Электрическая часть ТЭЦ-300 МВт

ГЛАВНАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ.dwg

ТДНС-1600010кВ 10.56.3 кВ
Uн=10.5кВ cos fн=0.85
ТРДЦН-100000220 2301111кВ
ТФЗМ - 220Б-III 3005
ТРДНС-32000220 2206.3кВ
электрических соединений
На сборке возбуждения
ТРДЦ-100000220 24210.5кВ

ору--220 окончательный.dwg

Схема принципиальная
станций и подстанций
(Разрез по линейной цепи)
(Разрез по цепи трансформатора)
План и разрезы ОРУ 220 кВ

Курсовой Барков1.doc

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
Кафедра: «Электрические станции»
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
по дисциплине: «Производство электроэнергии»
Тема: «Электрическая часть ТЭЦ-300 МВт»
Исполнитель: Барков С.Г.
студент 5 курса гр. 306235
Руководитель: Пономаренко Е.Г.
Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии 5
Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений .9
Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей ..14
Выбор аппаратов ..28
Выбор токоведущих частей 37
Выбор типов релейной защиты ..39
Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов 41
Выбор конструкции и описание всех распределительных устройств имеющихся в проекте ..46
Электростанциями называют предприятия или установки предназначенные для производства электрической энергии.
По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду используемого энергетического ресурса электростанции подразделяют на тепловые (ТЭС) атомные (АЭС) гидроаккумулирующие (ГАЭС) газотурбинные и др.
Электростанции типа ТЭЦ предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом.
На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в парогенераторе (котле) в энергию водяного пара приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину соединённую с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат газ мазут а так же уголь торф горючие сланцы.
Специфика электрической части ТЭЦ определяется положение электростанции вблизи центров электрических нагрузок. Поэтому большая часть генераторов ТЭЦ присоединяется непосредственно к сборным шинам генераторного напряжения 6-10кВ от которых отходят линии для питания местных потребителей т. е. промышленных предприятий и городских трансформаторных пунктов ТП. С этих же сборных шин питаются и трансформаторы собственных нужд. При наличии избыточной мощности она с помощью повышающих трансформаторов связи сборных шин повышенного напряжения и линий электропередачи выдаётся в энергосистему на повышенном напряжении.
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.
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ
1. Разработка структурных схем
При проектировании электростанции до разработки главной схемы необходимо составить структурную схему выдачи энергии на которой показываются основные функциональные части установки: генераторы трансформаторы распределительные устройства и связи между ними. Схема выдачи энергии зависит от типа и мощности станции а также от распределения нагрузки между РУ.
Поскольку связь с энергосистемой осуществляется по линии высокого напряжения 220 кВ и имеются потребители низкого напряжения 10 кВ то сооружаем РУ высшего и низшего напряжения.
Структурные схемы двух вариантов выдачи энергии представлены на рисунке 2.1.
В первом варианте три генератора мощностью по 100 МВт два из которых подсоединены в КРУ 10 кВ через токоограничивающие реакторы.
Во втором варианте пять генераторов мощностью по 60 МВт два из которых подсоединяется к шинам ГРУ 10 кВ.
Вариант №1 Вариант №2
Рисунок 2.1. Структурные схемы выдачи энергии ТЭЦ
2. Выбор основного оборудования
К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество и их параметры выбираются в зависимости от типа мощности и схемы станции мощности энергосистемы и других условий.
Выбор числа и мощности генераторов:
Число и мощность генераторов на ТЭЦ выбирают в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок.
Так как мощность проектируемой ТЭЦ составляет 300 МВт то принимаем по таблице П2.1 [1]:
- для первого варианта схемы выбираем три генератора по 100 МВт;
- для второго варианта схемы выбираем пять генераторов 60 МВт;
Технические данные выбранных турбогенераторов заносим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 Каталожные данные турбогенераторов
Выбор трансформаторов:
Для выбора мощности трансформаторов связи рассмотрим следующие режимы работы:
) Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:
) Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов :
где Рг и cosφг – номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;
Рн min – минимальная нагрузка шин генераторного напряжения
сosφн – средний коэффициент мощности нагрузки сosφн = 08;
Рсн – мощность потребляемая собственными нуждами.
По наибольшей расчётной мощности выбирается номинальная мощность трансформатора.
Для первого варианта:
Выбираем трансформаторы Т1 и Т2
По справочнику выбираем трансформатор связи ТРДЦН – 100000220 (таблица 3.8[2]).
Также для первого варианта выбираем блочный трансформатор Т3 по условию:
Так как ближайшие по значению мощности трансформаторы из справочника 80МВА и 125 МВА то трансформатор изготавливаем по спецзаказу ТРДЦ – 100000220.
Для второго варианта:
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.
По справочнику выбираем трансформатор связи ТД – 80000220 и устанавливаем на него РПН(таблица 3.8[2]).
Также для второго варианта выбираем блочный трансформатор Т3 Т4 Т5 по условию:
По справочнику выбираем трансформатор ТД – 80000220(таблица П2.7.[1]).
Таблица 2.2 Каталожные данные выбранных трансформаторов
Напряжение собственных нужд принимаем равным 6 кВ. Напряжение собственных нужд не совпадает с генераторным поэтому питание СН будем осуществлять от трансформаторов. Произведем выбор трансформаторов собственных нужд.
Для первого варианта:
Трансформаторы собственных нужд выбираются по условию:
где -процент расхода мощности на собственные нужды.
Определяем мощности трансформаторов собственных нужд:
По таб.3.4[2] выбираем: ТДНС-1600020.
Пускорезервный ТСН: Sп ртсн=15Sтсн мах=15*16=24 МВА.
Выбираем: ТДНС-32000220.
Для второго варианта:
По таб.3.4[2] выбираем: ТДНС-1000035.
Резервный ТСН выбираем: ТДНС-1000035.
Таблица 2.3 Каталожные данные выбранных трансформаторов СН
ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
1. Определение числа присоединений в РУ и выбор схем РУ
Выбор схемы электрических соединений является важным и ответственным элементом проектирования станции.
Разработка главной схемы осуществляется одновременно с выбором оборудования.
Для принятых схем выдачи мощности станции определяется число присоединений в каждом из РУ которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий числа линий связи с системой и числа трансформаторов связи или питающих трансформаторов подключённых к данному РУ:
Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:
По таблице 2.1 [4] определяем протяжённость ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности:
0 кВ L = 95 км и nЛЭП = 2 отходящих ( по заданию) – связь с системой;
кВ Рл = 5 МВт nЛЭП = 555 11 принимаем 12 отходящих линий.
Определим число присоединений к каждому РУ:
0 кВ nн = 2 + 3 = 5;
0 кВ nн = 2 + 5 = 7;
В зависимости от числа присоединений к РУ и его напряжения выбираем следующие схемы РУ:
) Схема РУ 220 кВ. Для РУ 220 кВ при числе присоединений ≤ 6 (в нашем случае 5 присоединений) выбираем схему с одной рабочей и обходной системами шин с совмещенным обходным и секционным выключателем.
) Схема КРУ-10кВ. В распределительном устройстве 10 кВ применяется схема с одиночной секционированной системой шин.
На рисунке 3.1 представлена упрощенная электрическая схема ТЭЦ 1-го варианта.
Рисунок 3.1 вариант 1
) Схема РУ 220 кВ. Для РУ 220 кВ при числе присоединений 7-15 (в нашем случае 7 присоединений) выбираем схему с одной рабочей и обходной системами шин с обходным и секционным выключателем.
) Схема ГРУ-10кВ. В распределительном устройстве 10 кВ применяется схема с одиночной секционированной системой шин §5-2 [1] .
На рисунке 3.2 представлена упрощенная электрическая схема ТЭЦ 2-го варианта.
Рисунок 3.2 Вариант 2
2. Технико-экономическое сравнение вариантов
Технико-экономическое сравнение вариантов производится с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными напряжениями определения мощности генераторов (трансформаторов) выбора схемы РУ когда заданным техническим требования удовлетворяют несколько схем.
Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:
где К – капиталовложения на сооружение электроустановки тыс. руб.;
рн – нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений
И – годовые эксплуатационные издержки;
У – ущерб от недоотпуска электроэнергии для упрощения расчета в учебных целях не используется.
Учитывать ущерб от недоотпуска электроэнергии не будем т.к. этого не требуется в задании.
Таблица 3.1 Капиталовложения двух вариантов.
Стоимость единиц тыс. у.е.
Общая стоимость тыс. у.е.
Трансформатор ТРДЦН – 100000220
Трансформатор ТДН – 80000220
Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:
где Ра и Ро – отчисления на амортизацию и обслуживание %. Для электрооборудования проекта примем Ра = 64 % Ро = 2 %.
ΔЭ – потери энергии в кВт·ч;
– стоимость одного кВт·ч потерянной энергии равная 810-2 у.е.(кВт·ч).
Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:
где ΔРхх – потери холостого хода;
ΔРкз – потери короткого замыкания;
Sн – номинальная мощность трансформатора МВ·А;
Sм – максимальная нагрузка трансформатора;
Т – число часов работы трансформатора можно принять Т= 8760 час;
– число часов максимальных потерь так как ТМ не задано принимаем ТМ = 5000 час. тогда по рис.5.6 [1] = 3500 час.
Потери энергии в трансформаторах Т1 и Т2:
Потери энергии в трансформаторе Т3:
Тогда суммарные потери в тансформаторах:
Потери энергии в трансформаторе Т3Т4 и Т5:
Годовые эксплуатационные издержки для двух вариантов:
Определяем приведенные затраты:
Так как приведенные затраты первого варианта на 67% меньше приведенных затрат второго варианта то для дальнейшей разработки берём первый вариант схемы.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Рисунок 4.1 Упрощенная схема ТЭЦ с точками КЗ
На основании упрощенной принципиальной схемы ТЭЦ (рис. 31) и схемы энергосистемы составляем схему замещения для расчета токов короткого замыкания (рис. 3.2).
Рисунок 4.2 Схема замещения
Сопротивление элементов электрических цепей может быть задано в именованных величинах и в процентах или относительных величинах. Для того чтобы схему замещения можно было преобразовать к простейшему виду необходимо привести параметры элементов схемы к одной какой-либо ступени напряжения или выразить эти параметры в единых масштабах. Последнее в установках напряжением выше 1000 В удобнее всего производить с помощью системы относительных единиц (о.с)
Для определения параметров расчетной схемы рассмотрим как определяются параметры различных элементов:
) синхронные машины которые задаются сверхпереходным значением индуктивного сопротивления по продольной оси х’’d которая обычно указывается в каталогах в относительных единицах при номинальных условиях вводятся. в расчетную схему сопротивлением х’’d* приведенным к базисным условиям и ЭДС которая будет определяться по ниже приведенному выражению:
где Sнг – номинальная мощность генератора МВА;
U(0) - номинальное напряжение на шинах генератора до возникновения КЗ равное 1 о. е.;
I(0) - номинальные ток генератора до возникновения КЗ равное 1 о. е..
) энергосистема которая задается номинальной мощностью Sном и индуктивным сопротивлением хс в о. е. вводиться в расчетную схему приведенным индуктивным сопротивлением хс* и ЭДС:
) схема замещения трехфазного трансформатора с расщепленной обмоткой низкого напряжения представлена на рисунке 4.3
в относительных единицах :
) воздушная линия электропередач у нас двухцепная которая задается своей длиной l вводиться в схему замещения сопротивлением определяемым по формуле:
где Ucрн – средненоминальное напряжение в месте установки линии кВ.
) реактор который задается сопротивлением Хр в именованных единицах вводиться в расчетную схему относительным сопротивлением:
Определим и введем сопротивление реактора после того как рассчитаем ток КЗ в точке К2 из условия ограничения тока КЗ в точке К1 до 20 кА.
Определим теперь параметры расчетной схемы при базовой мощности Sб=1000МВА присваивая им определенный порядковый номер и опуская символ “*”:
) синхронные генераторы:
) трансформатор ТСН3 :
) воздушные линии электропередач:
Теперь произведем упрощение схемы. Заменим сопротивления Х1 и Х2 одним эквивалентным:
Заменим сопротивления трансформатора Т1 (Х3 Х4Х5) одним эквивалентным:
Аналогично заменяем сопротивления трансформаторов Т2 Т3 т.к. их параметры такие же как и у Т1:
Рисунок.4.4 Упрощенная схема замещения.
Рассчитаем токи трехфазного КЗ для точки К2(рис.4.5).
получаем схему на рисунке 4.6
Дальше чтобы можно было определить ток от каждого источника определим результирующее сопротивление полученное от Х16 Х20 Х21:
Определим коэффициенты распределения по ветвям:
Тогда результирующие сопротивления по ветвям;
Начальное значение апериодической составляющей тока КЗ:
-среднее напряжение в точке К2
Значение токов по ветвям:
Суммарный ток в точке К2:
Определим ударные токи:
системы ку=19 (таблица 3.8[1]) ;
генератора Г1 ку=1976 (таблица 3.7[1]) ;
генератора Г2 ку=1965 (таблица 3.8[1]) ;
генератора Г3 ку=1965 (таблица 3.8[1]) .
Суммарный ударный ток в точке К2:
Теперь выберем реакторы. Результирующее сопротивление цепи КЗ до реактора:
IПО- начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К2.
Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения Iном отк :
Сопротивление реактора:
Ток реактора выбирается исходя из половины максимальной нагрузки на 10 кВ:
По Uном и Iном выбираем реактор с ближайшим большим Хр из таблицы 5.14[2]. Т.к. нужного нам реактора в справочнике не оказалось то в КРУ-10кВ делаем 4 секции каждая из которых питается от своего реактора.
Тогда выбираем реактор РБ 10-1600-025У3 с Хр=025 Ом и Iном=1600А. Тогда в относительных единицах :
Рассчитаем токи трехфазного КЗ в точке К1. Воспользуемся выполненными ранее упрощениями 4.12-4.14 4.16 и получим схему на рис. 4.8.
Получаем схему на рис.4.9
Дальше чтобы можно было определить ток от каждого источника определим результирующее сопротивление полученное от Х22 Х23 Х24 Х13:
Получаем схему на рис 4.10
-среднее напряжение в точке К1
Суммарный ток в точке К1:
генератора Г1 ку=1956 (таблица 3.8[1]) ;
генератора Г2 ку=1956 (таблица 3.8[1]) ;
генератора Г3 ку=1956 (таблица 3.8[1]) .
Суммарный ударный ток в точке К1:
Рассчитаем токи трехфазного КЗ в точке К3. Воспользуемся выполненными ранее упрощениями 4.12-4.16 4.24 и получим схему на рис. 4.11.
-среднее напряжение в точке К3
Суммарный ток в точке К3:
системы ку=1717 (таблица 3.8[1]) ;
генератора Г1 ку=1965 (таблица 3.8[1]) ;
Суммарный ударный ток в точке К3:
Рассчитаем токи трехфазного КЗ в точке К4. Воспользуемся выполненными ранее упрощениями 4.12-4.15 4.24 и получим схему на рис. 4.12.
Получаем схему на рис.4.13.
Дальше чтобы можно было определить ток от каждого источника определим результирующее сопротивление полученное от Х23 Х24 Х25 Х12:
. (4.48) Определим коэффициенты распределения по ветвям:
-среднее напряжение в точке К4.
от эквивалентного двигателя СН
Суммарный ток в точке К4:
системы ку=183 (рис 3.39[1]) ;
генератора Г3 ку=1965 (таблица 3.8[1]) ;
от эквивалентного двигателя СН .
Суммарный ударный ток в точке К4:
Заносим все результаты расчетов таблицу 4.1
Таблица 4.1 Результаты расчёта токов короткого замыкания
Выбор выключателей и разъединителей для ОРУ-220 кВ.
Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выбираются обычно однотипными для всех цепей данного РУ.
Для выключателей элегазовых ЯЭ-220Л расчетное время:
здесь =001с - минимальное время действия релейной защиты; - собственное время отключения выключателя.
Периодическая составляющая тока определится суммированием периодических составляющих токов по ветвям энергосистемы генераторов Г1 Г2 Г3 при КЗ в точке К3 для расчетного времени 005с:
- ток неизменный во времени;
и по кривым (рис. 3.26[1]) имеем и следовательно ;
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для момента времени t= =005с
Апериодическая составляющая тока по ветвям КЗ:
Постоянная времени Та взята во всех случаях из табл. 3.8 [1].
Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для момента времени t= =005с
Расчетный ток продолжительного режима в цепи блока генератор трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности генератора ТВФ-100-2:
Импульс квадратичного тока КЗ на шинах 220кВ ТЭЦ
где ТА определено по § 3.7 [1].
Результаты выбора выключателей и разъединителей сведем в таблицу 5.1
Т.к. разъединитель коммутирует только обесточенные цепи то их проверка на отключающую способность не производится.
Таблица 5.1 Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 220кВ
Данные разъединителя
=·664 + 425 = 1364 кА;
= =· 40 ·14 = 792 кА;
Выбор выключателей и разъединителей расположенных в цепи генератора 10кВ.
Для выключателей маломасляных МГУ-20-90 расчетное время:
Периодическая составляющая тока определится суммированием периодических составляющих токов по ветвям энергосистемы генераторов Г1 Г2 Г3 при КЗ в точке К2 для расчетного времени 016с:
т.к. то можно считать что ;
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для момента времени t= =016с
Постоянная времени Та взята из табл. 3.8 [1];
Постоянная времени Та взята из табл. 3.7 [1];
Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для момента времени t= =016с
Импульс квадратичного тока КЗ на шинах генератора
Результаты выбора выключателей и разъединителей сведем в таблицу 5.2
Таблица 5.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепи генераторов
=·5573 + 497 = 1285 кА;
= =· 90 ·12 = 1527 кА;
Выбор вводных и секционных выключателей для КРУ-10кВ.
Для вакуумных выключателей ВВЭ расчетное время:
Периодическая составляющая тока определится суммированием периодических составляющих токов по ветвям энергосистемы генераторов Г1 Г2 Г3 при КЗ в точке К1 для расчетного времени 0065с:
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для момента времени t= =0065с
Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для момента времени t= =0065с
Номинальный ток выключателей будем считать по номинальному току токоограничивающего реактора;
Импульс квадратичного тока КЗ на линии отходящей от шин КРУ-10кВ
Результаты выбора выключателей сведем в таблицу 5.3
Таблица 5.3 Выбор вводных и секционных выключателей КРУ-10кВ
=·1729 +1863 = 4308 кА;
=· 315 ·14 = 624 кА;
Выбор выключателей питающих потребителей для КРУ-10кВ.
Номинальный ток выключателей;
Результаты выбора выключателей сведем в таблицу 5.4
Таблица 5.4 Выбор выключателей КРУ-10кВ
Выбор выключателей для цепей собственных нужд 6 кВ.
Периодическая составляющая тока определится суммированием периодических составляющих токов по ветвям энергосистемы генераторов Г1 Г2 Г3 при КЗ в точке К4 для расчетного времени 007с:
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для момента времени t= =007с
постоянная времени Та взята из рис. 3.39 [1]
постоянная времени Та взята из табл. 3.8 [1]
Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для момента времени t= =007с
Результаты выбора выключателей сведем в таблицу 5.5
Таблица 5.5 Выбор выключателей для цепей собственных нужд 6 кВ
=·2812 +2315 = 6292 кА;
=· 40 ·12 = 6788 кА;
Выбираем токоограничивающие реакторы
Проверим выбранные ранее реакторы. Результаты выбора в таблице 5.6
Таблица 5.6 Выбор реакторов
Для защиты шин и аппаратов ОРУ-220 кВ и обмотки 220 кВ трансформаторов связи выбираем вентильные разрядники РВМГ-220МУ1 с номинальным напряжением 220 кВ.
Для защиты нулевого вывода обмотки высшего напряжения (220кВ) трансформаторов связи выбираем разрядники РВС-110МУ1 с номинальным напряжением 110 кВ т.к. нулевой вывод выполнен с ослабленной изоляцией.
Для защиты шин и аппаратов 10 кВ и обмотки 10кВ трансформаторов связи выбираем разрядники РВО-10У1 с номинальным напряжением 10 кВ.
Выбираем аппараты высокочастотной обработки
На отходящих линиях электропередач 220 кВ устанавливаются аппараты высокочастотной обработки (конденсаторы связи фильтры присоединения и заградители) отдельных фаз для образования каналов связи по проводам ЛЭП. Конденсатор связи создает путь для токов высокой частоты от приемопередатчика в линию и одновременно отделяет приемопередатчик от высокого напряжения промышленной частоты линии.
Выбираем бумажно-масляные конденсаторы типа СМР55-0044 на наших линиях 220 кВ устанавливаем по четыре таких элемента.
Фильтр присоединения согласовывает входное сопротивление высокочастотного кабеля с входным сопротивлением линии соединяет конденсатор связи с землей образуя таким образом замкнутый контур для токов высокой частоты. Выбираем фильтр присоединения ОФП-4 выпускаемый промышленностью выполняется на три диапазона охватывающих частоты 50-300 кГц.
Заградитель преграждает выход токов высокой частоты за пределы линии. Выбираем выпускаемые промышленностью заградители ВЗ-500 рассчитаны на рабочий ток 700 А с пределами настройки 50-300 кГц. Выполняем высокочастотную обработку двух фаз.
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Выбор сборных шин для ОРУ-220кВ
Т.к. сборные шины по экономической плотности тока не выбираются принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равному току наиболее мощного присоединения:
По табл.7.35 [2] принимаем АС24039 =216мм А.
Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 400 см.
Проверка шин на схлестывание не производится т.к. =68 кА меньше 20кА.
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям коронирования не производится т.к. согласно таблицы 5.1 [2] выбранные провода соответствуют минимальным сечениям по условиям коронирования.
Выбираем опорные стержневые изоляторы типа С6-950 II УХЛ1 с номинальным напряжением 220 кВ.
Токоведущие части от выводов 220 кВ блочного трансформатора до сборных шин.
Применяем те же токопроводы что и для сборных шин ОРУ 220 кВ.
Цепь генератор-трансформатор.
Произведем выбор пофазно экранированного токопровода для участка от генераторов до трансформаторов. Выбор будем производить по допустимому току.
Наибольший ток в цепи генераторов:
По таблице 9.13[2] принимаем пофазно экранированный токопровод генераторного напряжения с электрически непрерывными кожухами с компенсацией внешнего поля типа ГРТЕ-10-8550-250 =8550 А =250 кА тип опорного изолятора ОФР-20-375с. Примем среднемесячную температуру самого жаркого месяца +30°С тогда с учетом поправочного коэффициента на температуру 094 (табл П3.8[1]) тогда:
что больше наибольшего тока в цепи генератора.
Проверка на термическую стойкость.
Минимальное сечение по условию термической стойкости:
значение С принимаем по табл 3.14 [1].
Сечение выбранного токопровода:
что больше минимального сечения по термической стойкости.
Проверка на динамическую стойкость:
При КЗ на шинах генератора =185 кА что меньше электродинамической стойкости токопровода которая =250 кА.
В пункте 5 был произведен выбор и проверка вводных секционных и отходящих вакуумных выключателей для КРУ-10кВ.Произведем выбор ячеек КРУ-10 кВ из табл 9.5 [2] для выбранных раннее выключателей выбор отразим в таблицах 6.1 и 6.2.
Таблица 6.1 Выбор вводных и секционных ячеек КРУ-10 кВ
Данные шкафа КРУ внутренней установки КВ-3 выкатного исполнения на базе вакуумных выключателей ВВЭ-10
Таблица 6.2 Выбор отходящих ячеек КРУ-10 кВ
ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Защиты блока генератор - трансформатор.
Устанавливаются следующие виды защит:
- продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ - 565;
- продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ - 565;
- защита напряжения нулевой последовательности - от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;
- газовая защита трансформатора - от замыкания внутри кожуха трансформатора;
- токовая защита обратной последовательности состоящая из двух фильтр - реле тока обратной последовательности РТФ - 2 и РТФ - 3. При этом чувствительный орган реле РТФ - 2 и РТФ - 3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле РТФ - 2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;
- токовая защита с пуском по минимальному напряжению - резервная от симметричных КЗ;
- защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания на землю;
-максимальная токовая защита от симметричных перегрузок используется ток одной фазы;
- цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;
- односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени - для защиты генератора.
Защиты трансформаторов собственных нужд.
- от повреждений внутри кожуха и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ - 565;
- от повреждений внутри кожуха трансформатора сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла - газовая защита;
- от внешних КЗ а так же для резервирования защит - МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
- от перегрузки - МТЗ использующая ток одной фазы с действием на сигнал.
- дифференциальная токовая защита без выдержки времени охватывающая все элементы которые подсоединены к системе шин осуществляется с помощью реле тока отстроенного от переходного и установившегося тока небаланса;
- на обходном выключателе устанавливается трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;
- на обходном выключателе - четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;
- на шиносоединительном выключателе - двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;
- на шиносоединительном выключателе - трёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.
- высокочастотная защита;
- трёхступенчатая дистанционная защита;
- токовая защита нулевой последовательности - для защиты от КЗ на землю;
- двухступенчатая максимальная токовая защита с выдержкой времени;
- мгновенная токовая отсечка.
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
1 Выбор измерительных приборов.
Амперметр в каждой фазе
Счётчик активной энергии
Счётчик реактивной энергии
Регистрирующие приборы:
Амперметр постоянного тока
Вольтметр постоянного тока
Регистрирующий амперметр.
Трансформатор связи.
Варметр с двухсторонней шкалой
Трансформатор собственных нужд.
Счётчик активной энергии.
Ввод к секциям 10 кВ:
Счётчик реактивной энергии.
Пускорезервный трансформатор (ПРТСН):
Счётчик активной энергии.
2. Выбор трансформаторов тока
В пофазно-экранированный токопровод ГРТЕ-10-8550-250 встроенны трансформаторы тока ТШ-20-100005 с номинальной нагрузкой 12 Ом в классе 05.
Произведем расчет по вторичной нагрузке. Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в таблице 8.1(из таблицы 4.3 [4] и из таблицы 4.13 [1]).
Таблица 8.1 Вторичная нагрузка ТТ.
Потребляемая мощность В·А
Счётчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Амперметр регистрирующий
Ваттметр регитрирующий
Наибольшая нагрузка приходится на ТТ фаз А и С Sприб = 15275 В·А.
zприб = Sприб I22 = 15275 52 = 0611 Ом.
rпр = Z2 ном – z приб – r к
где rк – сопротивление в контактах Ом;
rпр – сопротивление соединительных проводов Ом;
Z2 ном – номинальная нагрузка ТТ(из таблицы 5.9[2]) Ом.
rпр = 12 – 0611 – 01 = 0489 Ом.
Ориентировочная длина проводов l = 40 м.
Во вторичных цепях электростанции с генераторами 100 МВт и более используются провода с медными жилами (ρ = 175·10-9 Ом·м).
Тогда расчётное сечение проводов:
Принимаем сечение жил кабеля 25 мм2 т.к. оно не должно быть меньше 25 мм2 по условию прочности.
Произведем проверку ТТ по номинальным данным первичной стороны и по режиму КЗ. Проверку отразим в таблице 8.2. Как видно из таблицы ТТ нам подходит.
Данные трансформатора тока ТШ-20-100005 (табл. 5.9 [2])
Выбор остальных трансформаторов тока произведем по по номинальным данным первичной стороны и по режиму КЗ.
Выбираем трансформаторы тока ТФЗМ 220Б-III У1 произведем проверку и отразим в таблице 8.3
Данные трансформатора тока ТФЗМ 220Б-III У1
Сторона ВН силовых трансформаторов
Выбираем трансформаторы тока встроенные в силовые трансформаторы типа ТВТ-220-I-3005 произведем проверку и отразим в таблице 8.4
Данные трансформатора тока ТВТ-220-I-3005
Выбираем трансформаторы тока типа ТЛ10-I-10005 произведем проверку и отразим в таблице 8.5
Данные трансформатора тока ТЛ10-I-10005
Выбираем трансформаторы тока типа ТЛ10-I-20005 произведем проверку и отразим в таблице 8.6
Данные трансформатора тока ТЛ10-I-20005
Цепь реактора КРУ-10 кВ
Выбираем трансформаторы тока типа ТШЛ-10-20005 произведем проверку и отразим в таблице 8.7
Данные трансформатора тока ТШЛ-10-20005
Сторона ВН пускорезервного ТСН
Выбираем трансформаторы тока ТФЗМ 220Б-III У1 произведем проверку и отразим в таблице 8.8
Данные трансформатора тока
Сторона НН пускорезервного ТСН
Выбираем трансформаторы тока ТШЛ-10-40005 произведем проверку и отразим в таблице 8.9
Данные трансформатора тока ТШЛ-10-40005
3 Выбор трансформаторов напряжения
В пофазно-экранированный токопровод ГРТЕ-10-8550-250 встроены трансформаторы напряжения ЗНОМ-15-63У2 с.номинальным напряжением первичной обмотки 10000В что соответствует номинальному генераторному напряжению.
Мощность приборов подключённых к ТН приведена в таблице 8.10.
Таблица 8.10.Вторичная нагрузка ТН
Число паралл. катушек
Датч. реакт. мощности
Вторичную нагрузку определим по формуле:
Выбранный трансформатор ЗНОМ-15-63У2 имеет номинальную мощность 75 В·А в классе точности 05 необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом В·А трансформатор будет работать в выбранном классе точности.
Выбор остальных трансформаторов напряжения производится в том же порядке и результаты выбора сводим в таблицу 8.11
Таблица 8.11 Трансформаторы напряжения
Тип трансформатора напряжения
ВЫБОР КОНСТРУКЦИЙ И ОПИСАНИЕ ВСЕХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ИМЕЮЩИХСЯ В ПРОЕКТЕ
РУ должны удовлетворять ряду требований. Основные из них: надёжность экономичность удобство и безопасность обслуживания безопасность для людей находящихся вне РУ пожаробезопасность возможность расширения.
Надёжность в работе означает малую вероятность возникновения повреждения оборудования КЗ в РУ локализацию повреждения если оно возникло.
Требования экономичности предполагает возможно меньшие размеры РУ (площадь объём зданий) капитальные затраты и сроки сооружения.
Для оперативного персонала необходимо обеспечить безопасность и удобство осмотра оборудования произведений переключений и выполнения работ по устранению мелких неполадок для ремонтного персонала – безопасность и удобство ремонта и замены оборудования при снятии напряжения лишь с того присоединения которому принадлежит ремонтируемое оборудование. Требование возможности расширения означает возможность подключения к РУ новых присоединений.
Площадка ОРУ окружается от остальных территорий станции внутренним забором высотой 16 м – сплошным сетчатым и решётчатым. Компоновку ОРУ выбирают исходя из схемы соединений перспектив развития и особенностей конструкций установленных электрических аппаратов.
Открытое распределительное устройство 220 кВ.
Распределительные устройства расположенные на открытом воздухе называются открытыми распределительными устройствами. Открытые РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми: меньше объем строительных работ так как необходима лишь подготовка площадки устройство дорог сооружение фундаментов и установка опор в связи с этим уменьшается время сооружения и стоимость ОРУ; легче выполнить расширение и реконструкция; все аппараты доступны для наблюдения. В то же время ОРУ менее удобны в эксплуатации при низких температурах и в ненастье занимают значительную большую площадь чем ЗРУ а аппараты на ОРУ подвержены запылению загрязнению и колебаниям температуры.
Ошиновка ОРУ как было отмечено выше выполняется гибким сталеалюминевым проводом.
Для схемы с двумя рабочими и обходной системами СШ применяется типовая компоновка ОРУ. В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называют однорядными. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы СШ. Такое расположение позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на том же уровне присоединить выключатель.
В ОРУ 220 кВ необходимо сооружение дорог вдоль выключателей. Проводники сборных шин укреплены на П-образных порталах. Разъединители установлены на стальных конструкциях высотой
К ОРУ-220 кВ присоединены две воздушные ЛЭП напряжением 220 кВ два трансформатора связи ТРДЦН – 100000220 и один трансформатор связи ТДЦ – 100000220 пускорезервный трансформатор собственных нужд ТРДНС-32000220. Под трансформаторами предусматривается маслоприемник сверху на который укладывается слой гравия толщиной не менее 25 сантиметров и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники.
Закрытое распределительное устройство 10 кВ.
Комплектное распределительное устройство (КРУ) – это распределительное устройство состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранными и готовыми к работе оборудованием поступают на место монтажа где их устанавливают соединяют сборные шины на стыках шкафов подводят силовые и контрольные кабели. КРУ безопасно в обслуживании так как все части находящиеся под напряжением закрыты металлическим кожухом.
Для питания потребителей 10кВ в данном проекте используются шкафы КРУ внутренней установки КВ-3 выкатного исполнения на базе вакуумных выключателей ВВЭ-10-315630У3. Шкаф КРУ состоит из металлического корпуса внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделен на отсеки металлическими шторками. Выключатель с приводом установлен на выкатной тележке. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинным и линейным неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются и выключатель при этом будет отсоединен от сборных шин и кабельных вводов . Когда тележка находится вне корпуса шкафа обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта.
Для ввода от реакторов и секционные используются шкафы КРУ внутренней установки КВ-3 выкатного исполнения на базе вакуумных выключателей ВВЭ-10-3151600У3.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат 1987.
Неклепаев Б.Н.Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоиздат 1989.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатоиздат 1987.
Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Электрическая часть электрических станций и подстанций» БНТУ 2004г.
Методические указания по курсовой работе по дисциплине «Электромагнитные переходные процессы в электроэнергетических системах». БНТУ.2004.
Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - 3-е издание. – М.: Энергия 1985.