Проектирование электрической части станции ГРЭС-1200 МВт

заземление.doc

6. РАСЧЕТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ.
Защита выполняется отдельно-стоящими стержневыми молниеотводами либо устанавливаемыми на линейных или трансформаторных порталах для защиты наиболее возвышающихся объектов ОРУ. Ориентировочно выбираем установку молниеотводов на порталах ОРУ.
По главной схеме ОРУ вычерчиваем разрез и упрощенный план нескольких ячеек ОРУ с указанием мест установки порталов и основных размеров. Выявляем наиболее возвышающие объекты ОРУ требующие защиты от ударов молний. Максимальная высота портала hx=345м.
Определим диагональ прямоугольника D:
где – ширина между молниеотводамим;
– длина между молниеотводамим.
Рисунок 6- План рассчитываемого участка ОРУ
Определяем высоту молниеприемника из формулы:
где – высота молниеприемникам;
Активная высота молниеприемника:
Радиус площади прикрываемой одним молниеотводом:
где - радиус площади прикрываемой одним молниеотводомм.
Определим условие защиты всей площади ячейки четырьмя молниеотводами по формуле:
Условие выполняется.
Защита от атмосферных и внутренних перенапряжений
Вместе с защитой от прямых ударов молнии на станции устанавливаем специальную защиту от волн перенапряжений набегающих с линий так называемых атмосферных перенапряжений.
Для этой цели по 13 устанавливаем нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН) которые также защищают от внутренних перенапряжений возникающих в результате коммутаций в электроустановках.
Для защиты коммутационной и измерительной аппаратуры на ОРУ-500 кВ на сборные шины по 4 устанавливаем ОПН-П1-500336205УХЛ1.
На ОРУ-220 кВ на сборные шины по 4 устанавливаем ОПН-П-220 УХЛ1.
Для защиты блочных трансформаторов по 4 устанавливаем
ОПН-П1-500336205УХЛ1 и ОПН-П-220 УХЛ1 в конце длинной связи (от ОРУ до трансформатора) вблизи трансформаторов.
Для защиты автотрансформаторов связи на высоком и среднем напряжении по 4 устанавливаем ОПН-П1-500336205УХЛ1 и ОПН-П-220 УХЛ1.
Расчет заземляющих устройств
Проведем расчет заземления для ОРУ 500 кВ.
Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью выполняется с учетом сопротивления или допустимого напряжения прикосновения.
Расчет по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств для подстанций небольшой площадью не имеющих естественных заземлителей. Опыт эксплуатации РУ 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения а не величины .
Расчетная длительность воздействия с:
где – время срабатывания РЗ с;
– время отключения выключателя с.
Наибольшее допустимое напряжение UПР. ДОП.=440 В.
Коэффициент напряжения прикосновения:
где М - функция отношения 2;
- удельное сопротивление нижнего слоя грунта Ом м;
- удельное сопротивление верхнего слоя грунта Ом м;
- длина вертикального заземлителя м;
- общая длина горизонтальных заземлителей м;
- площадь заземляющего устройства м.
По сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступней определим коэффициент
В расчетах многослойный грунт представляется двухслойным; удельное сопротивление верхнего слоя (песок) удельное сопротивление нижнего слоя (суглинок)
Определим длину горизонтальных заземлителей м:
Определим коэффициент напряжения прикосновения:
Определим потенциал на заземлителе В
Заемляющие устройства преобразуем в квадратную модель
Число ячеек на стороне квадрата шт
Реальная длина горизонтальных полос м
Длина стороны ячейки м
Число вертикальных заземлителей по контуру шт
Общая длина вертикальных заземлителей м:
Определение сопротивления заземлителя квадратной модели Ом:
Определяем по диаграмме рисунка 30-12 10.
Сопротивление заземляющего устройства Ом;
где Iз – ток стекаюший с заземлителя проектируемого заземляющего
устройства при однофазном к.з. А.
Для определения сопротивления заземляющего устройства необходимо определить ток однофазного к.з. А
где - ток однофазного к.з. А
Для этого определим параметры схемы замещения нулевой последовательности.
Составим схему замещения нулевой последовательности.
Рисунок 7 - Схема замещения нулевой последовательности
Определим сопротивление системы:
Определим сопротивление трансформаторов:
Определим сопротивление автотрансформаторов:
Определим сопротивление ЛЭП:
Преобразуем схему нулевой последовательности
Определим суммарное сопротивление нулевой последовательности
Ток прямой последовательности о.е:
Искомый аварийный ток А
Ток стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства при однофазном к.з А
Определим сопротивление заземляющего устройства Ом:
Напряжение прикосновения В:
что меньше допустимого 440 В.
Список использованной литературы.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станции и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков – Москва: Энергоатомиздат 1989. – 608с.
Возовик В.П. Проектирование главной схемы электрических соединений электростанций: Учебное пособие по курсовому и дипломному проектированию В.П.Возовик В.А. Тремясов -Красноярск: ИПЦ КГТУ 2005.131с.
Оптимизация схемы электрических соединений электростанций и под станций. Методические указания по курсовому и дипломному проектированию для студентов специальностей 10.01.10.0210.04 всех форм обучения (Сост. Тремясов В.А.; Финоченко В.А.; КрПИ 1988)
Каталоги новейшего электрооборудования “Энергомаш”
Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей ВНТП-81 Министерство энергетики и электрификации СССР -М ЦНТИ Информ жерго 1981 -122с
Чижова М.Д. Электромагнитные переходные процессы: Методические указания к курсовой работе для студентов направления подготовки дипломированных специалистов 650900 – «Электроэнергетика»(спец.100100) всех форм обучения сост. М.Д. Чижова.Красноярск:ИПЦ КГТУ 2004. 44с.
Нормы технологического проектирования подстанций с высшем напряжением 35-750кВ.М.: ин-т”Энергосетьпроект”; 2007г.
Правила устройства электроустановок Минэнерго России. - М.: МИЭЭ 2007.-104 с.
Тремясов В.А. Надежность электроснабжения: Учебное пособие для вузов.–М.: Издательство МЭИ 2006.-163с.
Гук Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учебник для вузов Ю.Б. Гук В.В. Кантан С.С. Петрова –Ленинград: Энергоатомиздат 1985. –312с.
Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. пособие для вузов А.А. Васильев И.П. Крючков Е.Ф. Наяшкова- М.: Энергоатомиздат 1988.- 608 с.
Тимофеев С.А. Расчет грозозащиты ОРУ и главного корпуса электрической станции: методические указания по дипломному проектированию С.А. Тимофеев –Красноярск: КрПИ 1988. – 16с.
Тимофеев С.А. Основы выбора нелинейных ограничителей перенапряжения: Учеб. пособие С.А. Тимофеев – Красноярск: КрПИ 2003 – 50 с.

титульник.doc

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации
Кафедра « Электрические станции »
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ СТАНЦИИ ГРЭС
Пояснительная записка

Задание.doc

Число и мощность блоков ГРЭС
Место сооружения станции
Система водоснабжения
Антрацитовый штыб Донбасса
Углеразмольные мельницы

500.frw

Гл схема электрических соединений.dwg дима1.frw

0200 ДФ 140204.65 ГЧ
части станции ГРЭС - 1200
Проектирование электрической
ТВГ-24-1-РР0.5-120005
хАОТДЦТН 167000500220

500.dwg

Гл схема электрических соединений.dwg дима1.dwg

0200 ДФ 140204.65 ГЧ
части станции ГРЭС - 1200
Проектирование электрической
ТВГ-24-1-РР0.5-120005
хАОТДЦТН 167000500220
Электрические станции

Электрическая часть.doc

1. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ТЭС.
Выбор основного электротехнического оборудования .
1. Выбор генераторов.
Для мощности 200 МВт выбираем по [1] турбогенераторы ТВВ 200-2. Основные технические данные и характеристики турбогенераторов приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Технические данные турбогенераторов.
2. Выбор структурной схемы ГРЭС.
На основании исходных данных составим варианты структурной
Рисунок 1.1 - Структурная схема вариант № 1.
Рисунок 1.2 - Структурная схема вариант № 2.
На рисунке 1.1 изображен первый вариант структурной схемы. К распределительному устройству высокого напряжения (РУ ВН) подключено два генератора через повышающие трансформаторы. К распределительному устройству среднего напряжения (РУ СН) подключено три генератора через повышающие трансформаторы. Связь между РУ осуществляется группой однофазных автотрансформаторов где к обмоткам низкого напряжения подключен один генератор.
На рисунке 1.2 изображен второй вариант структурной схемы. К РУ ВН подключено два генератора через повышающие трансформаторы. К РУ СН подключено четыре генератора через повышающие трансформаторы. Связь между РУ осуществляется двумя автотрансформаторами.
3. Расчет перетоков мощности и выбор трансформаторов.
Определим мощность потребляемую собственными нуждами ( активную реактивную ) реактивную мощности турбогенераторов и реактивную мощность нагрузки .
Активная мощность потребляемая собственными нуждами турбогенератора составляет 8% от его мощности по 2: :
где Рг - мощности турбогенератора МВт;
Рсн=200×008= 16 МВт .
Реактивная мощность потребляемая собственными нуждами предварительно определяется по формуле :
Qсн=Рсн×tg jсн ; (2)
jсн = arc cos jсн (3)
где cos jсн – коэффициент мощности собственных нужд cos jсн=0.8 ;
Qсн=16×tg 36.87=99 МВар ;
jсн = arccos 0.8 = 36.87 .
Полная мощность потребляемая собственными нуждами :
Реактивная мощность вырабатываемая турбогенераторами определяется по формуле :
где cos jг – коэффициент мощности турбогенератора cos jг=0.85 ;
Qг=200×tg 31.8 = 1239 МВар ;
jг = arccos 0.85 = 31.8 .
Реактивная мощность нагрузки определяется по формуле :
jнг = arc cos jнг (9)
где cos jг – коэффициент мощности для нагрузки cos jнг=0.85 ;
jнг = arccos 0.85 = 31.79 .
Расчет мощности блочных трансформаторов для 1 и 2 схем.
Полная мощность блока 200 МВт :
Sбл = Рбл + Qбл= (10)
где Рсн - активная мощность потребляемая собственными нуждами;
Рг - активная мощность вырабатываемая турбогенераторами;
Qсн- реактивная мощность потребляемая собственными нуждами;
Qг - реактивная мощность вырабатываемая турбогенераторами;
Выбираем для напряжения 500 кВ блочный трансформатор типа ТДЦ 250000500 а для 220 кВ блочный трансформатор типа ТДЦ 250000220.
Основные технические данные и характеристики приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Технические данные трансформаторов .
Расчет перетоков мощности для схемы 1.
В схеме 2. к автотрансформатору связи подключен генератор следовательно нужно учесть его мощность протекающую через АТ:
Определим переток мощности через автотрансформатора связи при
нагрузке в максимальном режиме по формуле :
=-=21645-11536 = 10108 МВА; (13)
где p – количество турбогенераторов подключенных к РУ СН;
нагрузке в минимальном режиме по формуле :
=+=21645+1199 = 33638 МВА; (15)
Определим переток мощности через автотрансформатора связи при отключенном одном (генераторе) блоке на РУСН по формуле :
=-= 3318 – 21645 = 11536 МВА; (17)
Выбираем максимальный переток мощности для определения мощности автотрансформатора связи : Smax=3318 MB×A.
Выбираем группу из трех однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН – 167000500200 . Основные технические данные и характеристики приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2. - Технические данные автотрансформаторов .
АОДЦТН – 167000500220
Расчет перетоков мощности для схемы 2.
Выбираем максимальный переток мощности для определения мощности автотрансформатора связи : Smax= S2 = 33641 MB×A.
Выбираем автотрансформатор типа АТДЦН – 375000500220. Основные технические данные и характеристики приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.3 - Технические данные автотрансформаторов.
АТДЦН – 375000500220
4. Определение потерь электроэнергии в трансформаторах
и автотрансформаторах.
Потери в блочных трансформаторах определяются по формуле :
где Рх - потери холостого хода кВт (Таблица 1.1) ;
Tр.бл – время ремонта блока которое определяется временем ремонта
турбины Tр.бл = 720 ч.;
– число часов максимальных потерь = 5200 ч. ;
Потери для трансформаторов с высоким напряжением 500 кВ определяются по формуле (21) :
Потери для трансформаторов с высоким напряжением 220 кВ определяются по формуле (21) :
Потери для группы автотрансформаторов в варианте№1 определяются по формуле :
(22) где ТРАТ=720 ч время ремонта АТ [1];
q- число автотрансформаторов;
tВtСtН – время максимальных потерь для каждой обмотки определяются по диаграмме баланса энергии:
где ТНГМАХ=5500ч. число часов использования максимальной мощности потребителем на РУ220кВ.
Число часов протекания максимальной мощности через обмотки АТ:
Далее по кривым t=f(TMAX) находим время максимальных потерь tВtСtН [1]
определяются по формуле(23);(24);(25);(26).
tВ=3650 ч.; tС=400 ч.; tН=5200 ч;
Потери для группы автотрансформаторов определяются по формуле (22)
Аналогично считаются потери в автотрансформаторах варианта №2 определяются по формуле (22);(23);(24);(25);(26).
Потери энергии нужно найти чтобы подсчитать затраты на эти потери в трансформаторах и автотрансформаторах и сравнить варианты структурных схем:
где - стоимость потерь энергии;
Потери энергии в схеме 1:
Потери энергии в схеме 2:
5 Определение числа мощности и места
подключения резервных трансформаторов
собственных нужд станции.
Мощность трансформаторов собственных нужд определяется по мощности Sсн и выбирается стандартная ближайшая большая либо равная:
В обоих вариантах схемы установим генераторные выключатели следовательно выбираем резервные трансформаторы с.н. по принципу 1+1 т.е. один трансформатор подключаем к РУ220кВ а второй аналогичный хранится на складе:
Технические характеристики по справочным данным [1]выбранных трансформаторов сведем в таблицу 1.4.
Технические характеристики трансформаторов собственных нужд.
6 Ориентировочный выбор выключателей .
Предварительный выбор выключателей нужен для определения технико-экономических показателей вариантов структурной схемы т.к. стоимость выключателей составляет немалую часть стоимости всего оборудования.
Ориентировочный выбор осуществляется по двум условиям:
Максимальный рабочий ток определяется максимальному току присоединения на данном напряжении чтобы установить один тип выключателей. Это делается в целях унификации упрощающей дальнейшую эксплуатацию оборудования.
Токи определяются по мощности источника питания:
- если в схеме один или два параллельно работающих АТ связи соответственно.
Расчет максимальных рабочих токов:
определяются по формуле (32)
определяются по формуле (33)
Для первого варианта схемы :
определяются по формуле (36)
определяются по формуле (35)
Для второго варианта схемы :
определяются по формуле (37)
По расчетным токам и номинальным напряжениям предварительно выбираем выключатели по справочным данным [1] технические данные выключателей приведены в таблице 1.5.
Таблица 1.5 - Технические данные выключателей.
7 Выбор числа воздушной лэп передающей мощность в ЭЭС.
Число линий линии электро передач равно :
Избыточная мощность отдаваемая в систему определяется :
Sизб= Sг S - Sнагр.min - S сн S (39)
где Sг S - суммарная мощность турбогенераторов
Sг S = = 62353=14118 МВ×А; (40)
где n- число генераторов
Sг- номинальная мощность генератора по таблице 1.
Sнагр.min - мощность нагрузки в минимальном режиме
Sсн S - суммарная мощность собственных нужд
Sсн S = = 62353= 6×1881 = 11286 МВ×А; (41)
Sг- полная мощность потребляемая собственными нуждами определяются по формуле (4)
Избыточная мощность отдаваемая в систему определяются по формуле (39) Sизб= 14118 – 5294 – 11286 = 76954 МВ×А.
Предельная полная мощность равна :
Рпред=700÷900 МВт для ЛЭП 500кВ по справочным данным [1];
Тогда число линий равно определяются по формуле (38) :
Принимаем число ЛЭП передающей мощность в ЭЭС Nлэпвн =2.
8. Выбор воздушной лэп передающей мощность потребителям.
Рассчитаем число линий электропередачб определяются по формуле (39) :
Принимаем число ЛЭП передающей мощность потребителям Nлэпcн= 6.
9Расчет технико-экономических показателей структурной схемы станции.
Выбор структурной схемы осуществляется по технико-экономическим критериям для каждой схемы определяются приведенные затраты. Капиталовложения в каждом варианте оцениваются по удельной стоимости одной ячейки РУ и стоимости трансформаторов. Также учитываются затраты на потери энергии трансформаторах и автотрансформаторах для каждой схемы.
Приведенные затраты определяются по формуле:
где ЕН – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений (ЕН=0125руб.год.руб.);
а – норма амортизационных отчислений на реновацию основных фондов (для эт оборудования а=64%);
в- коэффициент учитывающий издержки на текущий и капитальный ремонт оборудования (%);
К – капитальные вложения в станцию.
Сравнение вариантов по приведенными затратами:
Вариант с наименьшими приведенными затратами принимается для дальнейшей проработки схем РУ.
Таблица 1.6. - Расчет капитальных затрат.
АТДЦН – 500000500220
Капитальные вложения в станцию увеличим на коэффициент инфляции:
По формуле (40) подсчитаем приведенные затраты для двух схем.
Сравнение вариантов по приведенными затратами по формуле (41)
Для дальнейших расчетов принимаем вариант структурной схемы 1. т.к. она имеет меньшие потери энергии и меньшую суммарную стоимость силового оборудования чем второй вариант.
Расчет токов короткого замыкания.
Составим схему замещения для расчетов токов короткого замыкания (ТКЗ):
Рис. 1 Схема замещения.
Расчет будем производить в относительных единицах при базисных условиях. Примем базисную мощность равную Sб = 1000 МВ×А.
Рассчитаем базисный ток :
где Uб – базисное напряжение
тогда базисные токи:
ЭДС для генераторов : Е1=Е2=Е3=Е4=Е5=Е6=1.13 ;
для системы равна : Е7= 1 ;
Определим индуктивное сопротивление генераторов :
X1=X2=X3=X4=X5=X6=x×=0191 ×= 0813 . (42)
Определим индуктивное сопротивление трансформаторов :
для трансформаторов Uвн 500 кВ:
для трансформаторов Uвн 220 кВ:
X7=X8= X9== 044. (45)
Определим индуктивное сопротивление автотрансформатора :
Определим напряжение КЗ для автотрансформатора :
Uкв= Uквн+ Uквс - Uксн) = ( 35 + 11 - 21.5 ) = 1225 ; (47)
Uкc= Uквc+ Uксн - Uквн) = ( 11 + 21.5 - 35 ) = 0 ; (48)
Uкв= Uквн+ Uквс - Uксн) = ( 35 + 21.5 - 11 ) = 2275 ; (49)
где Uкв -напряжение короткого замыкания обмотки высшего напряжения автотрансформатора%;
Uквн - напряжение короткого замыкания между обмотками высшего и низшего напряжения автотрансформатора%;
Uквн=35% (таблица 1.2);
Uквс- напряжение короткого замыкания между обмотками высшего и среднего напряжения автотрансформатора%;
Uквс=11% (таблица1.2);
Uксн- напряжение короткого замыкания между обмотками среднего и низшего напряжения автотрансформатора%
Uксн=21.5%.(таблица1.2);
Сопротивление высокой обмотки :
Сопротивление средней обмотки равно нулю ;
Сопротивление низкой обмотки :
Определим индуктивное сопротивление для систем :
Определяем сопротивления линий электропередач по формуле:
Обобщенная нагрузка моделируется самой большой величиной и имеет наименьшие значения ЭДС. Это указывает на то что ток подпитки от такой обобщенной нагрузки будет незначительным поэтому ими пренебрегаем т.е. исключаем из рассмотрения ветви с обобщенной нагрузкой.
1 Расчет действующего значения периодической составляющей тока трехфазного к.з..
Преобразуем схему замещения для точки К-1:
Схема примет следующий вид:
Рисунок 7. Преобразование схемы замещения.
Объединяем удаленные от К-1 следующие ЭДС:
Рисунок 8. Эквивалентная схема замещения главной схемы КЭС.
В этом случае действующее значение в точке к.з. IПt:
Для системы принимаем что действующее значение периодической составляющей тока посылаемое к месту к.з. будет незатухающим и следовательно типовые кривые не используем:
Находим начальное значение периодической составляющей IПОG:
Далее необходимо найти отношение которое характеризует электрическую удаленность генераторов от точки короткого замыкания. - номинальный ток короткого замыкания приведенный к той ступени напряжения где произошло короткое замыкание:
где SSНОМ – суммарная мощность всех генераторов;
Uср.ном – среднее номинальное напряжение той ступени трансформации где произошло короткое замыкание.
После этого определяем:
По основным типовым кривым и найденному значению удалённости точки к.з. определяем: - это отношение определяет собой ту долю периодической составляющей тока генератора через заданный момент времени t от начального значения периодической составляющей IПОG:
По найденному отношению определяем искомое значение тока от генератора в заданный момент времени t равный:
где tРЗ– минимальное время срабатывания релейной защиты (001с) по 6;
tCB- собственное время отключения выключателя по 6;.
тогда действующее значение в точке к.з. IПt:
2 Расчет апериодической составляющей и ударного тока трехфазного к.з..
При к.з. вблизи генераторов или блоков генератор-трансформатор для каждой из ветвей находят эквивалентные постоянные времени ТаэG ТаэC и ударные коэффициенты КудG КудC [3].
Искомые значения токов:
На основании полученных данных определяется процентное содержание апериодического тока:
Интеграл Джоуля используется при проверке аппаратуры на термическую стойкость. При определении Вс за сопротивлением повышающего трансформатора блока короткое замыкание считается удаленным.
При удаленном к.з. определяется суммарный интеграл Джоуля от периодической и апериодической составляющих:
где tоткл – время от начала к.з. до его отключения (для зоны I tоткл=006с.).
Для остальных точек короткого замыкания алгоритм расчета аналогичен за исключением некоторых особенностей:
)При к.з. в цепи генераторного токопровода блочных электростанций необходимо учитывать влияние периодической и апериодической составляющей тока на интеграл Джоуля:
где В* - относительный интеграл от квадрата периодической составляющей
тока генератора В* = 0.32 по 6; ;
Q* - относительный интеграл от периодической составляющей
тока генератора Q* = 0.55 по 6;;
Расчет для точек К-2 К-3 К-4 К-5 производится аналогично. Результаты расчетов сведем в таблицу.
Таблица. 2 - Результаты расчетов токов КЗ.
Выбор электрических аппаратов шинных конструкций токопроводов и кабелей.
1 Выбор электрических аппаратов.
Выберем выключатели и разъединители в цепи генераторов. Расчетные данные ТКЗ принимаем из таблице 2.
Выбираем по [1] выключатель элегазовый HECI 56 фирмы ABB так же в комплект выключателя входит разеденитерь заземляющие ножиTATV .
Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 - Расчетные и каталожные данные.
Параметры разеденителя
(×Iпt+ iаt)×Iоткл×()
Выберем выключатели и разъединители на ОРУ 500кВ. Выбираем по [1] выключатель элегазовый типа ВГУ и разъединитель типа РПД. Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 3.2.
Таблица 3.2 - Расчетные и каталожные данные.
Параметры выключателей
Выберем выключатели и разъединители на ОРУ 220кВ. Выбираем по [1] выключатель элегазовый типа ВГУ и разъединитель типа РДЗ. Расчетные и каталожные данные сведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3. - Расчетные и каталожные данные.
2.Выбор генераторного токопровода.
Для соединения выводов генератора с повышающим силовым трансформатором применяются комплектные пофазно экранированный токопровод (КЭТ). Выбираем КЭТ типа HECI 56. Условия выбора и характеристики КЭТ приведены в таблице 3.4.
Таблица 3.4. - Выбор генераторного КЭТ.
В блоках генератор-трансформатор отпайка от генераторного токопровода до трансформатора собственных нужд также выполняется в виде КЭТ. Он должен быть рассчитан на наибольший суммарный ударный ток при коротком замыкании на отпайке. По [1] выбираем КЭТ типа ГРТЕ-20-1600-375.Условия выбора и характеристики приведены в таблице 3.5.
Таблица 3.5. - Выбор КЭТ для трансформатора собственных нужд.
3 Выбор гибких сборных шин и ошиновки.
Выберем сборные шины для ОРУ напряжением 220 кВ. Выбор сечения шин производится по нагреву:
Iдоп – допустимый ток провода по условию нагрева .
Imax=870 А по формуле (35). Выбираем по два провода в фазе марки
АС-50027 диаметр провода d=294 мм тогда:
По условию допустимого нагрева (77) получим:
Неизолированные провода расположенные на открытом воздухе не подлежат проверке на термическую стойкость.
Проверку на электродинамическое действие токов к.з. также опускаем т.к. выполняется условие:
Проверка по условиям коронного разряда необходима для гибких проводников при напряжении свыше 35 кВ.
Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля:
где – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов );
– радиус провода [3].
Напряженность электрического поля около расщепленных проводов определяется по выражению:
где – линейное напряжение ();
– среднее геометрическое расстояние между проводами фаз по1;
– коэффициент учитывающий число проводов n в фазе по1;
– эквивалентный радиус расщепленных проводов по1 .
Для числа проводов в фазе n=2:
где - расстояние между проводами в фазе.
и горизонтальном расположении фаз:
где D – расстояние между соседними фазами [3].
Таким образом условие образования короны можно записать в виде:
По формуле (78) начальная критическая напряженность электрического поля:
Напряженность электрического поля вокруг провода(80):
Условие проверки (81):
Таким образом провод 2*АС-50027 по условию короны проходит.
Аналогично произведем расчет и выбор сборных шин для ОРУ напряжением 500 кВ по формулам (77-81).
Imax=388 А. Выбираем по два провода в фазе марки ПА-640. Диаметр провода d=59мм по 8.
По условию допустимого нагрева:
Проверка на электродинамическое действие токов к.з. не нужна т.к. выполняется условие:
Напряженность электрического поля вокруг провода(79):
Таким образом провод 2*ПА-640 по условию короны проходит.
4 Выбор длинных связей.
Для соединения блочных трансформаторов и автотрансформаторов с ОРУ применяются гибкие провода. Провода проверяются по экономической плотности тока:
где – ток нормального режима (без перегрузок);
– нормированная плотность тока Амм2 [4].
Сечение найденное по формуле (82) округляется до ближайшего стандартного.
Выберем длинную связь от блочного трансформатора до ОРУ 220 кВ. Проверим провода по экономической плотности тока по формуле (80):
По справочным данным [8] принимаем два провода в фазе АС-24032. Диаметр провода d=216 мм.
Проверка сечения на нагрев производится по формуле (77):
Начальная критическая напряженность электрического поля (78):
Проверка по условиям коронного разряда(80):
Провод 2*АС-24032 проходит по всем параметрам для связи блочного трансформатора с ОРУ 220 кВ.
Аналогично выберем длинную связь от блочного трансформатора до ОРУ 500 кВ. Проверка провода по экономической плотности тока (82):
По справочным данным [8] принимаем два провода в фазе ПА-500 диаметр провода d=45мм.
Провод 2*ПА–500 проходит по всем параметрам для связи блочного трансформатора с ОРУ 500 кВ.
Выбор длинной связи от автотрансформатора связи до ОРУ 220 кВ. Проверка провода по экономической плотности тока (82):
Принимаем по два провода в фазе марки АС-50064 диаметр провода d=306мм тогда дальнейшая проверка аналогична выбору сборных шин для ОРУ напряжением 220 кВ по 1.
Длинная связь от автотрансформатора связи до ОРУ 500 кВ. Проверка провода по экономической плотности тока (82):
Принимаем по два провода в фазе марки ПА-500 диаметр провода d=45мм тогда дальнейшая проверка аналогична выбору длинной связи от блочного трансформатора до ОРУ 500 кВ.
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА.
1 Выбор трансформатора тока для присоединения
измерительных приборов в цепи генератора ТВВ-200-2.
Контроль над режимом работы основного и вспомогательного оборудования осуществляется с помощью контрольно-измерительной аппаратуры подключенной к трансформаторам тока и напряжения.
Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен элегазовым комплектным токопроводом HECI 56 то конструкция выполнена модульно следовательно трансформатор тока установлен заводом изготовителя .;
2 Выбор трансформатора тока для присоединения
измерительных приборов на сборных шинах РУ 500 кВ.
Выбор трансформатора тока в цепи РУ 500кВ.
Максимальный рабочий ток присоединения найден выше по формуле (36). Выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ-500 Б-I 5001 по 2.Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности Z2ном=1.2 Ом кратность термической стойкости ктер= 20; время
термической стойкости tтер= 4 c.
Вторичная нагрузка трансформатора тока в цепи РУ 500кВ.
Нагрузка по фазам ВА
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Общее сопротивление приборов :
Сопротивление проводов находим по формуле :
Расчетное сечение контрольных кабелей находим по формуле где длину соединительных проводов в цепи РУ 500кВ принимаем lрасч=150м по 2:
ρ– удельное сопротивление меди ρ=00175Ом·м.
Примем контрольный кабель КРВГ сечением q=15 мм2 и пересчитаем сопротивление проводов:
Вторичная нагрузка трансформатора тока :
Условия выбора ТТ сведем в таблицу.
Выбор трансформатора тока в цепи РУ 500кВ.
3 Выбор трансформатора тока для присоединения
измерительных приборов на сборных шинах РУ 220 кВ.
В цепи РУ 220кВ выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ-200Б-III-12001. Z2ном=30Ом по 2. Расчет вторичной нагрузки ведем аналогично как в цепи РУ 500кВ комплект приборов приведен в таблице 12.
Общее сопротивление приборов (83):
Сопротивление проводов (84):
Расчетное сечение контрольных кабелей находим по формуле (85) где длину соединительных проводов в цепи РУ 220кВ принимаем lрасч=100м:
Вторичная нагрузка трансформатора тока (86):
Выбор трансформатора тока в цепи РУ 220 кВ.
Выбираем трансформатор тока встроенный в блочный трансформатор типа ТДЦ 250000500 - ТВТ-500-I-5001.
Uуст = 500 кв Uном = 500 кВ
Iрабмакс = 388 А Iном = 500 А
Выбираем трансформатор тока встроенный в блочный трансформатор типа ТДЦ 250000220 - ТВТ-220-I-10001.
Uуст = 220 кв Uном = 220 кВ
Iрабмакс = 870 А Iном = 1000 А
Выбираем трансформатор тока встроенный в автотрансформатор связи на стороне ВН типа АОДЦТН 167000500220 - ТВТ-500-I-5001.
Iрабмакс = 388 А Iном = 1500 А
Выбираем трансформатор тока встроенный в автотрансформатор связи на стороне СН типа АОДЦТН 167000500220 - ТВТ-220-I-10001
Выбираем трансформатор тока встроенный в резервный трансформатор собственных нужд - ТВТ-220-I-2001.
Iрабмакс = 4936 А Iном = 3000 А
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ.
4Выбор трансформатора напряжения для присоединения измерительных приборов в цепи генератора ТВВ-200-2.
В цепи комплектного экранированного токопровода устанавливаем трансформатор напряжения типа ЗНОМ-15-63У2 с номинальной мощностью S2НОМ=50В×А в классе точности 05 по 2; номинальное напряжение UНОМ= 15 кВ. Подсчет нагрузки трансформатора напряжения приведен в таблице 4.3.
Вторичная нагрузка ТН на генераторном напряжении.
Вольтметр регистрирующий
Ваттметр регистрирующий
Определим вторичную нагрузку ТН по формуле:
Для выбора соединительных проводов найдем вторичный ток нагрузки ТН:
где U2H – номинальное вторичное напряжение ТН для ЗНОМ-15-63У2 U2H=;
Расчетное сопротивление соединительных проводов:
где ΔUдоп – допустимое падение напряжения в проводах ΔUдоп=029В.
Расчетное сечение проводов найдем по формуле (85):
Примем контрольный кабель КРВГ сечением q=25 мм2 и пересчитаем сопротивление проводов по формуле (86):
Реальное падение напряжения в проводах:
Условия выбора ТН приведены в таблице.
Выбор трансформатора напряжения в цепи генератора.
Соединяем три трансформатора напряжения ЗНОМ-15-63У2 по схеме Y0Y0D - 0 в этом случае обмотка соединенная в звезду используется для присоединения измерительных приборов а к обмотке соединенной в разомкнутый треугольник присоединяется реле защиты от замыкания на землю.
5 Выбор трансформатора напряжения для присоединения измерительных приборов на сборных шинах РУ 500 кВ.
Выбор ТН на напряжение 500кВ произведем аналогично. Тип трансформатора напряжения НДЕ-500-78У1 по 2. Расчет вторичной нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице 4.5.
Вторичная нагрузка ТН на шинах 500кВ.
Определим вторичную нагрузку ТН по формуле (86):
Вторичный ток нагрузки ТН (72):
Расчетное сопротивление соединительных проводов (87):
Расчетное сечение проводов найдем по формуле (88):
Примем стандартное сечение q=4 мм2 и пересчитаем сопротивление проводов по формуле (86):
Реальное падение напряжения в проводах (89):
Условия выбора ТН на 500кВ приведены в таблице 18.
Выбор трансформатора напряжения на шинах 500кВ.
6 Выбор трансформатора напряжения для присоединения измерительных приборов на сборных шинах РУ 220 кВ.
Тип трансформатора напряжения на шинах 220кВ НКФ-220-58У1 по 2. Расчет вторичной нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения аналогичен НДЕ-500-78У1 и приведен в таблице 4.6.
Расчетное сечение проводов найдем по формуле (86):
Примем контрольный кабель КРВГ сечением q=25 мм2 и пересчитаем сопротивление проводов:
Выбор трансформатора напряжения на шинах 220кВ.

Надежность ОРУ 500.doc

5.Расчет надежности схемы ОРУ-500кВ.
Расчет надежности производим таблично логическим методом. Этот метод позволяет выявить все виды возможных аварий возникающих при отказе элементов схемы во время ремонтов и различных эксплутационных режима. Выявляются все виды возможных аварий при развитии отказов в указанных режимах из-за отказов срабатывания коммутационной аппаратуры и устройств РЗиА. Для всех видов аварий вычисляется частота возникновения и средняя длительность ликвидации. С помощью полученных результатов определяем условный недоотпуск энергии потребителям и снижение выработки энергии станцией что позволяет оценить экономический ущерб.
Основные положения таблично логического метода (ТЛМ).
)Выбираем схему ОРУ-500кВ схему выбираем по требованиям указанным в НТП. На напряжение 500кВ выбираю схемы 32 и
пятиугольника (см. ниже ).
Рисунок 8. ОРУ-500кВ схема 32 Рисунок 9. ОРУ-500кВ схема пятиугольник
)Прономеровываем все элементы схемы кроме разъеденителей а блочные трансформаторы генераторы и генераторные выключатели обьединяем в блок.
Заполняем таблицу исходных данных электрооборудования и РЗиА.
Таблица 5. Исходные данные электрооборудования.
Наименование элемента схемы
Таблица 5.1. Исходные данные РЗиА.
Номера элементов на которых установлена
Вероятность отказа срабатывания РЗ и выклячателей Q.
Номера элементов при повреждении которых действует РЗиА
*- номера элементов в схеме пятиугольника
Выбираем расчетные режимы работы схем.
Таблица 5.2. Расчетные режимы
Состав отключенных элементов
Плановый и аварийный ремонт первого блока
Плановый и аварийный ремонт ВЛ-3
Плановый и аварийный ремонт АТ-13(10)
Аварийный ремонт Q-5
Составляем таблицу расчетных аварий. Примем наиболее тяжелые аварии такие как потеря блоков АТ связи или нескольких ВЛ.
Таблица 5.3. Расчетные аварии
Потеря блока при ремонте другого
Потеря блока по вине Q
Потеря линии при ремонте другой
)Составляем таблицы расчетных связей для каждой схемы ОРУ-500кВ по отдельности (см. таблицы 55.15.2).
По таблице 5.1.1 рассчитываем частоты аварий:
где L=1 если на пересечении i-той строки и j-того
(94) столбца есть эта авария и L=0 если нет.
Среднее время востановления нормального режима работы после аварии:
Среднее значение аварийного снижения годовой выработки энергии станцией:
где недоотпуск энергии со станции (см. таблицу 28)
Недоотпуск энергии в систему:
где дефицит мощности в системе при аварии на станции.
- длительность существования дефицита 2 - 5часов.
Результаты расчетов сведем в таблицу.
Таблица 5.4. Результаты расчетов
Определим экономический народнохозяйственный ущерб:
где- удельный ущерб;
Ср=0013 руб.КВт*ч. – удельные приведенные затраты при выработке электроэнергии на резервных станциях.
2 Расчет схемы пятиугольника
По таблице 5.1.2 рассчитываем частоты аварий:
Расчет схемы производим аналогично по формулам (94-98).
Таблица 5.5. Результаты расчетов.
3.Выбор схемы ОРУ-500кВ.
Схемы ОРУ-500кВ приведены на рисунках 8 и 9.
)Рассчитаем годовые затраты на схему 32.
Капиталовложения в схему:
где- Коб.-сметная стоимость оборудования =9.3% - коэффициент учитывающий стоимость тары и упаковки комплектации запасных частей транспортные и складские расходы Кстр – сметная стоимость строительных работ - территориальный коэффициент учитывающий местные условия строительства Кмонт. – сметная стоимость монтажных работ . - территориальный коэффициент к нормам на монтажные работы из приложения 1 и 2 4.
Рассчитаем годовые эксплуатационные расходы:
Иэ = Иам + Ирем. + Ипот. = 549+1757 = 2306 тыс.руб.год. (100)
Где – Иам = Красч.*Кам.100=27452*2100=549тыс.руб.год (101)
Ирем.=Красч.*Крем.100=27452*64100=1757тыс.руб.год (102)
Ипот =0 т.к. присоединения в двух схемах одинаковы ими можно принебречь.
“32” З=Ен*Красч.+Иэ+У=0125*27452+2306+115784=116658тыс.рубгод (103)
) Расчитаем годовые затраты на схему “5”:
Годовые эксплуатационные расходы:
Иэ = Иам + Ирем. + Ипот. = 4925+1576 = 20685 тыс.руб.год. (105)
Где – Иам = Красч.*Кам.100=24624*2100=4925тыс.руб.год (106)
Ирем.=Красч.*Крем.100=24624*6100=1576тыс.руб.год (107)
“5”=Ен*Красч.+Иэ+У=0125*24624+20685+15562=1483065тыс.рубгод (108)
% выбираем ОРУ-500кВ по схеме 32 как наиболее надежную экономически выгодную и удобную в эксплуатации.