Ен – коэффициент нормативной эффективности (Ен=012);
– стоимость электроэнергии в ценах 1985 года руб.
Для того чтобы воспользоваться формулой приведенных затрат необходимо рассчитать потери в трансформаторах. На стадии проектирования подстанции когда еще не известен график нагрузок расчет потерь энергии ведут приближенно по формуле
Временем простоя и использования максимальной нагрузки для определения задаемся произвольно т.к. они не указаны в задании. Стоимость энергии и время максимальных потерь – это справочные данные (литература 1985 г). Задаемся Трем=300 часов Тmax=6000 часов и соответственно =3700 часов =15 коп(кВтч). Рассчитываем потери в каждом из трансформаторов
Определяем приведенные годовые затраты по двум вариантам схемы:
З1=(012+0064+003)·1522+1510-527816103= 3492 тыс. руб.;
З2=(012+0064+003)·1748+1510-527122103= 3954 тыс. руб.;
Приведенные затраты по двум вариантам различаются примерно на 11% значит по результатам технико-экономического расчёта следует принять для дальнейшей разработки первый более дешёвый вариант схемы.
ВЫБОР АППАРАТОВ (ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ РАЗЪЕДИНИТЕЛИ И ДР.)
Выбор аппаратов производим по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах (если задан ток КЗ). Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению (Uр Uн) роду установки (внутренняя наружная) и конструктивному исполнению.
По номинальному току (Iраб.max Iн) выбираются те аппараты по которым протекают рабочие токи: выключатели разъединители отделители реакторы трансформаторы тока и предохранители. Кроме того каждый аппарат от его назначения дополнительно выбирается по ряду специфических параметров.
Высоковольтные коммутационные аппараты следует проверять по следующим условиям:
Отключающей способности:
Динамической прочности:
Термической стойкости:
где Вк – тепловой импульс по расчету:
Вк = Iпо2(tотк+Та) (3.4)
где It – предельный ток термической стойкости по каталогу;
tt - длительность протекания тока термической стойкостис.
Аппараты РУ 35 кВ (выключатели в цепи СН трансформаторов линий к нагрузке секционный выключатель):
рабочее напряжение 35 кВ;
максимальный рабочий ток
ток КЗ Iпо.35=15 кА;
Вк.35 = Iпо2(tотк+Та)= 152(015+009)= 54 кА2с.
Коммутационные аппараты РУ 35 кВ
Выключатель маломасленный
It2tt = 2524 =2500 кА2с
It2tt = 2024 =1600кА2с
Токи аварийных режимов (ток КЗ и ударный ток КЗ) определяются упрощённо исходя из отношения напряжения на шинах различных РУ. Это допущение правдоподобно лишь отчасти но даёт нам возможность показать более полный выбор аппаратов РУ.
Аппараты РУ 110 кВ (выключатели ВЛЭП 110 кВ силовых трансформаторов со стороны 110 кВ ОВ и ШСВ):
рабочее напряжение 110 кВ;
Вк.110 = Iпо2(tотк+Та)= 4772(015+009)= 546 кА2с.
Коммутационные аппараты РУ 110 кВ
It2tt = 2023 =1200 кА2с
It2tt = 31524 =3969кА2с
Аппараты ГРУ 6 кВ (в цепи трансформаторов):
рабочее напряжение 6 кВ;
Вк.6 = Iпо2(tотк+Та)= 8752(015+009)= 18375 кА2с.
Коммутационные аппараты ГРУ 6 кВ в цепях НН трансформаторов
It2tt = 8724 =30276 кА2с
It2tt = 12524 =62500 кА2с
Аппараты ГРУ 6 кВ (в цепи генераторов и секционного выключателя):
Коммутационные аппараты ГРУ 6 кВ в цепях генераторов и СВ
Аппараты ГРУ 6 кВ (за реакторами СН и пускорезервными РСН; за линейным реактором):
Поскольку реакторы линейные СН и ПР СН выбираются исходя из ограничения токов КЗ в последующих элементах схемы то выбор выключателей за ними в данном курсовом проекте возможен только по максимальному току.
Коммутационные аппараты ГРУ 6 кВ за реакторами
за реактором СН и ПР СН
за линейными реакторами
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ (ТОКОПРОВОДЫ ГЕНЕРАТОРОВ И ТРАНСФОРМАТОРОВ ШИНУ РУ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ)
Сборные шины и ошиновка ОРУ 110 кВ должны быть рассчитаны на тока максимальной перегрузки одного из трансформаторов. Рассчитываем ток при максимальной нагрузке на шинах 110 кВ:
По токовой нагрузке выбираем гибкие проводники АС-9516 с наружным диаметром 135 мм и токовой нагрузкой вне помещений 330 А.
Для проверки на термическое действие тока КЗ используется формула:
где С – расчётный коэффициент значение которого принимаются в зависимости от допустимой температуры нагрева при к.з. материала проводника Амм2;
Вк – тепловой импульс от тока к.з. А2с
Проверяем выбранные гибкие проводники на термическую стойкость:
Для проверки на коронирование необходимо рассчитать начальную критическую напряженность и напряженность вокруг токопровода а затем сравнить их по условию .
где m – коэффициент шероховатости поверхности (для многопроволочных проводов m=082);
r0 – радиус токопровода см.
где D – расстояние между соседними фазами см.
Условия выполняются – выбранные токопроводы принимаем как окончательные. Гибкие проводники не проверяются на динамическую стойкость при КЗ. Шины и ошиновка ОРУ всех напряжений не проверяется по экономической плотности тока.
Рис. 4.1. Пояснения к выбору токоведущих частей.
Следующим шагом выберем проводники для шин и ошиновки РУ 35 кВ. Как и шины РУ 110 кВ первоначально сечение сборных шин РУ 35 кВ принимаем по допустимому току максимальной нагрузки. Для отдельных секций шин максимальной будет вся нагрузка шин.
Для каждой секции шин принимаем шины прямоугольного сечения. Параметры выбранных шин приведены в таблице 6.1.
Параметры шин прямоугольного сечения.
Сечение одной полосы мм2
5 (внутри помещений)
15 (внутри помещений)
Проверка шин на механическую прочность производится по току трёхфазного к.з. Наибольшее удельное усилие при трёхфазном к.з. определяется по формуле:
где a – расстояние между шинами фаз м.
Равномерно распределённая сила f создаёт изгибающий момент (шина рассматривается как многопролётная балка свободно лежащая на опорах):
где l – длина пролёта между опорными изоляторами шинной конструкции м.
Напряжение в металле шин возникающее при воздействии изгибающего момента
где W – момент сопротивления шин относительно оси перпендикулярной действию усилия см3.
Шины механически прочны если:
где доп – допустимое механическое напряжение в материале шин.
Момент сопротивления
Проверка шин на термическую стойкость при к.з. производится по условию
q – выбранное сечение мм2.
При приближенных расчетах минимальное сечение проводника отвечающее требованию его термической стойкости при к.з. можно определить по формуле
где С – функция значения которой определяются по таблице (для алюминиевых шин С=90 Ас12мм2);
Вк – расчетный тепловой импульс тока (по табл. 3.1 для РУ 35 кВ) кА2с.
Проверка шин на электродинамическую стойкость заключается в подборе длины пролета между изоляторами (т.к. форма шин уже выбрана) с целью добиться чтобы частота собственных колебаний шин были меньше 30 Гц или больше 200 Гц. При выполнении этого условия механический резонанс исключен. Частота собственных колебаний определяется по формуле
где J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы см4.
Проводим расчеты и проверку по формулам (4.6-4.13):
Для алюминия АДО доп=40 МПа поэтому если считать примерно рассчитанный ударный ток верным то следует перевыбрать шины приняв шины с большим сечением.
Примем шины сечением 600 мм2 (60х10 мм):
Условие (6.16) выполняется 40>252 – шины обеспечат требуемую механическую прочность во время к.з.
Минимальное сечение проводника отвечающее требованию его термической стойкости при к.з.:
Условие (6.18) выполняется 600>816 – шины будут достаточно термически прочными во время к.з.
Проверка шин на электродинамическую стойкость:
Собственная частота колебаний шин меньше 30 Гц. Выбранные плоские алюминиевые шины могут быть использованы для выполнения сборных шин и ошиновки в ЗРУ 35 кВ.
Выбор сборных шин и токопроводов в цепи генератора:
Сборные шины ГРУ выполним алюминиевыми шинами коробчатого сечения выбор которых производим полной мощности ТЭЦ (по мощности двух генераторов):
По таблице выбираем срощенные алюминиевые шины коробчатого сечения размером (200х90х10)мм Iдоп=7550 А q=3435 мм2 W=422 см3.
Проверка шин на механическую прочность производится по току трёхфазного КЗ Наибольшее удельное усилие при трёхфазном КЗ определяется по формуле:
Равномерно распределённая сила f создаёт изгибающий момент:
где l – длина пролёта между опорными изоляторами шинной конструкции м.
где W – момент сопротивления шин относительно оси перпендикулярной действию усилия см3 .
где доп – допустимое механическое напряжение в материале шин (90 МПа для алюминиевого сплава АД31Т1).
Ошиновку ГРУ (участки к генераторам) выполним алюминиевыми шинами коробчатого сечения выбор которых производим по мощности одного генератора:
По таблице выбираем срощенные алюминиевые шины коробчатого сечения размером (125х55х65)мм Iдоп=4640 А q=1370 мм2 W=100 см3.
Ошиновку ГРУ (участки к трансформаторам) выполним алюминиевыми шинами коробчатого сечения выбор которых производим по мощности одного перегруженного трансформатора:
По таблице выбираем срощенные алюминиевые шины коробчатого сечения размером (150х65х7)мм Iдоп=5650 А q=1785 мм2 W=167 см3.
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ (В ЦЕПЯХ ГЕНЕРАТОРОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ ЛЭП) И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ (ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ)
На сторонах потребителей 110 и 35 кВ устанавливаются одни и те же комплекты приборов поэтому выбор измерительных трансформаторов для этих напряжений покажем параллельно.
Применим трансформаторы тока встроенные в трансформатор которые выбираем по условиям: для 110 кВ
Выбираем трансформатор ТВТ 110-I-6005 и ТВТ 35-I-6005 сопротивление вторичной обмотки r2ном=12 Ом (в классе 05).
По динамической стойкости встроенные трансформаторы тока не проверяются.
Проверка на термическую стойкость току КЗ
Проверяем выбранный трансформатор по вторичной нагрузке. Для этого выбираем все приборы подключаемые к трансформатору и сводим их в табл. 8.1.
Приборы подключённые к ТТ силового трансформатора со стороны ВН и СН
Выбранные трансформаторы тока должны быть проверены по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому полное сопротивление приборов принимается равным активному. Вторичная нагрузка состоит из сопротивлений приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
z2=rприб+rпр+rк (5.1)
Сопротивление приборов определяется по выражению
Сопротивления соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выдержать условие
rпр = z2.ном-rприб-rк (5.3)
Зная сопротивление проводов можно определить их сечения q:
где ρ – удельное сопротивление материала провода (для алюминия 00283 Оммм2м).
rпр = z2.ном-rприб-rк=12-001-01=109 Ом;
Принимаем контрольный кабель АКРВГ-25мм2.
Схема подключения приборов.
Выбираем трансформаторы тока включенные в цепь отходящих ЛЭП (установленных в ячейках ОРУ 110 кВ и ЗРУ 35 кВ). Принимаем трансформаторы ТФЗМ-110Б-У1 и ТФЗМ-35Б-У1 сопротивление вторичной обмотки r2ном=12 Ом (в классе 05). Расчетные и каталожные данные сносим в табл. 8.2 и 8.3.
Данные трансформаторов ТФЗМ-110Б-У1
Расчетные данные цепи
Данные трансформаторов ТФЗМ-35Б-У1
Приборы подключённые к ТТ установленным в отходящих ВЛЭП 110 кВ
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
rпр = z2.ном-rприб-rк=12-026-01=084 Ом;
Выбираем трансформаторы напряжения на сборных шинах и отходящих линиях 110 и 35 кВ.
Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению.
Принимаем трансформатор НКФ-110-58У1 и ЗНОЛ-35-У1 S2ном=400 ВА (в классе точности 05).
Трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке. Для чего принимаем перечень необходимых измерительных приборов и заносим в табл. 8.4.
Вольтметр регистрирующий
Частотомер регистрирующий
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ-25мм2.
Выбор измерительных трансформаторов в цепи 6 кВ.
Выбираем трансформаторы тока встроенные в токопровод ТЭКН. По табл.5.9 [1] принимаем трансформаторы ТШВ-15-80005 r2ном=12 Ом (в классе 05). Расчетные и каталожные данные сносим в табл.8.5
Технические данные ТТ ТШВ-15-80005
Приборы подключаемые к ТТ генераторов
Амперметр регистрирующий
Ваттметр регистрирующий
rпр = z2.ном-rприб-rк=12-06-01=05 Ом;
Принимаем контрольный кабель АКРВГ-4мм2.
Выбираем трансформаторы тока установленные на линиях СН. По табл. 5.9 [1] принимаем трансформаторы ТПОЛ-10 r2ном=08 Ом (в классе 05). Расчетные и каталожные данные сносим в табл.8.7
Технические данные ТТ в цепи СН
Проверка на вторичную нагрузку.
rпр = z2.ном-rприб-rк=08-014-01=056 Ом;
Выбираем трансформаторы тока установленные на линиях к потребителю. По табл.5.9 [1] принимаем трансформаторы ТПОЛ-10 r2ном=08 Ом (в классе 05). Расчетные и каталожные данные сносим в табл. 8.9.
Технические данные ТТ в линиях 6 кВ к потребителям
Приборы устанавливаемые в линиях к потребителю на напряжении 6 кВ
rпр = z2.ном-rприб-rк=08-012-01=058 Ом;
Для подключения защиты от замыканий на корпус в обмотке статора генератора выбираем трансформатор тока нулевой последовательности. По табл.5.12 [1] принимаем трансформатор ТНПШ-3У с Iном=7500А.
Выбираем трансформатор напряжения подключенный к выводам статора генератора. По табл.5.13 [1] выбираем трансформатор ЗНОЛ.06- 10-У3 S2ном=75 ВА (в классе точности 05).
Трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке. Для чего принимаем перечень необходимых измерительных приборов и заносим в табл.8.11.
Приборы подключаемые к ТН обмотки статора генератора.
Регистрирующий ваттметр
Датчик активной мощности
Датчик реактивной мощности
Два трансформатора соединенные в звезду имеют мощность 2х75=150 ВА>126 ВА.
Выбираем трансформатор напряжения подключенный к секциям ГРУ. По табл.5.13 [1] выбираем трансформатор НТМИ-10 S2ном=120 ВА (в классе точности 05).
Трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке. Для чего принимаем перечень необходимых измерительных приборов и заносим в табл.8.12.
Приборы подключённые к ТН на шинах ГРУ 6 кВ
Выбираем трансформатор напряжения подключенный к шинам за реактором присоединений. По табл.5.13 [1] выбираем трансформатор НОЛ-10 S2ном=75 ВА (в классе точности 05).
Трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке. Для чего принимаем перечень необходимых измерительных приборов и заносим в табл.8.13.
Приборы подключаемые к ТН за реактором присоединений
ВЫБОР И ОПИСАНИЕ ВСЕХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ИМЕЮЩИХСЯ В ПРОЕКТЕ
В данном проекте ТЭЦ-60 имеется три распределительных устройства: высокого напряжения выполненное открытого исполнения: ОРУ 110 кВ; среднего напряжения ЗРУ 35 кВ и низкого напряжения ГРУ 6 кВ.
Распределительное устройство — это электроустановка предназначенная для приема и распределения электрической энергии содержащая электрические аппараты шины и вспомогательные устройства. Если распределительное устройство расположено внутри здания то оно называется закрытым.
Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) сооружаются обычно при напряжении 3-20 кВ. При больших напряжениях как правило сооружаются открытые РУ. Однако при ограниченной площади под РУ или при повышенной загрязненности атмосферы могут применяться ЗРУ на напряжения 35-110 кВ.
Распределительные устройства должны обеспечивать надежность работы электроустановки что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствии с ПУЭ.
Обслуживание РУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость удобство ремонтных работ полную безопасность при ремонтах и осмотрах.
Распределительное устройство среднего напряжения можно выполнить закрытым так как оно требует для исполнения гораздо меньшей площади (объёмов). Это обусловлено меньшими размерами всех аппаратов на напряжении 35 кВ и меньшим их количеством (в данном курсовом проекте). РУ 35 кВ выполнено секционированным что обеспечивает большую надёжность и возможность независимой работы силовых трансформаторов на напряжении 35 кВ.
Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Ограждение может быть сплошным или сетчатым. Во многих конструкциях ЗРУ применяется смешанное ограждение — на сплошной части ограждения крепятся приводы выключателей и разъединителей а сетчатая часть ограждения позволяет наблюдать за оборудованием. Высота такого ограждения должна быть не меньше 19 м при этом сетки должны иметь отверстия размером не более 25х25 мм. Ограждения должны запираться на замок.
Неизолированные токоведущие части расположенные над полом на высоте до 25 м в установках 3-10 кВ и 27 м в установках 20—35 кВ должны ограждаться сетками причем высота прохода под сеткой должна быть не менее 19 м.
Распределительное устройство должно быть экономичным. Стоимость сооружения РУ слагается из стоимости строительной части электрического оборудования электромонтажных работ и накладных расходов. Для уменьшения стоимости строительной части по возможности уменьшают объем здания и упрощают его конструкцию. Значительное уменьшение стоимости достигается применением зданий РУ из сборных железобетонных конструкций заменивших кирпичную кладку применявшуюся раньше.
Для уменьшения стоимости электромонтажных работ и ускорения сооружения РУ широко применяют укрупненные узлы собранные на специализированной монтажной базе. Такими узлами могут быть камеры и шкафы со встроенным электрооборудованием: камеры для сборных шин и шинных разъединителей шкафы управления выключателями шкафы линейных разъединителей и т. п.
Как было отмечено ранее ЗРУ 35 кВ дороже открытых распределительных устройств на то же напряжение так как стоимость здания значительно больше стоимости металлоконструкций и фундаментов необходимых для открытой установки аппаратуры. В ЗРУ 35 кВ применяют только воздушные или маломасляные выключатели. Установка баковых масляных выключателей привела бы к значительному увеличению стоимости РУ за счет сооружения специальных камер и маслосборных устройств.
Распределительное устройство расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством. Так же как и ЗРУ открытые РУ должны обеспечить надежность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ.
Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводов или из жестких труб. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах а жесткие — с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.
Под силовыми трансформаторами предусматривается маслоприемник укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. 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.
Открытое РУ должно быть ограждено.
Открытые РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми:
меньше объем строительных работ так как необходимы лишь подготовка площадки устройство дорог сооружение фундаментов и установка опор в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ;
легче выполняются расширение и реконструкция;
все аппараты доступны для наблюдения.
В то же время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье занимают значительно большую площадь чем ЗРУ а аппараты на ОРУ подвержены запылению загрязнению и колебаниям температуры.
В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными в отличие от других компоновок где выключатели линий расположены в одном ряду а выключатели трансформаторов — в другом. В типовых компоновках выключатель не изображается показано лишь место его установки (узел выключателя и шинной опоры). При конкретном проектировании когда тип выключателя выбран разрабатывается его установочный чертеж.
Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.
Большое количество портальных конструкций в рассмотренном типовом ОРУ вызывает необходимость производства работ на высоте затрудняет и удорожает монтаж.
ГРУ 6 кВ выполнено в закрытом исполнении по схеме с одной секционированной системой шин и имеет две секции. К каждой секции присоединен генератор трансформатор связи групповые реакторы и реакторы с.н. Помещение ГРУ разбито перегородками на ячейки в целях пожарной безопасности. Все кабели проложены в кабельных тоннелях. Охлаждающий воздух к реакторам подается из вентиляционных каналов. Для удобства обслуживания оборудование имеет рядное расположение.
На подстанциях соединение силового трансформатора с РУ 6—10 кВ может выполняться шинным мостом. Жесткие шины крепятся на штыревых изоляторах установленных на металлических или железобетонных конструкциях. Расстояния между фазами и изоляторами принимаются по расчету обычно для установок 6—10 кВ расстояния между фазами 06 — 08 м между изоляторами 1 — 15 м. На выводе из РУ и около трансформатора предусмотрены шинные компенсаторы. Достоинство такого соединения — простота а при небольшой длине — надежность и экономичность. С увеличением длины шинного моста увеличивается количество изоляторов возрастает стоимость и снижается надежность так как более вероятно перекрытие по изоляторам особенно при их загрязнении. Это привело к тому что на тепловых электростанциях открытые шинные мосты обычно не применяют.

Главная схема-A1.dwg

111.doc

Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений
Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
Выбор токоведущих частей
Выбор типов релейной защиты
Выбор измерительных приборов и трансформаторов
Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств имеющихся в проекте
Целью курсового проекта является разработка электрической станции. В задании на курсовое проектирование указывалось: тип и мощность электростанции напряжения на которых осуществляется питание нагрузок связь с энергосистемой или другими электрическими станциями мощности потребляемые нагрузками схема энергосистемы. При выполнении нужно было решить следующие вопросы: разработать структурную схему и выбрать основное оборудование выбрать и обосновать главную схему соединений и схему РУ рассчитать токи к.з. выбрать контрольно-измерительные приборы.
Современная электроэнергетика базируется на трехфазном переменном токе с частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока объясняется большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока а также возможностью применения наиболее надежных простых и экономичных асинхронных электродвигателей по сравнению с электродвигателями других типов.
В городах поселках и на крупных предприятиях электрические сети строятся на напряжение 10 кВ и реже 6 кВ. Напряжения 35 и 110 кВ применяются для связи электростанций между собой при небольших расстояниях и в распределительных сетях при питании потребителей от мощных станций. Напряжения 220 330 и 500 кВ применяются для связи мощных электростанций между собой передачи больших мощностей на дальние расстояния а также для межсистемной связи.
Электрическая часть каждой электростанции прежде всего характеризуется схемой электрических соединений на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты и аппараты электрической части станции и соединения между ними.
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ
В большинстве случаев выбор структурной схемы основывается на сравнении возможных вариантов по технико-экономическим показателям но в большинстве случаев составление структурной схемы приводит к однозначному чаще всего типовому решению.
В данном случае предлагаются варианты с различными схемами РУ 110 и 220 кВ и с различной единичной мощностью блоков (рис. 2.1).
Рис. 2.1. Типовая структурная схема ГРЭС (вариант 1).
Рис. 2.2. Типовая структурная схема ГРЭС (вариант 2).
Такой подбор мощностей генераторов ГРЭС наиболее удовлетворяет заданным нагрузкам потребителей на напряжении 110 и 220 кВ: 150 МВт на 110 кВ; 250 МВт на 220 кВ.
Основными элементами электрического оборудования на станциях являются генераторы и трансформаторы (автотрансформаторы). Параметры выбранных генераторов станции приведены в табл. 2.1.
Технические данные генераторов ГРЭС
Частота вращения обмин
Номинальная мощность МВА
Таким образом ГРЭС имеет блочную структуру при этом выбор мощности трансформаторов блоков производится по мощности генераторов.
Поэтому в первой схеме для подключения генераторов к РУ 220 кВ выбираем трансформаторы ТДЦ-125000220 а для подключения генераторов к РУ 110 кВ трансформаторы ТДЦ-125000110. У выбранных трансформаторов напряжение НН равно 11 кВ что соответствует номинальному напряжению статоров генераторов.
Во второй схеме для подключения генераторов к РУ 220 кВ выбираем трансформаторы ТЦ-200000220 а для подключения генераторов к РУ 110 кВ трансформатор ТДЦ-200000110. У выбранных трансформаторов напряжение НН равно 18 кВ что соответствует номинальному напряжению статоров генераторов.
Выбор автотрансформаторов связи РУ различных напряжений производится несколько иначе. Для выбора автотрансформаторов необходимо знать режим их работы (автотрансформаторный трансформаторный или комбинированный) перетоки мощности между обмотками коэффициент выгодности типовую и номинальную мощности.
При рассмотрении вариантов схемы в первом случае предполагаем что автотрансформаторы осуществляют только связь РУ 110 и 220 кВ а во втором случае предположим что от них производится резервное питание СН ГРЭС.
Первый вариант схемы: Сначала предполагаем потребитель 110 кВ работает в режиме наименьшей нагрузки. Предположим что мощность от одного генератора работающего на систему 110 кВ частично обеспечивает работу потребителей 110 кВ и СН ГРЭС а остаток передаётся в систему 220 кВ:
РВ=2Рген-Рсн-Рнагр.мин=2100-2100008-08150=64 МВт;
SВ= РВcosφ=64085=753 МВА.
Это комбинированный режим работы автотрансформатора СНВН (753 МВА) и СННН (16 МВА). Такой режим ограничивается загрузкой общей части обмотки:
Теперь аналогично предполагаем что остаток генерируемой мощности передаётся от системы 220 кВ с систему 110 кВ и на резервное питание СН ГРЭС. При этом:
РС=3Рген-Рсн-Рнагр.мин=3100-3100008-08250=76 МВт;
SС= РСcosφ=76085=894 МВА.
Это комбинированный режим работы автотрансформатора ВНСН (894 МВА) и ВННН (16 МВА). Такой режим ограничивается загрузкой последовательной части обмотки:
Выбранный автотрансформатор должен соответствовать двум условиям
Для автотрансформатора АТДЦТН-125000220110 типовая мощность составляет 63 МВА и удовлетворяет обоим условиям.
Второй вариант схемы: Сначала предполагаем потребитель 110 кВ работает в режиме наименьшей нагрузки. Предположим что мощность от одного генератора работающего на систему 110 кВ частично обеспечивает работу потребителей 110 кВ и СН ГРЭС а остаток передаётся в систему 220 кВ:
РВ=Рген-Рсн-Рнагр.мин=160-160008-08150=28 МВт;
SВ= РВcosφ=28085=329 МВА.
Это комбинированный режим работы автотрансформатора СНВН (329 МВА) и СННН (16 МВА). Такой режим ограничивается загрузкой общей части обмотки:
РС=2Рген-Рсн-Рнагр.мин=2160-2160008-08250=944 МВт;
SС= РСcosφ=944085=1111 МВА.
Это комбинированный режим работы автотрансформатора ВНСН (1111 МВА) и ВННН (16 МВА). Такой режим ограничивается загрузкой последовательной части обмотки:
Номинальные данные выбранных силовых трансформаторов блоков и автотрансформаторов связи приведены в табл. 2.2.
Кроме указанных трансформаторов на ГРЭС обязательно устанавливаются трансформаторы СН и резервные трансформаторы СН.
На каждом блоке генератор-трансформатор устанавливаем по одному трансформатору СН мощность которого определяется из условия:
Выбираем трансформаторы ТДНС-1000010 (табл.2.2). Для запуска агрегатов ГРЭС из холодного состояния или в случаях аварий используются РТСН суммарная мощность которых должна обеспечивать покрытие всех СН ГРЭС т.е. 008500 МВт. Исходя из этого для первого варианта схемы выбираем два трансформатора ТДНС-16000110 которые будут присоединены к РУ 110 кВ (табл. 2.2). Для второго варианта для резервных нужд будем использовать автотрансформаторы связи.
Технические данные силовых трансформаторов
Номинально напряжение кВ
Напряжение короткого замыкания % для обмоток
Ток холостого хода %
ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Для проведения технико-экономического расчета (ТЭР) необходимо определиться с возможными вариантами конструкции РУ ВН и СН.
Выбор схемы РУ зависит от нескольких основных параметров: типа станции; величины напряжения; количества присоединяемых (отходящих) линий.
При выборе схему РУ 220 кВ будем руководствоваться что число присоединений к шинам 220 кВ равно 8 (две системные линии одна линия к нагрузке 220 кВ три блока генератор-трансформатор и два автотрансформатора). Согласно справочной литературе указанным условиям удовлетворяют:
две несекционированные системы шин с обходной (рис. 3.2);
две секционированные системы шин с обходной (рис. 3.3).
При выборе схему РУ 110 кВ будем руководствоваться что максимальное число присоединений к шинам 110 кВ равно 10 (две системные линии две линии к потребителю 110 кВ два блока генератор-трансформатор два автотрансформатора и два РТСН). Согласно справочной литературе указанным условиям удовлетворяют:
одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями (рис. 3.1);
две несекционированные системы шин с обходной (рис. 3.2).
Рис. 3.1. Схема РУ 110 кВ: одна секционированная система шин с обходной с совмещенным секционным и обходным выключателем.
Рис. 3.2. Схема РУ 110-220 кВ: две несекционированные системы шин с обходной
Рис. 3.3. Схема РУ 220 кВ: две секционированные системы шин с обходной
Для второго варианта из двух сравниваемых примем схемы рис. 3.1. и 3.3 для РУ 110 и 220 кВ соответственно а для первого варианта схемы ГРЭС примем РУ рис. 3.2 для обоих ступеней напряжения.
Проведем ТЭР для сравнения различных вариантов схемы ГРЭС. Для этого необходимо предварительно определиться со стоимостью ячеек всех РУ (стоимость выбранных генераторов и трансформаторов уже известна и приведена в табл. 2.1 и 2.2). Для технико-экономического расчета в ходе данного учебного проектирования зададимся укрупненными значениями стоимости для каждого из основных элементов схемы (таблица 3.1).
Стоимость потерь энергии в ТСН вследствие их малости в ТЭР не учитываем.
Результаты расчета капиталовложений по каждому из вариантов схемы приведем в виде таблицы 3.2.
Укрупненные показатели стоимости оборудования и нормы отчислений.
Усредненная стоимость
Нормы амортизационных отчислений и затрат на эксплуатацию
Капиталовложения по двум вариантам.
общ. стоимость тыс. руб.
Суммарные основные капиталовложения
Формула приведенных годовых затрат:
Зi=(Ен+ра+рэ)·Кi+ΔWi (3.1)
где ра рэ –коэффициенты отчислений на амортизацию и эксплуатацию;
Ен – коэффициент нормативной эффективности (Ен=012);
– стоимость электроэнергии в ценах 1985 года руб.
Для того чтобы воспользоваться формулой приведенных затрат необходимо рассчитать потери в трансформаторах. На стадии проектирования подстанции когда еще не известен график нагрузок расчет потерь энергии ведут приближенно по формуле
Основные потери энергии будут в трансформаторах блоков. Потери в автотрансформаторах зависят от режима в энергосистеме и на данном этапе правильно определены быть не могут. Поэтому потерями в автотрансформаторах пренебрегаем. Задаемся Тр=200 часов Тmax=6000 часов и соответственно =3700 часов =15 коп(кВтч). Рассчитываем потери в каждом из пяти трансформаторов блоков:
Определяем приведенные годовые затраты по двум вариантам схемы:
З1=(012+0064+002)·5326+1510-5(3227106+2221106)=12545 тыс. руб.;
З2=(012+0064+002)· 5473+1510-5(2328106+1326106)=12638 тыс. руб.
Приведенные затраты по двум вариантам различаются менее чем на 5% поэтому на основании проведённого ТЭР нельзя принять окончательного решения. Станция с большим числом агрегатов меньшей единичной мощности может работать по более гибкому графику нагрузки в энергосистеме кроме того значения токов КЗ в такой схеме меньше что упрощает выполнение токоведущих частей.
Рис. 3.4. Схема первого варианта ГРЭС.
Рис. 3.5. Схема второго варианта ГРЭС.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Для выбора аппаратов и токоведущих элементов схемы очень важное значение имеет определение токов КЗ в характерных точках схемы. Первым этапом расчёта является составление схемы замещения с нанесением всех эквивалентных сопротивлений и источников подпитки точек КЗ. Заданная к проектированию ГРЭС имеет связь с энергосистемой (с заданными параметрами) и ТЭЦ-300 (с незаданными параметрами). Поэтому при составлении расчётной схемы ТЭЦ представим как три параллельные ветви с сопротивлением и ЭДС (три блока генератор-трансформатор по 100 МВт).
Рис. 4.1. Первоначальная схема расчёта КЗ.
Рассчитывать значения токов КЗ имеет смысл в 4 точках отмеченных на схеме (рис. 4.1). Задаёмся базисной мощностью для расчёта равной мощности энергосистемы Sб=3200 МВА тогда сопротивление системы остаётся равным Х8=015.
Теперь рассчитываем эквивалентные индуктивные сопротивления элементов сети:
Сопротивление линии 110 кВ (7):
где Худ – удельное сопротивление 1 км линии равное 04 Ом.
Uср.н – средненоминальное напряжение кВ;
Сопротивление линий 220 кВ (9):
Сопротивления трансформаторов ТЭЦ (4-6) и трансформаторов ТДЦ-125000110 ГРЭС (12 13):
Сопротивления трансформаторов ТДЦ-125000220 ГРЭС (14-16):
Сопротивления автотрансформаторов АТДЦТН-125000220110 (10 и 11):
Сопротивления генераторов ТЭЦ (1-3) и проектируемой ГРЭС (17-21):
Теперь сворачиваем схему замещения поочерёдно относительно каждой асчётной точки КЗ.
Расчёт для точки К1:
Рис. 4.2. Сворачивание схемы к точке К1 (первый этап).
Х22=Х8+Х9=015+266=281;
Х23=Х24=Х25=Х1+Х4=498+282=78;
Х27=Х28=Х29=Х30=Х31=Х12+Х17=498+282=78.
Значения ЭДС в относительных единицах примем для энергосистемы Ес=1 а для каждого из генераторов схемы согласно справочным данным (для турбогенераторов 100 МВт) Ег=113.
Производим дальнейшее сворачивание схемы замещения с учётом того что все ЭДС генераторов равны:
Рис. 4.3. Сворачивание схемы к точке К1 (второй этап).
Х33=Х32+Х7=26+532=792;
Теперь рассчитываем значения токов КЗ в точке К1 от каждого источника. Для выбора высоковольтных аппаратов и шин РУ необходимо определить следующие значения токов КЗ:
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:
где Хрез – результирующее сопротивление между источником и точкой КЗ;
Iб – базисный ток определяемый для каждой из ступеней напряжения кА.
где Ку – ударный коэффициент тока КЗ (по справочным таблицам).
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент отключения выключателя t:
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ с
Периодическую составляющую тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя. Для этого будем использовать метод типовых кривых для которого необходимо знать суммарный ток групп генераторов и отношение Iп0Iг.ном.
Для определения токов КЗ от Е3 и Е4 (присоединённых через общее сопротивление 26) необходимо определить коэффициента распределения по лучам:
Iп0= Iп0.1+Iп0.2+ Iп0.3+ Iп0.4=23+466+228+186=111 кА.
Значения ударного тока:
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя (t=009 с):
Периодическая составляющая в момент t=009 с:
; по кривым Кп.2=085;
; по кривым Кп.3=097;
ТЭЦ и энергосистему можно считать удалёнными источниками подпитки КЗ поэтому:
Iпt.2=Кп.2Iп0.2=085466=396 кА;
Iпt.3=Кп.3Iп0.3=097228=221 кА;
Iпt= Iпt.1+Iпt.2+ Iпt.3+ Iпt.4=23+396+221+186=1033 кА.
Расчёт всех токов КЗ по такой же схеме производиться и для остальных точек КЗ отмеченных на рис. 4.1. Результаты расчёта сведены в табл. 4.1.
Результаты расчёта токов КЗ
Генератор соседнего блока
Генераторы соседних блоков
Выбор аппаратов производим по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах (по рассчитанным токам КЗ). Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению (Uр Uн) роду установки (внутренняя наружная) и конструктивному исполнению.
По номинальному току (Iраб.max Iн) выбираются те аппараты по которым протекают рабочие токи: выключатели разъединители отделители реакторы трансформаторы тока и предохранители. Кроме того каждый аппарат от его назначения дополнительно выбирается по ряду специфических параметров.
Высоковольтные коммутационные аппараты следует проверять по следующим условиям:
Отключающей способности:
Динамической прочности:
Термической стойкости:
где Вк – тепловой импульс по расчету:
Вк = Iпо2(tотк+Та) (5.4)
где It – предельный ток термической стойкости по каталогу;
tt - длительность протекания тока термической стойкостис.
Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения
Номинальный ток включения;
Собственное время отключения и включения;
рабочее напряжение 110 кВ;
максимальный рабочий ток (ток одного присоединения считаем самым мощным присоединением – блок генератор-трансформатор)
Вк.110 = Iп02(tотк+Та)= 1112(009+026)= 431 кА2с.
Коммутационные аппараты РУ 110 кВ
iaном=31523100 =102 кА
It2tt = 4023 =4800 кА2с
It2tt = 4023 =4800кА2с
рабочее напряжение 220 кВ;
Вк.220 = Iп02(tотк+Та)= 8042(009+026)= 226 кА2с.
Коммутационные аппараты РУ 220 кВ
Аппараты установленные за РТСН:
рабочее напряжение 63 кВ;
Вк.ртсн = Iп02(tотк+Та)= 082(008+026)= 022 кА2с.
Коммутационные аппараты 63 кВ за РТСН
iaном=2030100 =66 кА
It2tt = 2024 =1600 кА2с
It2tt = 31524 =3969 кА2с
Аппараты установленные за ТСН:
Вк.тсн = Iп02(tотк+Та)= 082(008+026)= 022 кА2с.
Коммутационные аппараты 63 кВ за ТСН
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Выбор сборных шин и токоведущих частей в цепи трансформатор-шины 110 кВ:
Максимальный ток ошиновки при работе в нормальном режиме определяется по току наиболее мощного присоединения (считаем самым мощным присоединением – блок генератор-трансформатор)
Максимальный ток сборных шин 110 кВ будем рассчитывать по мощности присоединения одного блока и мощности одного автотрансформатора связи (считаем что именно такую нагрузку несёт каждая система сборных шин) т.е.
Согласно рассчитанному току для РУ 110 кВ принимаем в качестве ошиновки сталеалюминевые провода АС 30039 с допустимой токовой нагрузкой 710 А и наружным диаметром всех проволок 24 мм в качестве сборных шин принимаем сталеалюминевые провода АС 50027 с допустимой токовой нагрузкой 960 А и наружным диаметром всех проволок 294 мм.
Для проверки на термическое действие тока КЗ используется формула:
где С – расчётный коэффициент значение которого принимаются в зависимости от допустимой температуры нагрева при КЗ материала проводника Амм2;
Вк – тепловой импульс от тока КЗ А2с
Проверяем выбранные гибкие проводники на термическую стойкость:
9300 и 729500 – условие выполняется.
Для проверки на коронирование необходимо рассчитать начальную критическую напряженность по формуле и напряженность вокруг токопровода по формуле а затем сравнить их по условию .
где m – коэффициент шероховатости поверхности (для многопроволочных проводов m=082);
r0 – радиус токопровода см.
где D – расстояние между соседними фазами см.
Условия выполняются – выбранные токопроводы принимаем как окончательные.
Для гибких токопроводов расчёт на динамическую стойкость не производится. Аналогично определяемся с сечениями токоведущих частей РУ 220 кВ:
Максимальный ток сборных шин 220 кВ будем рассчитывать по мощности присоединения двух блоков и мощности одного автотрансформатора связи (считаем что именно такую максимальную нагрузку может нести каждая система сборных шин) т.е.
Согласно рассчитанному току для РУ 220 кВ принимаем в качестве ошиновки сталеалюминевые провода АС 15024 с допустимой токовой нагрузкой 450 А и наружным диаметром всех проволок 171 мм в качестве сборных шин принимаем сталеалюминевые провода АС 40022 с допустимой токовой нагрузкой 830 А и наружным диаметром всех проволок 266 мм.
8150 и 528400 – условие выполняется.
Проверяем токопроводы по условию коронирования:
Условия не выполняются – выбранные токопроводы не могут быть использованы в качестве ошиновки по условию коронирования.
Принимаем для выполнения ошиновки РУ 220 кВ провода АС 30039 с допустимой токовой нагрузкой 710 А и наружным диаметром всех проволок 24 мм. Проверяем перевыбранные провода по условию коронирования:
Принимаем для выполнения ошиновки РУ 220 кВ провода АС 40022 с допустимой токовой нагрузкой 830 А и наружным диаметром всех проволок 266 мм. Проверяем перевыбранные провода по условию коронирования:
По результатам расчётов АС 40022 –это минимально допустимый токопровод который можно применить для шин и ошиновки РУ 220 кВ.
Соединение генератора с низкой стороной трансформатора выполняем комплектным пофазно-экранированнным токопроводом. Выбираем токопровод ТЭКН – 207800 с Uн=20 кВ; Iном = 7800 А; i.дин. = 300 кА по следующим условиям:
Соединения за ТСН и РТСН ввиду малых значений токов КЗ возможно выполнять кабельными линиями рассчитанными на максимальный ток нагрузки собственных нужд (трансформаторов собственных нужд).
Выберем кабели головных участков (непосредственно за трансформаторами СН):
Таким токам соответствуют пучки из 3 и 4 соответственно трёхжильных кабелей сечением жил 240 мм2 (390 А каждый кабель). Принимаем кабели с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке.
ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Основная задача релейной защиты состоит в обнаружении повреждённого участка и возможно быстрой выдаче управляющего сигнала на его отключение. Наиболее частыми повреждениями эл. станций а также ЛЭП являются к.з. при которых повреждённый участок отключается выключателем. Дополнительным назначением релейной защиты является выявление аномальных режимов работ не требующих немедленного отключения но требующих принятия мер для ликвидации (перегрузка обрыв оперативных цепей и др.). В этом случае защита действует на линии.
Защита силовых трансформаторов.
От внутренних повреждений в одиночных и на параллельно работающих трансформаторах в качестве основной защиты устанавливается дифференциальная защита.
Для защиты трансформаторов от сверхтоков при внешних к.з. устанавливают максимальную токовую защиту с действием на отключение. В схему включают также одно дополнительное реле с действием на сигнал для защиты трансформатора от перегрузки. Кроме того на трансформаторах имеется газовая защита – регулирующая на все виды повреждений и действующая на линии.
а) В качестве основной защиты от междуфазных к.з. в обмотках статора и на выводах генератора – быстродействующая продольная дифференциальная защита.
б) Поперечная дифференциальная защита.
в) Защита статора от замыканий на землю.
г) Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени.
д) Защита от перегрузок.
Наибольшее распространение в качестве быстродействующей и селективной защиты шин получила дифференциальная защита.
Кабельные линии 6кВ должны предусматривать устройства р.з. от междуфазных замыканий и от однофазных с действием на сигнал. Наиболее распространенной является максимальная токовая защита.
Защита токопроводов сборных шин при небольшой протяженности выполняется в виде избирательных токовых отсечек и МТЗ без пуска или с пуском по напряжению. Также можно применять продольную дифференциальную защиту. При параллельной работе токопроводов применяют поперечные дифференциальные защиты.
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И ТРАНСФОРМАТОРОВ
Покажем подробный порядок выбора и проверки измерительных трансформаторов для ступени напряжения 220 кВ электрический части ГРЭС.
Для контроля режима работы блоков и автотрансформаторов связи выбираю трансформаторы тока встроенные в силовые трансформаторы (автотрансформаторы). Они выбираются по условиям
Принимаем трансформатор тока ТВТ 220-I-6005 r2ном=12 Ом (в классе 05).
По динамической стойкости встроенные трансформаторы тока не проверяются.
Проверка на термическую стойкость по току КЗ
Проверяем выбранный трансформатор по вторичной нагрузке. Для этого выбираем все приборы подключаемые к трансформатору и сводим их в табл. 8.1.
Приборы на выводах трансформаторов блоков и связи
Выбранные трансформаторы тока должны быть проверены по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому полное сопротивление приборов принимается равным активному сопротивлению. Вторичная нагрузка состоит из сопротивлений приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
z2=rприб+rпр+rк (8.1)
Сопротивление приборов определяется по выражению
Сопротивления соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выдержать условие
rпр z2.ном-rприб-rк. (8.3)
Зная сопротивление проводов можно определить их сечения q:
где ρ – удельное сопротивление материала провода (для алюминия 00283 Оммм2м).
rпр = z2.ном-rприб-rк=12-001-01=109 Ом;
Принимаем контрольный кабель АКРВГ-25 мм2.
Схема подключения приборов:
Выбираем трансформаторы тока включенные в цепь отходящих ВЛЭП 220 кВ. Принимаем трансформаторы ТФЗМ-220Б-У1 r2ном=12 Ом (в классе 05). Расчетные и каталожные данные сносим в табл. 8.2.
Параметры выбранных ТТ в цепи ВЛЭП 220 кВ
Расчетные данные цепи
Проверка на вторичную нагрузку:
Приборы в цепи ВЛЭП 220 кВ
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
rпр = z2.ном-rприб-rк=12-026-01=084 Ом;
Принимаем контрольный кабель АКРВГ-25мм2.
Выбираем трансформаторы напряжения на сборных шинах 220 кВ.
Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению.
Принимаем трансформатор НКФ-220-58У1 S2ном=400 ВА (в классе точности 05).
Трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке. Для чего принимаем перечень необходимых измерительных приборов и заносим в табл.8.4.
Вольтметр регистрирующий
Частотомер регистрирующий
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ-25мм2.
Аналогичный расчёт производится и для каждой группы приборов каждого устанавливаемого измерительного трансформатора тока или напряжения. Список приборов установка которых необходима для контроля режимов работы электрической части ГРЭС приведена в табл. 8.4.
В табл. 8.5 приведены результаты выбора измерительных трансформаторов тока и напряжения для подключения всех групп приборов. При большой приборной нагрузке устанавливаются несколько последовательных трансформаторов тока или параллельных трансформаторов напряжеия.
Приборы контроля и учёта требуемые к установке
Список приборов к установке
Статор турбогенератора
Амперметр в каждой фазе вольтметр ваттметр варметр счётчик активной энергии датчик активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр амперметр и вольтметр
Ротор турбогенераторов
Амперметр вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр
ВН блочных трансформаторов
Амперметр в каждой фазе
НН автотрансформаторов связи РУ разных напряжений
Амперметр ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой
ВН автотрансформаторов связи РУ разных напряжений
ВН трансформаторов СН
Амперметр ваттметр счётчик активной энергии
НН трансформаторов СН
Амперметр ваттметр счётчик активной энергии датчик активной мощности
Амперметр ваттметр варметр фиксирующий прибор используемый для определения места КЗ расчётные счётчики активной и реактивной энергии
Сборные шины РУ 110 и 220 кВ (на каждой секции или системе шин)
Вольтметр с переключением для измерения трёх междуфазных напряжений. Регистрирующие приборы: частотомер вольтметр и суммирующий ваттметр. Приборы синхронизации: два частотомера два вольтметра синхроноскоп осциллограф
Обходной выключатель
Амперметр ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой расчётные счётчики и фиксирующий прибор
Результаты выбора измерительных трансформаторов
Тип измерительного трансформатора
Ротор турбогенератора
трансформатор тока нулевой последовательности ТНПШ-7500-3У
ВЫБОР КОНСТРУКЦИЙ И ОПИСАНИЕ ВСЕХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ИМЕЮЩИХСЯ В ПРОЕКТЕ
Принимаем что главный корпус ГРЭС расположен на берегу водохранилища на расстоянии позволяющем разместить перед фронтом машзала лишь повышающие трансформаторы и опоры для воздушных связей последних с ОРУ расположенным со стороны торца главного корпуса.
В ОРУ легче выполняются расширение и реконструкция все аппараты доступны для наблюдения. В тоже время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье занимают значительно большую площадь чем ЗРУ а аппараты на ОРУ подвержены запылению загрязнению и колебаниям температуры.
Сборные шины и ошиновку выполняют неизолированными сталеалюминевыми проводами на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жесткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах.
Площадка ОРУ ограждается от остальной территории станции внутренним забором высотой 16 м – сплошным сетчатым решетчатым. Несущие конструкции составляют из сборных железобетонных элементов.
Для ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ со схемой с двумя рабочими и обходной системой шин принимаем компоновку в которой все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин что облегчает их обслуживание. Типовая компоновка предусматривает возможность установки воздушных и масляных выключателей разных типов. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. При такой конструкции РУ может быть выполнено трех ярусным с выходом проводов в двух направлениях. В присоединениях трансформаторов а также при выходе линии предусмотрены дополнительные опоры между первой и второй системами сборных шин. Такое конструктивное решение исключает возможность перекрытия обеих систем сборных шин при обрыве поперечных проводов.
Методические указания по курсовому проектированию по курсу «Электрическая часть электрических станций» для студентов специальностей 0301 0302 0303 В. Н. Мазуркевич Л. Н. Свита. – Мн.: БПИ 1982. – 65 с.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.
Проектирование электрической части станций и подстанций: Учебник для вузов Ю. Б. Гук В. В. Кантан С. С. Петрова. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние 1985. – 312 с.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 2-е изд. перераб. – М.: Энергия 1980. – 600 с.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем В. В. Ершевич А. Н. Зейлигер Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – 3-е изд. перераб. и доп. – Москва: Энергоатомиздат 1985. – 352 с.
Правила устройства электроустановок.

Станции - ТЭЦ-12 (110 и 6 кВ).doc

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Энергетическийфакультет
Кафедра: «Электрические станции»
по дисциплине «Электрическая часть станций и подстанций»
Исполнитель:Сергиевич В. А.
Руководитель проекта:Герасимович А. Н.
Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений
Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
Выбор токоведущих частей
Выбор типов релейной защиты
Выбор измерительных приборов
Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств имеющихся в проекте
Список использованных источников
Целью выполнения курсового проекта по дисциплине «Электрическая часть станций и подстанций» является закрепление знаний полученных при изучении курса умений применять методики специальных расчётов использовать справочные и нормативные данные типовые проекты для решения конкретных инженерных задач по специальности [1 с. 3].
В курсовом проекте разрабатывается технический проект электрической части станции ТЭЦ мощностью 12 МВт. По заданию станция должна иметь два распределительных устройства (РУ): 6 кВ (РУ НН) и 110 кВ (РУ ВН). Потребители подключаются к РУ НН их суммарная максимальная нагрузка составляет 10 МВт. Связь с системой осуществляется через РУ ВН воздушной линией протяжённостью 50 км.
Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) представляет собой станцию на которой одновременно с электрической вырабатывается и тепловая энергия. Для ТЭЦ разрабатываются технологические схемы превращения первичной энергии в электрическую и тепловую. Технологическая схема характеризует последовательность процесса производства энергии и оснащение преобразовательного процесса основным оборудованием а также разнообразное вспомогательное оборудование и предусматривает высокую степень механизации и автоматизации процесса. Агрегаты связаны между собой как в тепловой так и в электрической части [2 с. 11].
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА
ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ
К основному электрическому оборудоваю электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа мощности и схемы станции мощности энергосистемы. Одновременно с выбором основного оборудования разрабатываются и схемы в которых оно будет работать.
До разработки главной схемы составляют структурные схемы выдачи электроэнергии (мощности) на которых показываются основные функциональные части установки (генераторы трансформаторы распределительные устройства) и связи между ними.
Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции состава оборудования (числа генераторов трансформаторов) и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения.
На рисунке 1.1 показаны возможные к применению структурные схемы выдачи электроэнергии на ТЭЦ.
По заданию ТЭЦ имеет связь с системой на напряжении 110 кВ поэтому необходимо сооружение распределительного устройства высокого напряжения. Связь между РУ разного напряжения осуществляется с помощью трансформаторов.
На большинстве ТЭЦ (в том числе и на проектируемой) основная часть мощности потребляется на напряжении 6 кВ для чего можно применить сооружение главного распределительного устройства (ГРУ) (рис. 1.1а).
При малой нагрузке питание потребителей генераторного напряжения возможно осуществлять от комплектных распределительных устройств (КРУ) которые подключаются к отпаечным реакторам (рис. 1.1б).
Рисунок 1.1. Возможные структурные схемы ТЭЦ.
Число и мощность генераторов на ТЭЦ выбирают в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок. При этом необходимо стремиться установить однотипные турбогенераторы или в крайнем случае двух типов.
При выборе числа и мощности генераторов ТЭЦ присоединённых к шинам генераторного напряжения руководствуются следующими соображениями [1 с. 10-11]:
число генераторов присоединённых к ГРУ не должно быть меньше двух и больше четырёх;
ударный ток КЗ на шинах генераторного напряжения должен быть не более 300 кА;
суммарная мощность генераторов присоединённых к шинам генераторного напряжения должна несколько превышать мощность выдаваемую с этих шин потребителям (включая собственные нужды).
Установка на проектируемой ТЭЦ четырёх генераторов мощностью по 3 МВт нецелесообразно и заведомо экономически не рационально. Установка на проектируемой ТЭЦ одного генератора мощностью 12 МВт приведёт к значительному снижению надёжности снабжения потребителей. Единственно верным решением является установка двух генераторов Т2-6-2 [3 с. 610]:
активная мощность – 6 МВт;
типовая мощность – 75 МВА;
коэффициент активной мощности – 08;
ток статора – 0687 кА;
напряжение статора – 63 кВ;
коэффициент полезного действия – 976%;
сверхпереходное индуктивное сопротивление – 0137 отн. ед.;
стоимость 36 тыс. рублей в ценах 1989 года.
Для выбора трансформаторов связи РУ 6 кВ и РУ 110 кВ необходимо рассмотреть два режима:
Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:
Пропуск от энергосистему недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из генераторов:
В качестве трансформаторов связи для первой схемы ТЭЦ выбираем двухобмоточный масленый трансформатор ТМН-6300110 [5]:
номинальная полная мощность 63 МВА;
номинальное высшее напряжение 115 кВ;
номинальное низшее напряжение 63 кВ;
потери мощности холостого хода 115 кВт;
потери мощности короткого замыкания 44 кВт;
напряжение короткого замыкания 105%;
ток холостого хода 08%;
В качестве трансформаторов связи для второй схемы ТЭЦ выбираем двухобмоточный масленый трансформатор с рассчеплённой обмоткой ТРДН-25000110 [5]:
номинальная полная мощность 25 МВА;
номинальное низшее напряжение 63-63 кВ;
потери мощности холостого хода 25 кВт;
потери мощности короткого замыкания 120 кВт;
ток холостого хода 065%;
стоимость 655 тыс. рублей в ценах 1989 года.
Собственные нужды проектируемой ТЭЦ составляют 10% от её мощности и включают потребители 6 и 04 кВ. Для питания системы собственных нужд используются реакторы собственных нужд. Число реакторов (секций) собственных нужд выбирается равным числу котлов.
Резервный реактор с.н. присоединяется отпайкой к трансформатору связи (при схеме РУ ВН с одной системой шин). Мощность резервного реактора с.н. должна быть не меньше мощности рабочего реактора с.н.
Для выбора схемы электрических соединений РУ необходимо определить число присоединений в каждом из РУ. Число присоединений рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (nлэп) числа линий связи с системой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св) или питающих трансформаторов (nт) подключённых к данному РУ:
nп.i=nлэп+nсв+nт.св+nт. (1.3)
Количество присоединений определяется исходя из длительности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:
Количество присоединений РУ каждого напряжения:
nп.110=0+1+0+1=2 присоединения;
nп.6=4+0+2+0=6 присоединеий .
Для РУ 6 кВ (ГРУ или КРУ) принимаем схему с одиночной секционированной системой шин. Для ограничения токов КЗ в схеме следует предусмотреть реакторы.
Для РУ 110 кВ число присоединений равно 2 поэтому возможно использование схемы блок «линия-трансформатор» с выключателем.
ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Технико-экономические сравнение вариантов проектируемой ТЭЦ производится на основании сравнения приведённых затрат по двум вариантам.
Приведённые затраты определяются по выражению:
где К - капиталовложения на сооружение установки тыс. руб.;
Рн – нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений;
И – годовые эксплуатационные издержки тыс. руб.
Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования и расходов связанных с потерями энергии в трансформаторах ТЭЦ:
где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание %;
ΔW – потери энергии кВтч;
– стоимость 1 кВтч потерянной энергии тыс. руб.кВтч.
Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:
где ΔРхх – потери холостого хода кВт;
ΔРкз – потери короткого замыкания кВт;
Sн – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sм – максимальная нагрузка трансформатора МВА;
Т – число часов работы трансформатора ч;
– число часов максимальных потерь ч.
Определение суммы основных капитальных затрат показано в виде таблицы 2.1.
Таблица 2.1 – Результаты подсчёта капиталовложений
Стоимость единицы тыс. руб.
Количество единиц шт.
Общая стоимость тыс. руб.
Стоимость 1 кВтч потерь электроэнергии принимается по справочному графику [4] в функции времени потерь и коэффициента попадания максимума потерь в максимум нагрузки. Последний принимаем равным единице из-за отсутствия более точной информации. Стоимость потерь электроэнергии в ценах 1989 года b= 0000025 тыс. руб.кВт×ч. Принимаем =3000 ч.
Потери энергии в трансформаторах по двум вариантам:
Приведённые затраты:
З1=012250+276=576 тыс. руб.;
З2=0122506+293=594 тыс. руб.
Технико-экономическое сравнение вариантов показало следующее: капитальные затраты по первому варианту больше за счёт коммутационной аппаратуры; ежегодные издержки по двум вариантам примерно равны; приведённые затраты отличаются на 3%.
Учитывая результаты технико-экономического расчёта и принимая во внимание что схема РУ 6 кВ проще во втором варианте схемы в качестве окончательного варианта для дальнейшего проектирования выбираем вторую схему ТЭЦ (рис. 2.2).
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Для принятой в схемы сети необходимо составить схему замещения для расчета токов короткого замыкания. Ток короткого замыкания достаточно определить в трех точках схемы: на стороне 110 кВ; за трансформатором связи (т.е. на выводах генераторов); за токоограничивающими реакторами (т.е. на шинах КРУ).
Рисунок 3.1. Расчётные точки короткого замыкания.
Определим значения сопротивлений на схеме замещения (рис. 3.2).
Исходные данные для проведения расчётов тока КЗ: Sс=400 МВА; х*с=05. Следует задаться базисными значениями мощности и тока и опеределить сопротивления ЛЭП трансформатора генераторов и реакторов в относительных единицах.
Задаёмся базисными мощностью и напряжениями:
Sб=400 МВА; Uб1=115 кВ; Uб2=63 кВ.
Значения базисных токов определяются по формуле:
Рисунок 3.2. Исходная схема замещения ТЭЦ.
Значения э.д.с. системных источников на схеме замещения принимаем равными единице: Е*с=1; для генераторов ТЭЦ – Е*г=1. Рассчитываем сопротивления всех элементов схемы.
Линия электропередач (считаем воздушной) 110 кВ:
Двухобмоточный трансформаторов с рассчеплённой обмоткой:
хт.в%=0125uк.в-н% (3.3)
хт.н1%=хт.н2%=175uк.в-н%. (3.4)
хт.в%=0125105=13%; хт.н1%=хт.н2%=175105=184%;
Покажем расчёт токов КЗ для первой точки (К1):
Рисунок 3.3. Схема замещения для К1.
Рисунок 3.4. Схема замещения для К1.
Сворачиваем схему относительно точки К1 (рис.3.4):
х8=х1+х2=04+0172=0572;
х9=х5+х6=2944+731=10254;
х10=х4+х7=2944+731=10254.
Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ от системы и генераторов проектируемой ТЭЦ отдельно:
Определяем суммарный приведённый номинальный ток генераторов ТЭЦ:
Принимаем по таблице [1 c. 33-34] kу=192 и Та=0115 c.
По кривым спадания периодической составляющей тока КЗ определяем отношение =082.
Значение периодической составляющей тока от энергосистемы при трёхфазном коротком замыкании для любого момента времени можно считать равным Iп=Iп0=const.
Определяем значение ударного тока и тока в момент отключения выключателя:
Покажем расчёт токов КЗ для второй точки (К2):
Рисунок 3.5. Схема замещения для К2.
Рисунок 3.6. Схема замещения для К2.
Сворачиваем схему относительно точки К2 (рис.3.6):
х11=х1+х2+х3=04+0172+0208=078.
Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ от системы и от каждого из генераторов отдельно:
Для определения значений токов от второго генератора и системы отдельно необходимо решить задачу разделения связанных цепей. Решение имеет следующий порядок:
хрез=хэк+х4=0204+2944=3148;
С1=хэкх9=020410254=002;
С2=хэкх11=02040208=098;
х12=хрезС1=3148002=1574;
х13=хрезС2=3148098=321.
Определяем номинальный ток одного генератора:
Принимаем по таблице [1 c. 33-34] kу=175 и Та=01 c.
По кривым спадания периодической составляющей тока КЗ определяем отношение =063.
Перед расчётом третьей точки короткого замыкания необходимо произвести выбор линейных (групповых) реакторов. В схеме проектируемой ТЭЦ линейные реакторы подключаются ответвлением от генераторов.
Сопротивление линейных реакторов определяется из условия ограничения тока КЗ до отключающей способности выключателя ВМП-10 BBTEL (Iном.откл=20 кА).
Определим сумму периодических составляющих токов КЗ в точке К2 к которой может быть подключен линейный реактор:
Суммарный ток КЗ в начальный момент времени не превышает 20 кА – установка группового реактора не требуется.
Значения токов рассчитанные для точки К2 справедливы и для точки К3.
Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчётные величины должны быть меньше или равны номинальным (каталожным) параметрам. Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению (Uр.макс≤Uн) роду установки (внутренняя наружная) и конструктивному исполнению. По номинальному току (Iр.макс≤Iн) выбираются те аппараты по которым протекают рабочие токи (выключатели разъединители отделители трансформаторы тока и предохранители).
Таблица 4.1 – Условия выбора выключателей и разъединителей
Номинальные (каталожные) величины
Условия для выбора и проверки
Номинальное напряжение
Номинальный ток отключения*:
симметричный (эффективное значение)
асимметричный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости:
Тепловой импульс КЗ (термическая стойкость)
* Примечание – разъединители по номинальному току выключения не выбираются.
Таблица 4.2 – Условия выбора трансформаторов тока
Номинальный первичный ток
Номинальный вторичный ток
Номинальная вторичная нагрузка
Кратность тока динамической стойкости
Кратность односекундного тока термической стойкости
Таблица 4.3 – Условия выбора трансформаторов напряжения
Номинальное первичное напряжение
Номинальная мощность вторичной нагрузки
Наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок:
где Uн Sн – номинальное напряжение и номинальная мощность присоединения;
К – коэффициент определяющий величину допустимых длительных перегрузок для генераторов К=105; для трансформаторов не работающих в блоке генератром К=14.
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому (термическому) импульсу тока КЗ:
Таблица 5.4 – Выбор высоковольтных выключателей
Место установки выключателя
Каталожные данные выключателя
генераторный выключатель
выключатель блока «линия-трансформатор»
Продолжение таблицы 5.4
вводной выключатель КРУ
выключатели линий СН и линий к потребителям
Таблица 5.5 – Выбор трансформаторов тока
участок генератор-трансформатор
Продолжение таблицы 5.5
блок «линия-трансформатор»
встроенные в выводы НН силового трансформатора
линии СН и к потребителям
Таблица 5.6 – Выбор трансформаторов напряжения
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Выделяем участки на которых токоведущие части выполняются различными проводниками:
ошиновка на напряжении 110 кВ в схеме «блок линия-трансформатор» - сталеалюминиевые провода АС;
участок генератор-трансформатор и ответвление к КРУ - прямоугольные алюминиевые шины;
линии к потребителям и нагрузке собственных нужд – кабели с алюминиевыми жилами.
Выбор сечения токоведущих частей или ошиновки (присоединения к сборным шинам) производиться по экономической плотности тока:
где Iнорм – ток нормального режима (без перегрузок) А;
jэк – экономическая плотность тока зависящая от продолжительности использования максимума нагрузки Амм2.
Для алюминиевых и сталеалюминиевых проводников при Тмакс=1000 3000 ч jэк=13 Амм2 при Тмакс=3000 5000 ч jэк=11 Амм2 при Тмакс>5000 ч jэк=10 Амм2. Сечение найденное по данной формуле округляется. При этом принимается ближайшее меньшее стандартное сечение если оно не отличается от экономического значения больше чем на 15%. В противном случае принимается ближайшее большее стандартное сечение.
Выбранные шины должны удовлетворять условию нагрева при максимальных нагрузках ремонтного или послеаварийного режима
где Iр.макс – расчётный ток по которому выбраны аппараты в этом присоединении А;
Iдоп – допустимый ток для шин выбранного сечения А.
В РУ 110 кВ и выше число проводов в фазе их сечение и диаметр должны быть выбраны так чтобы избежать коронирования [1 табл. 5.1].
Для РУ 110 кВ выбираем сталеалюминиевые провода АС-12019. Выбранное сечение превышает минимально требуемое для отсутствия коронирования (АС-7011). Т.к. токи КЗ не превышают 20 кА гибкую ошиновку не требуется проверять на схлёстывание.
Для обеспечения механической прочности шин при токах КЗ расчётное напряжение в материале шин не должно превосходить допустимого:
При расположении однополосных шин в одной плоскости:
где f – максимальное значение электродинамических усилий (э.д.у.) вызванных взаимодействием фаз Нм;
W – момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной направлению действия э.д.у. м3.
где а – расстояние между осями шин смежных фаз м.
Наиболее ответственные токопроводы генераторного напряжения кроме обычного расчёта на механическую прочность ещё проверяются на вибрацию путём определения собственной частоты (первой гармоники) шинной конструкции. Вычисление основной частоты колебаний шины на жёстких изоляторах определяется по выражению
J – момент инерции шины относительно оси перпендикулярной действию силы м4;
Е – модуль упругости материала шины Па;
m – масса единицы длины шины кгм.
Для надёжной работы шинной конструкции необходимо чтобы соблюдалось соотношение 30 Гцf1155 Гц. Если оно не выполняется нужно изменить длину пролёта шины.
Для однополосных шин расположенных на изоляторах плашмя:
Выбранные жёсткие шины необходимо проверить на термическую стойкость:
где С – коэффициент зависящий от вида и материала проводника Ас12мм2.
Для шин участка «генератор-трансформатор»:
Выбираем однополосные шины прямоугольного сечения 80×8 мм: m=1728 кгм; Iдоп=1320 А; Е=71010 Па; доп=40 МПа.
Шины располагаем плашмя с расстояние между фазами и между изоляторами по 1 метру.
Кабели выбираются по напряжению установки и экономической плотности тока. Проверка нагрева кабелей при аварийных перегрузках производиться по условию
Iраб.макс≤Iдоп.прод (5.9)
где Iраб.макс – ток максимальной нагрузки в аварийном режиме А
Iдоп.прод – допустимый продолжительный ток при расчётных условиях А равный
Iдоп.прод=NкбIдопК1К2К3 (5.10)
где Nкб – число параллельных кабелей на одну линию;
Iдоп – допустимый продолжительный ток на один кабель А;
К1 – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;
К2 – поправочный коэффициент на число кабелей положенных в земле;
К3 – коэффициент перегрузки.
Выбранное сечение кабелей проверяется на термическую стойкость так же как жёсткие шины.
Кабелями выполняем линии к потребителям и к нагрузкам собственных нужд:
На каждую линию принимаем по одному кабелю АСБ-3×120: Iдоп=85 А.
ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Защита генераторов: Для установленных на проектируемой ТЭЦ генераторов следует установить защиту от следующих ненормальных режимов:
многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на выводах;
однофазных замыканий на землю в обмотке статора;
двойных замыканий на землю одно из которых возникло в обмотке в обмотке статора а второе во внешней сети;
замыканий между витками одной фазы в обмотке статора;
симметричной перегрузки обмотки статора;
перегрузки обмотки ротора током возбуждения;
замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения;
асинхронного режима с потерей возбуждения.
Контроль неисправности токовых цепей защиты следует предусматривать при токе срабатывания защиты более Iном.
Продольная дифференциальная токовая защита должна быть осуществлена с отстройкой от переходных значений токов небаланса (например реле с насыщающимися трансформаторами тока).
Для генераторов мощностью до 30 МВт защиту допускается выполнять двухфазной двухрелейной при наличии защиты от двойных замыканий на землю.
Защита трансформатора: Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах присоединённых к сети с глухозаземлённой нейтралью;
витковых замыканий в обмотках;
токов в обмотках обусловленных внешними КЗ;
токов в обмотках обусловленных перегрузками.
Для трансформаторов мощностью более 63 МВА необходимо предусматривать газовую защиту от повреждений внутри кожуха сопровождающихся выделением газа. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
Защита воздушной линии: Для линий 110 кВ в сети с эффективно заземлённой нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю. Защиты должны быть оборудованы устройствами блокирующими их действие при качаниях если в сети возможны качания или асинхронный ход при которых вероятны излишние срабатывания защит. Допускается выполнение защиты без блокирующих устройств если она отстроена от качаний по времени.
Для линий 110 кВ необходимо производить высокочатотную обработку отдельных фаз для образования каналов связи по проводам ВЛЭП. Следует установить два конденсатора типа СМР-0044 соединяемых последовательно. Кроме того устанавливается фильтр присоединения ОФП-4 и заградитель для токов высокой частоты ВЗ-500.
Защита кабельных линий: Для линий 6 кВ в сети с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.
Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыкааний на землю только одного места повреждения.
На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться как правило двухступенчатая токовая защита первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки а вторая – в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ
Контроль за режимом работы основного оборудования на электростанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающих и регистрирующих). Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаться в разных местах: на центральном пульте управления на главных щитах управления на блочных щитах и на местных щитах.
Устанавливаем следующие рекомендуемые приборы:
цепь статора – амперметр в каждой фазе вольтметр ваттметр счётчики активной и реактивной энергии регистрирующие ваттметр амперметр и вольтметр;
цепь ротора – амперметр и вольтметр постоянного тока регистрирующий амперметр;
цепь синхронизации – вольтметр частотомер синхроноскоп.
Амперметр ваттметр варметр с двухсторонней шкалой счётчика активной и реактивной энергии (перечисленные приборы устанавливаются на стороне низшего напряжения). На стороне высокого напряжения контроль осуществляется трансформатором линии.
Указывающий вольтметр на каждой секции шин комплект приборов контроля изоляции.
Три амперметра ваттметр варметр счётчики активной реактивной энергии фиксирующие приборы.
Амперметр счётчик активной и реактивной энергии.
Питание приборов осуществляется от измерительных трансформаторов тока и напряжения. Измерительные трансформаторы будут работать в выбранном классе точности если их вторичная нагрузка не превышает номинальной вторичной нагрузки для данного класса
Мощность потребляемая во вторичной цепи S2р равна
S2p=Sприб+Sпров+Sконт (7.1)
где Sприб – мощность потребляемая приборами для наиболее нагруженной фазы ВА;
Sпров – мощность потерь в соединительных проводах ВА;
Sконт – мощность потерь в контактах ВА.
где Rк – сопротивление контактов принимается равным Rк=01 Ом.
Приняв S2р=S2н определим мощность Sпров которую можно расходовать в соединительных проводах:
Sпров=S2н-Sприб-Sконт. (7.3)
Отсюда можно определить допускаемое сопротивление проводов при котором трансформатор будет работать в заданном классе точности:
Тогда минимально допустимое сечение соединительных проводов:
где ρ – удельное сопротивление материала провода Омм.
Таблица 7.1 – Вторичная нагрузка ТФЗМ110-У1 (линия 110 кВ)
Потребляемая мощность ВА
Счётчик активной энергии
Счётчик реактивной энергии
Таблица 7.2 – Вторичная нагрузка ТЛШ10-У3 (цепь генератора)
Регистрирующий амперметр
Регистрирующий ваттметр
Таблица 7.3 – Вторичная нагрузка ТВ10-1У2 (сторона НН трансформатора)
Таблица 7.4 – Вторичная нагрузка ТЛШ10-У3 (ввод КРУ)
Таблица 7.5 – Вторичная нагрузка ТПОЛ10-У3 (кабельные линии)
Таблица 7.6 – Вторичная нагрузка НТМИ-6-66 (статор генератора)
Регистрирующий вольтметр
Таблица 7.7 – Вторичная нагрузка НКФ-110-58 (цепи 110 кВ)
Таблица 7.8 – Вторичная нагрузка НТМИ-6-66 (шины КРУ)
Вольтметр указывающий
Вольтметр контроля изоляции
Мощность потерь в контактах:
Мощность допустимая для потери в проводах:
Sпров.1=30-4275-25=23225 ВА;
Sпров.2=220-23775-25=13725 ВА;
Sпров.3=20-4275-25=13225 ВА;
Sпров.4=20-05-25=17 ВА;
Sпров.5=10-4275-25=3225 ВА;
Sпров.6=150-265-25=121 ВА;
Sпров.7=600-60-25=5915 ВА;
Sпров.8=150-40-25=1435 ВА.
ВЫБОР КОНСТРУКЦИЙ И ОПИСАНИЕ ВСЕХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ИМЕЮЩИХСЯ В ПРОЕКТЕ
При выборе типа конструкций РУ необходимо учитывать номинальное напряжение схему электрических соединений схему устанавливаемого оборудования и условия внешней среды.
Основой для конструктивного выполнения РУ являются типовые конструктивные решения.
РУ 6 кВ выполняем комплектным закрытым. КРУ 6 кВ распологаем в одноэтажном здании. Ячейки КРУ двух секций располагаются вдоль стен помещения. Ввод шин отпайки от генератора выполняем с одной стороны и подключаем к вводным ячейкам КРУ. К вводной ячейке подключаются линейные ячейки (фидеры к потребителям). Две секции соединяются шинным мостом который подключается через ячейки подъёма шин.
Для отвода кабельных линий к потребителям необходимо предусмотреть два подземных кабельных тоннеля и два вентиляционных канала. Вдоль фронта камер предусматривается коридор для обслуживания. Камеры выполняются закрытыми в шкафах.
РУ 110 кВ по схеме «блок линия-трансформатор с выключателем» выполняем открытым. Трансформатор высоковольтный выключатель и опору ВЛЭП располагаем в одну линию для исключения сложностей с поворотом токоведущих частей. Ошиновку выполняем гибкими токопроводами. ОРУ должно иметь подъезды для возможности замены и ремонта любого элемента ОРУ. Вся территория ОРУ должна быть огорожена в выполнением всех требований указанных в ПУЭ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Электрическая часть электрических станций и подстанций» В. Н. Мазуркевич Л. Н. Свита И. И. Сергей. – Минск: БНТУ 2003. – 81 с.
Электрическая часть электростанций: Учебник для вузов Под ред. С. В. Усова. – 2-е изд. перераб. и доп. – Ленинград: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение 1987. – 616 с. ил.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3-е изд. перераб. и доп. – Москва: Энергоатомиздат 1987. – 648 с. ил.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем В. В. Ершевич А. Н. Зейлигер Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – 3-е изд. перераб. и доп. – Москва: Энергоатомиздат 1985. – 352 с.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – Москва: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.

Главная схема электрических соединений.dwg

Хоружик-станции.doc

Белорусский национальный технический университет
Энергетический факультет
Кафедра «Электрические станции»
Электрическая часть станций и подстанций
тема: Электрическая часть ГРЭС-800 МВт
Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений
Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
Выбор токоведущих частей
Выбор типов релейной защиты
Выбор измерительных приборов и трансформаторов
Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств имеющихся в проекте
Важнейшие задачи решаемые энергетиками и энергостроителями состоят в непрерывном увеличении объёмов производства в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов и реконструкции старых уменьшении удельных капиталовложений в сокращении удельных расходов топлива повышении производительности труда в улучшении структуры производства электроэнергии и т.д.
На долю тепловых электрических станций в настоящее время приходится большая часть выработки электроэнергии. В этой области наиболее эффективной является работа мощных ГРЭС с крупными энергоблоками.
Проектирование электрической части электростанций и подстанций представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по схемам электрических соединений составу электрооборудования и его размещению связанный с производством расчётов поиском пространственных компоновок оптимизации фрагментов и объекта в целом.
Этот процесс на современном этапе требует системного подхода при изучении объекта проектирования при математизации и автоматизации проектных работ с помощью ЭВМ а также при использовании результатов достижений техники и опыта проектных строительно-монтажных и эксплуатирующих организаций
Изучение процесса проектирования в техническом вузе требует изложения основ и методов проектирования с примерами и ссылками на специальные и справочные издания по всем основным разделам проекта.
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ
В большинстве случаев выбор структурной схемы основывается на сравнении возможных вариантов по технико-экономическим показателям но в большинстве случаев составление структурной схемы приводит к однозначному чаще всего типовому решению. При выборе схемы ГРЭС-800 заданной для проектирования было рассмотрено множество вариантов с различным числом блоков различной единичной мощностью генераторов и трансформаторов различными конструкциями РУ разными связями РУ 330 и 110 кВ. Наиболее рациональные схемы выбранные для технико-экономического расчёта представлены на рис. 2.1.
Мощности генераторов (табл. 2.1) подобрана таким образом чтобы обеспечить в сумме заданную мощность ГРЭС – 800 МВт. Мощность трансформаторов (табл. 2.2) следует выбрать. Схема РУ выбирается после определения числа присоединений к шинам.
Вариант схемы рис. 2.1а):
Мощность трансформаторов блоков выбирается по мощности генераторов с учётом отбора энергии на СН генераторов:
Выбираем трансформаторы ТДЦ-250000330 (НН 1575 кВ) и ТДЦ-250000110 (НН 1575 кВ).
Мощность одного автотрансформатора связи РУ различных напряжений выбирается по максимальной мощности нагрузки 110 кВ (с учётом перегрузки трансформатора):
Выбираем трансформаторы АТДЦТН-200000330110.
Мощность трансформаторов СН генераторов блоков:
Выбираем трансформаторы ТРДНС-2500035 (ВН 1575 кВ; НН 63-63 кВ).
Пускорезервные трансформаторы в данной схеме использовать не имеет смысла поскольку возможно использовать для этого обмотку НН (63 кВ) автотрансформаторов связи.
Число присоединений к шинам 330 кВ равно 8: три трансформатора блоков; два автотрансформатора связи с РУ 110 кВ; три ВЛЭП 330 кВ. Число присоединений к шинам 110 кВ равно 5: два автотрансформатора связи с РУ 330 кВ; две ВЛЭП 110 кВ; один блок генератор-трансформатор.
Для РУ выбираем схему – полуторная схема (рис. 2.2). Для РУ 110 кВ – две системы шин с обходной (рис.2.3.).
Вариант схемы рис. 2.1б):
Выбираем трансформаторы ТДЦ-250000330 (НН 1575 кВ).
Выбираем трансформаторы ТДЦ-125000110 (НН 105 кВ).
Мощность одного автотрансформатора связи РУ различных напряжений выбирается по максимальной мощности нагрузки 110 кВ за вычетом мощности генерации одного блока соединённого с РУ 110 :
Выбираем трансформаторы АТДЦТН-125000330110.
Выбираем трансформаторы ТРДНС-2500035 (ВН 1575 кВ; НН 63-63 кВ) и трансформаторы ТДНС-1000035 (ВН 105 кВ; НН 63-63 кВ).
Число присоединений к шинам 330 кВ равно 8: три трансформатора блоков; два автотрансформатора связи с РУ 110 кВ; три ВЛЭП 330 кВ. Число присоединений к шинам 110 кВ равно 6: два автотрансформатора связи с РУ 330 кВ; две ВЛЭП 110 кВ; два блока генератор-трансформатор.
Рис. 2.1. Два варианта структурной схемы ГРЭС.
Рис. 2.2. Схема РУ 330 кВ: полуторная схема.
Рис. 2.3. Схема РУ 110 кВ: две системы шин с обходной.
Технические данные генераторов ГРЭС
Частота вращения обмин
Номинальная мощность МВА
Технические данные силовых трансформаторов
Номинально напряжение кВ
Напряжение короткого замыкания % для обмоток
Ток холостого хода %
ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Проведем ТЭР для сравнения различных вариантов схемы ГРЭС. Для этого необходимо предварительно определиться со стоимостью ячеек всех РУ (стоимость выбранных генераторов и трансформаторов уже известна и приведена в табл. 2.1 и 2.2). Для технико-экономического расчета в ходе данного учебного проектирования зададимся укрупненными значениями стоимости для каждого из основных элементов схемы (таблица 3.1).
Результаты расчета капиталовложений по каждому из вариантов схемы сводим в таблицу 3.1.
Капиталовложения по двум вариантам.
общ. стоимость тыс. руб.
Суммарные капиталовложения
Формула приведенных годовых затрат:
Зi=(Ен+ра+рэ)·Кi+ΔWi (3.1)
где ра рэ –коэффициенты отчислений на амортизацию и эксплуатацию;
Ен – коэффициент нормативной эффективности (Ен=012);
– стоимость электроэнергии в ценах 1985 года руб.
Для того чтобы воспользоваться формулой приведенных затрат необходимо рассчитать потери в трансформаторах и автотрансформаторах. На стадии проектирования подстанции когда еще не известен график нагрузок расчет потерь энергии ведут приближенно по формулам (для трансформаторов и автотрансформаторов соответственно):
Основные потери энергии будут в трансформаторах блоков. Потери в автотрансформаторах зависят от режима в энергосистеме и на данном этапе правильно определены быть не могут. Поэтому потерями в автотрансформаторах пренебрегаем. Задаемся Тр=200 часов Тmax=6000 часов и соответственно =3700 часов =15 коп(кВтч). Рассчитываем потери в каждом из основных трансформаторов. Стоимость потерь энергии в ТСН вследствие их малости в ТЭР не учитываем.
Потери в трансформаторах блоков (ТДЦ-250000330):
Потери в трансформаторах блоков (ТДЦ-250000110):
В автотрансформаторах связи (АТДЦТН-200000330110):
Потери в трансформаторах блоков (ТДЦ-125000110):
В автотрансформаторах связи (АТДЦТН-125000330110):
Определяем приведенные годовые затраты по двум вариантам схемы:
З1=(012+0064+002)·67825+1510-5(3355106+353106+2133106)=
З2=(012+0064+002)· 67666+1510-5(3355106+2233106+2087106)=
Приведенные затраты по результатам ТЭР получились одинаковыми поэтому выбор одной схемы из двух предложенных вариантов следует сделать основываясь на иных аргументах. Во втором варианте питание потребителей 110 кВ от двух блоков генератор-трансформатор является более надёжным.
На рис. 3.1. приведена схема электрической части ГРЭС-800 принятая для дальнейшего расчёта.
Рис. 3.1. Схема окончательно принятого варианта схемы ГРЭС.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Для выбора аппаратов и токоведущих элементов схемы очень важное значение имеет определение токов КЗ в характерных точках схемы. Первым этапом расчёта является составление схемы замещения с нанесением всех эквивалентных сопротивлений и источников подпитки точек КЗ. Заданная к проектированию ГРЭС имеет связь с ГРЭС-600 (с незаданными параметрами) и с системой (с заданными параметрами Х13=01). Поэтому при составлении расчётной схемы ГРЭС-600 представим её как 6 параллельных ветвей с сопротивлением и ЭДС (6 блоков генератор-трансформатор по 100 МВт).
Рис. 4.1. Первоначальная схема расчёта КЗ.
Рассчитывать значения токов КЗ имеет смысл в 5 точках отмеченных на схеме (рис. 4.1). Задаёмся базисной мощностью для расчёта равной мощности энергосистемы Sб=3200 МВА.
Теперь рассчитываем эквивалентные индуктивные сопротивления элементов сети:
Сопротивление линии 330 кВ:
где Худ – удельное сопротивление 1 км линии равное 033 Ом.
Uср.н – средненоминальное напряжение кВ;
Сопротивления трансформаторов ГРЭС-600 (ТДЦ-125000330):
Сопротивления трансформаторов ТДЦ-125000110:
Сопротивления трансформаторов ТДЦ-250000330:
Сопротивления трансформаторов ТДНС-1000035:
Сопротивления трансформаторов ТДНС-2500035:
Сопротивления автотрансформаторов АТДЦТН-125000330110:
Сопротивления генераторов 100 МВт:
Сопротивления генераторов 200 МВт:
Теперь сворачиваем схему замещения поочерёдно относительно каждой расчётной точки КЗ.
Расчёт для точки К1:
Рис. 4.2. Сворачивание схемы к точке К1 (первый этап).
Рис. 4.3. Сворачивание схемы к точке К1 (второй этап).
Рис. 4.4. Сворачивание схемы к точке К1 (третий этап).
Х19=Х18+Х16=1472+1424=2896;
Значения ЭДС в относительных единицах примем для энергосистемы и ГРЭС-600 Ес=1 а для каждого из генераторов схемы согласно справочным данным (для турбогенераторов мощностью более 100 МВт) Ег=113.
Теперь рассчитываем значения токов КЗ в точке К1 от энергосистемы и генераторов проектируемой ГРЭС. Для выбора высоковольтных аппаратов и шин РУ необходимо определить следующие значения токов КЗ:
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:
где Хрез – результирующее сопротивление между источником и точкой КЗ;
Iб – базисный ток определяемый для каждой из ступеней напряжения кА.
где Ку – ударный коэффициент тока КЗ (по справочным таблицам).
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент отключения выключателя t:
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ с.
Периодическую составляющую тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя. Для этого будем использовать метод типовых кривых для которого необходимо знать суммарный ток групп генераторов и отношение Iп0Iг.ном.
Iп0= Iп0.1+Iп0.2=566+612=1178 кА.
Значения ударного тока:
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя (для выключателей 330 кВ t=0025 с):
Периодическая составляющая в момент t=0025 с:
; по кривым Кп.г=083.
Энергосистема считается удалённым источником поэтому:
Iпt.2=Кп.гIп0.2=083612=508 кА;
Iпt= Iпt.1+Iпt.2=566+508=1074 кА.
Расчёт всех токов КЗ в таком же порядке производиться и для остальных точек КЗ отмеченных на рис. 4.1. Результаты расчёта сведены в табл. 4.1.
Результаты расчёта токов КЗ
Выбор аппаратов производим по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах (по рассчитанным токам КЗ). Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению (Uр Uн) роду установки (внутренняя наружная) и конструктивному исполнению.
По номинальному току (Iраб.max Iн) выбираются те аппараты по которым протекают рабочие токи: выключатели разъединители отделители реакторы трансформаторы тока и предохранители. Кроме того каждый аппарат от его назначения дополнительно выбирается по ряду специфических параметров.
Высоковольтные коммутационные аппараты следует проверять по следующим условиям:
Отключающей способности:
Динамической прочности:
Термической стойкости:
где Вк – тепловой импульс по расчету:
Вк = Iпо2(tотк+Та) (5.4)
где It – предельный ток термической стойкости по каталогу;
tt - длительность протекания тока термической стойкостис.
Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения
Номинальный ток включения;
Собственное время отключения и включения;
рабочее напряжение 110 кВ;
максимальный рабочий ток (ток одного присоединения считаем по полной мощности нагрузки)
Коммутационные аппараты РУ 110 кВ
iaном=31523100 =102 кА
It2tt = 4023 =4800 кА2с
It2tt = 4023 =4800кА2с
Вк.110 = Iп02(tотк+Та)= 3542(005+026)= 3885 кА2с.
Аппараты РУ 330 кВ:
рабочее напряжение 330 кВ;
максимальный рабочий ток (ток одного присоединения считаем самым мощным присоединением – блок генератор-трансформатор)
Вк.330 = Iп02(tотк+Та)= 11782(0025+026)= 3955 кА2с.
Коммутационные аппараты РУ 330 кВ
iaном=4030100 =1692 кА
It2tt = 6322 =7938 кА2с
Аппараты установленные за ТСН блока 200 МВт:
рабочее напряжение 63 кВ;
максимальный рабочий ток (по мощности трансформаторов)
Вк.сн = Iп02(tотк+Та)= 222(009+026)= 1694 кА2с.
Коммутационные аппараты 63 кВ за ТСН блока 200 МВт
iaном=6030100 =2538 кА
It2tt = 2024 =1600 кА2с
Аппараты установленные за ТСН блока 100 МВт:
Вк.сн = Iп02(tотк+Та)= 1862(009+026)= 1211 кА2с.
Коммутационные аппараты 63 кВ за ТСН блока 100 МВт
Аппараты установленные на стороне НН автотрансформаторов ( ПР СН):
максимальный рабочий ток (по типовой мощности автотрансформатора)
Вк.ртсн = Iп02(tотк+Та)= 1892(009+026)= 1250 кА2с.
Коммутационные аппараты 63 кВ в цепи ПР СН
iaном=10530100 =444 кА
It2tt = 8724 =30276 кА2с
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Максимальный ток ошиновки и шин 110 кВ при работе в режиме максимальной нагрузки определяется по полной максимальной мощности нагрузки:
Согласно рассчитанному току для РУ 110 кВ принимаем в качестве токопроводов гибкие провода 2хАС-30048 с допустимой токовой нагрузкой 2х690 А и наружным диаметром всех проволок 241 мм.
Для проверки на термическое действие тока КЗ используется формула:
где С – расчётный коэффициент значение которого принимаются в зависимости от допустимой температуры нагрева при КЗ материала проводника Амм2;
Вк – тепловой импульс от тока КЗ А2с
Проверяем выбранные гибкие проводники на термическую стойкость:
92х300 – условие выполняется.
Для проверки на коронирование необходимо рассчитать начальную критическую напряженность и напряженность вокруг токопровода а затем сравнить их по условию .
где m – коэффициент шероховатости поверхности (для многопроволочных проводов m=082);
r0 – радиус токопровода см.
где D – расстояние между соседними фазами см.
Условия выполняются – выбранные токопроводы принимаем как окончательные.
Для гибких токопроводов расчёт на динамическую стойкость не производится. Аналогично определяемся с сечениями токоведущих частей РУ 330 кВ:
Максимальный ток ошиновки при работе в нормальном режиме определяется по току наиболее мощного присоединения (считаем самым мощным присоединением – блок генератор-трансформатор)
Максимальный ток сборных шин 330 кВ будем рассчитывать по суммарной мощности генераторов РУ 330 кВ:
Согласно рассчитанному току для РУ 330 кВ принимаем в качестве ошиновки гибкие токопроводы АС-15019 с допустимой токовой нагрузкой 450 А и наружным диаметром всех проволок 168 мм в качестве сборных шин принимаем гибкие токопроводы 2хАС-24032 с допустимой токовой нагрузкой 605 А и наружным диаметром всех проволок 216 мм.
9150 и 6992х240 – условие выполняется.
Проверяем токопроводы по условию коронирования:
Условия не выполняются – выбранные токопроводы не могут быть использованы в качестве ошиновки по условию коронирования.
Принимаем для выполнения ошиновки РУ 330 кВ провода АС 30039 с допустимой токовой нагрузкой 710 А и наружным диаметром всех проволок 24 мм. Проверяем перевыбранные провода по условию коронирования:
Принимаем для выполнения ошиновки РУ 330 кВ провода АС 50027 с допустимой токовой нагрузкой 960 А и наружным диаметром всех проволок 294 мм. Проверяем перевыбранные провода по условию коронирования:
Принимаем для выполнения ошиновки и шин РУ 330 кВ провода АС 60072 с допустимой токовой нагрузкой 1050 А и наружным диаметром всех проволок 332 мм. Проверяем перевыбранные провода по условию коронирования:
Принимаем для выполнения ошиновки и шин РУ 330 кВ провода АС 70086 с допустимой токовой нагрузкой 1180 А и наружным диаметром всех проволок 362 мм. Проверяем перевыбранные провода по условию коронирования:
По результатам расчётов АС-70086 – это минимально допустимый токопровод который можно применить для шин и ошиновки РУ 330 кВ.
Соединение генераторов 200 МВт с низкой стороной трансформаторов блока выполняем комплектным пофазно-экранированнным токопроводом. Выбираем токопровод ТЭКН–209500 с Uн=20 кВ; Iном =9500 А; i.дин=300 кА по следующим условиям:
Uн ³ Upаб ³ 1575 кВ;
Соединение генераторов 100 МВт с низкой стороной трансформаторов блока выполняем комплектным пофазно-экранированнным токопроводом. Выбираем токопровод ТЭКН–207800 с Uн=20 кВ; Iном = 7800 А; i.дин. = 300 кА по следующим условиям:
ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
В качестве защиты сборных шин 330 и 110 кВ следует предусматривать дифференциальную токовую защиту без выдержки времени охватывающую все элементы которые присоединены к системе или секции шин. Защита должна осуществляться с применением специальных реле тока отстроенных от переходных и установившихся токов небаланс (например реле включенных через насыщающиеся трансформаторы тока реле с торможением).
Для двойной системы шин 110 кВ подстанции дифференциальная защита должна быть предусмотрена с возможностью изменения фиксации при переводе присоединения с одной системы шин на другую на рядах зажимов.
Дифференциальная защита шин должна быть выполнена с устройством контроля исправности вторичных цепей задействованных трансформаторов тока действующим с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал.
Защита токопроводов сборных шин при небольшой протяженности выполняется в виде избирательных токовых отсечек и МТЗ без пуска или с пуском по напряжению. Также можно применять продольную дифференциальную защиту. При параллельной работе токопроводов применяют поперечные дифференциальные защиты.
Если выключатели не имеют встроенных трансформаторов тока то в целях экономии следует предусматривать выносные трансформаторы тока только с одной стороны выключателя и устанавливать их по возможности так чтобы выключатели входили в зону действия дифференциальной защиты шин. При этом в защите двойной системы шин 110 кВ с фиксированным распределением элементов должно быть предусмотрено использование двух сердечников трансформаторов тока в цепи шиносоединительного выключателя.
На обходном выключателе 110 кВ должны быть предусмотрены защиты (использумые при проверке и ремонте защиты выключателя и трансформаторов тока любого из элементов присоединенных к шинам):
трехступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных коротких замыканий;
четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю.
При этом на шиносоединительном выключателе должны быть предусмотрены защиты (используемые для разделения систем шин пир выведении УРОВ или защиты шин из действия а также для повышения эффективности дальнего резервирования):
двухступенчатая токовая защита от многофазных коротких замыканий;
трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.
Допускается установка более сложных защит на шиносоединительном выключателе если это требуется для повышения эффективности дольнего резервирования. Кроме того на обходной выключатель рекомендуется предусматривать перевод основных быстродействующих защит линий 110 кВ.
Устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ) в электроустановках 330 и 110 кВ допускается не применять если требуемая чувствительность и допустимые по условиям устойчивости времена отключения обеспечиваются от устройств дальнего резервирования. Во всех остальных случаях в электроустановках 330 и 110 кВ при отказе одного из выключателей поврежденного элемента (линия трансформатор шины) УРОВ должно действовать на отключение выключателей смежных с отказавшим. Если защиты присоединены к выносным трансформаторам тока то УРОВ должно действовать и при коротком замыкании в зоне между этими трансформаторами тока и выключателем. Допускается применение упрощенных УРОВ: действующих при коротких замыканиях с отказами выключателей не на всех элементах (например только при замыканиях на линиях); действующих лишь на отключение шиносоединительного выключателя.
Для автотрансформаторов связи должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах 110 кВ;
однофазных замыканий на землю на стороне 10 кВ;
витковых замыканий в обмотках;
токов в обмотках обусловленных внешними короткими замыканиями;
токов в обмотках обусловленных перегрузкой;
повреждений внутри кожуха сопровождающихся выделением газа и понижения уровня масла.
Для трансформаторов собственных нужд:
однофазных замыканий на землю на стороне 10 кВ если это необходимо по требованиям безопасности;
Для защиты от повреждений на выводах а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:
продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени;
токовая отсечка без выдержки времени.
Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.
Продольная дифференциальная токовая защита автотрансформаторов должна осуществляться с применением специальных реле тока отстроенных от бросков намагничивающего тока (БНТ) переходных и установившихся токов небаланса (например РНТ ДЗТ).
Продольная дифференциальная токовая защита трансформаторов собственных нужд может осуществляться с применением реле тока отстроенными по току срабатывания от БНТ и переходных токов небаланса (дифференциальная отсечка) если при этом обеспечивается требуемая чувствительность.
Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так чтобы в зону её действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.
При использовании для дифференциальной защиты трансформаторов тока встроенных в силовой трансформатор следует предусматривать защиту обеспечивающую отключение (с требуемым быстродействием) коротких замыканий в соединениях трансформатора со сборными шинами.
В качестве защиты от токов в обмотках трансформаторов собственных нужд обусловленных внешними многофазными короткими замыканиями должны быть предусмотрена максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него с действием на отключение.
В качестве защиты от токов в обмотках автотрансформаторов обусловленных внешними многофазными короткими замыканиями должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение:
максимальная токовая с комбинированным пуском напряжения или без него;
токовая обратной последовательности от несимметричных коротких замыканиях (при наличии двухстороннего питания);
максимальная токовая с комбинированным пуском напряжения от симметричных коротких замыканиях (при наличии двухстороннего питания);
дистанционная если это требуется для обеспечения дальнего резервирования или согласования защит смежных напряжений.
Защита от повреждений внутри кожуха сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла выполняется с помощью газовых реле которые действуют на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла. Защита от повреждений внутри кожуха трансформаторов сопровождающихся выделением газа может быть выполнена также с использованием реле давления. Защита от понижения уровня масла может быть выполнена в виде отдельного реле уровня в расширителе трансформатора.
Для защиты контактного устройства РПН с разрывом дуги в масле следет предусматривать отдельное газовое реле и реле давления.
Для защиты избирателей РПН размещаемых в отдельном баке следует предусматривать отдельное газовое реле.
Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающего элемента газового реле.
Если в сетях 330 и 110 кВ возможны качания или асинхронных ход то защиты должны иметь устройства блокирующие их действие при этих режимах. Допускается выполнение защиты без блокировки при качаниях если защита отстроена от качаний по времени (выдержка времени защиты – около 15-2 с).
Питание основных и резервных защит линий 330 и 110 кВ должно осуществляться от разных автоматических выключателей оперативного постоянного тока.
Действие всех защит должно фиксироваться указательными реле встроенными в реле указателями срабатывания счетчиками числа срабатываний или другими устройствами в той степени в какой это необходимо для учета и анализа работы защит.
Для обеспечения эксплуатационных проверок и испытаний в схемах защит следует предусматривать где это необходимо испытательные блоки или измерительные зажимы.
В качестве основной защиты от междуфазных к.з. в обмотках статора и на выводах генератора – быстродействующая продольная дифференциальная защита.
Поперечная дифференциальная защита.
Защита статора от замыканий на землю.
Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени.
Защита от перегрузок.
Кабельные линии 6 кВ должны предусматривать устройства р.з. от междуфазных замыканий и от однофазных с действием на сигнал. Наиболее распространенной является максимальная токовая защита.
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И ТРАНСФОРМАТОРОВ
Приборы контроля и учёта требуемые к установке
Список приборов к установке
Статор турбогенератора
Амперметр в каждой фазе вольтметр ваттметр варметр счётчик активной энергии датчик активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр амперметр и вольтметр
Ротор турбогенераторов
Амперметр вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр
ВН блочных трансформаторов
Амперметр в каждой фазе
НН автотрансформаторов связи РУ разных напряжений
Амперметр ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой
ВН автотрансформаторов связи РУ разных напряжений
ВН трансформаторов СН
Амперметр ваттметр счётчик активной энергии
НН трансформаторов СН
Амперметр ваттметр счётчик активной энергии датчик активной мощности
Амперметр ваттметр варметр фиксирующий прибор используемый для определения места КЗ расчётные счётчики активной и реактивной энергии
Амперметр в каждой фазе ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой осциллограф фиксирующий прибор для определения места КЗ Датчик активной и реактивной мощности.
Сборные шины РУ 110 и 330 кВ (на каждой секции или системе шин)
Вольтметр с переключением для измерения трёх междуфазных напряжений. Регистрирующие приборы: частотомер вольтметр и суммирующий ваттметр. Приборы синхронизации: два частотомера два вольтметра синхроноскоп осциллограф
Совмещённый обходной и шиносоединительный выключатель
Амперметр ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой расчётные счётчики и фиксирующий прибор
Шины 6 кВ собственных нужд
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трёх фазных напряжений
Покажем подробный порядок выбора и проверки измерительных трансформаторов для ступени напряжения 110 кВ электрический части ГРЭС.
Для контроля режима работы автотрансформаторов связи выбираю трансформаторы тока встроенные в силовые трансформаторы (автотрансформаторы). Они выбираются по условиям
Принимаем трансформатор тока ТВТ 110-I-20005 r2ном=16 Ом (в классе 05).
По динамической стойкости встроенные трансформаторы тока не проверяются.
Проверка на термическую стойкость по току КЗ
Проверяем выбранный трансформатор по вторичной нагрузке. Для этого выбираем все приборы подключаемые к трансформатору и сводим их в табл. 8.2.
Приборы на выводах трансформаторов блоков и связи
Выбранные трансформаторы тока должны быть проверены по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому полное сопротивление приборов принимается равным активному сопротивлению. Вторичная нагрузка состоит из сопротивлений приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
z2=rприб+rпр+rк (8.1)
Сопротивление приборов определяется по выражению
Сопротивления соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выдержать условие
rпр z2.ном-rприб-rк. (8.3)
Зная сопротивление проводов можно определить их сечения q:
где ρ – удельное сопротивление материала провода (для алюминия 00283 Оммм2м).
rпр = z2.ном-rприб-rк=16-001-01=149 Ом;
Принимаем контрольный кабель АКРВГ-25 мм2.
Схема подключения приборов:
Выбираем трансформаторы тока включенные в цепь отходящих ВЛЭП 110 кВ (а так же в цепи обходного и шиносоединительного выключателя). Принимаем трансформаторы ТФЗМ-110Б-III-15005 r2ном=08 Ом (в классе 05). Расчетные и каталожные данные сносим в табл. 8.3.
Параметры выбранных ТТ в цепи ВЛЭП 110 кВ
Расчетные данные цепи
Проверка на вторичную нагрузку:
Приборы в цепи ВЛЭП 110 кВ
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
rпр = z2.ном-rприб-rк=08-026-01=044 Ом;
Принимаем контрольный кабель АКРВГ-4 мм2.
Выбираем трансформаторы напряжения на сборных шинах 110 кВ.
Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению.
Принимаем трансформатор НКФ-110-83У1 S2ном=400 ВА (в классе точности 05).
Трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке. Для чего принимаем перечень необходимых измерительных приборов и заносим в табл.8.5.
Вольтметр регистрирующий
Частотомер регистрирующий
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ-25мм2.
Аналогичный расчёт производится и для каждой группы приборов каждого устанавливаемого измерительного трансформатора тока или напряжения. Список приборов установка которых необходима для контроля режимов работы электрической части ГРЭС приведена в табл. 8.1.
В табл. 8.6 приведены результаты выбора измерительных трансформаторов тока и напряжения для подключения всех групп приборов. При большой приборной нагрузке устанавливаются несколько последовательных трансформаторов тока или параллельных трансформаторов напряжения.
Результаты выбора измерительных трансформаторов
Тип измерительного трансформатора
НН автотрансформаторов связи (ПР СН)
СН автотрансформаторов связи РУ разных напряжений
Сборные шины РУ 110 и 330 кВ
(на каждой секции или системе шин)
Шиносоединительный и обходной выключатели
ВЫБОР КОНСТРУКЦИЙ И ОПИСАНИЕ ВСЕХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ИМЕЮЩИХСЯ В ПРОЕКТЕ
Принимаем что главный корпус ГРЭС расположен на берегу водохранилища на расстоянии позволяющем разместить перед фронтом машзала лишь повышающие трансформаторы и опоры для воздушных связей последних с ОРУ расположенным со стороны торца главного корпуса.
В ОРУ легче выполняются расширение и реконструкция все аппараты доступны для наблюдения. В тоже время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье занимают значительно большую площадь чем ЗРУ а аппараты на ОРУ подвержены запылению загрязнению и колебаниям температуры.
Сборные шины и ошиновку выполняют неизолированными сталеалюминевыми проводами на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жесткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах.
Площадка ОРУ ограждается от остальной территории станции внутренним забором высотой 16 м – сплошным сетчатым решетчатым. Несущие конструкции составляют из сборных железобетонных элементов.
Для ОРУ 110 кВ со схемой с двумя рабочими и обходной системой шин принимаем компоновку в которой все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин что облегчает их обслуживание. Типовая компоновка предусматривает возможность установки воздушных и масляных выключателей разных типов. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. При такой конструкции РУ может быть выполнено трех ярусным с выходом проводов в двух направлениях. В присоединениях трансформаторов а также при выходе линии предусмотрены дополнительные опоры между первой и второй системами сборных шин. Такое конструктивное решение исключает возможность перекрытия обеих систем сборных шин при обрыве поперечных проводов.
Методические указания по курсовому проектированию по курсу «Электрическая часть электрических станций» для студентов специальностей 0301 0302 0303 В. Н. Мазуркевич Л. Н. Свита. – Мн.: БПИ 1982. – 65 с.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.
Проектирование электрической части станций и подстанций: Учебник для вузов Ю. Б. Гук В. В. Кантан С. С. Петрова. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние 1985. – 312 с.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 2-е изд. перераб. – М.: Энергия 1980. – 600 с.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем В. В. Ершевич А. Н. Зейлигер Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – 3-е изд. перераб. и доп. – Москва: Энергоатомиздат 1985. – 352 с.
Правила устройства электроустановок.

ORU-330 neo.dwg

Разъединитель с двумя комплектами заземляющих ножей
Разъединитель с одним комплнектом заземляющих ножей
Выключатель воздушный

СхемаСоединений.dwg

Проектирование электрической части
ТЭЦ-360 МВт с применением элементов
САПР и расчетом электродинамической
стойкости гибкой ошиновки распреде-
лительных устроойств на ПЭВМ
КП-Т.01.01.08.106321-Т 04.

ORU-330 neo.dwg

ОРУ220-А1.dwg

Разрез по ячейке ВЛЭП 220 кВ
Разрез по ячейке выключателя трансформатора
к трансформатору блока
к автотрансформатору

Адик1.dwg

Проектирование электрической части
ТЭЦ-360 МВт с применением элементов
САПР и расчетом электродинамической
стойкости гибкой ошиновки распреде-
лительных устроойств на ПЭВМ
КП-Т.01.01.08.106321-Т 04.

Адик2.dwg

ческих соединений ТЭЦ-220
Главная схема электри-
Кафедра "Эл. станции
Электрическая часть
КП Т 01.01.8.106.338-Т

Белорусский национальный технический университет.doc

Белорусский национальный технический университет
Факультет ЭФ «Энергетический факультет»
Кафедра«Электрические станции»
по дисциплине ’’ Электрическая часть станций и подстанций’’
Исполнитель: студент ЭФ 4 курса группы 106321-Т
Руководитель проекта: доцент ктн
Кафедра:«Электрические станции»
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
по дисциплине Электрическая часть станций и подстанций
студент 4 курсагруппы 106321-Т