Проектирование ТЭЦ 490 МВт

ОРУ 220.cdw

СПЕЦ2.cdw

Полная принципиальная
Резервный трансформатор
Трансформаторы собственных нужд

СПЕЦ1.cdw

Полная принципиальная
электрическая схема
выключателя ОРУ 220
Пояснительная записка

СПЕЦ2.1.cdw

ТЭЦ электрическая принципиальная.cdw

ТЭЦ 490.doc

Выбор двух вариантов структурных схем8
Выбор основного оборудования10
1 Выбор генераторов10
2 Выбор блочных трансформаторов11
3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи13
4 Схема перетоков мощностей для обоих вариантов17
Расчет количества линий распределительных устройств19
1 Расчёт количества линий на высокое напряжение19
2 Расчёт количества линий на низкое напряжение20
Выбор схем распределительных устройств всех напряжений21
Технико-экономическое сравнение двух вариантов24
Схема собственных нужд28
Расчет токов короткого замыкания31
3 Расчет сопротивлений33
4 Преобразование схемы для точки К–136
5 Расчет токов короткого замыкания для точки К–138
6 Преобразование схемы для точки К–342
7 Преобразование схемы для точки К–243
8 Преобразование схемы для точки К–446
Выбор выключателей и разъединителей51
1 Выбор выключателей51
2 Выбор разъединителей60
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения63
1 Выбор трансформаторов тока63
2 Выбор трансформаторов напряжения66
Выбор токоведущих частей69
Выбор ограничителей перенапряжения76
Выбор конструкции распределительных устройств77
1 Конструкция ОРУ – 220кВ77
2 Конструкция РУ – 10 кВ77
Б – Перечень элементов
В данном курсовом проекте рассчитываем и проектируем ТЭЦ 490 МВт.
В соответствии с заданием на курсовой проект составили два варианта структурных схем. Произвели выбор основного оборудования: генераторов блочных трансформаторов и трансформаторов связи подсчитали количество линий каждого РУ.
Затем произвели технико-экономическое сравнение обоих вариантов схем и выбрали экономически выгодный из них.
Согласно произведённому подсчёту нагрузок собственных нужд были выбраны трансформаторы собственных нужд.
Вычислили значения токов короткого замыкания и по ним из каталогов было выбрано и проверено остальное оборудование: выключатели разъединители измерительные трансформаторы тока и напряжения. Также были выбраны и проверены токоведущие части РУ. Даны описания конструкций всех РУ.
На основе выбранных схем РУ была сделана полная принципиальная схема станции.
Электроэнергетика в развитых странах мира является базовой отраслью топливно-энергетического комплекса и определяет состояние экономики. Помимо количественных и структурных изменений в электроэнергетике одна из важных тенденций – интеграция электроэнергетических систем (ЭЭС) и формирование региональных и межгосударственных энергообъединений. Целесообразность интеграции определяется возможностью использования системных эффектов в процессе маневрирования энергоресурсами генерирующими мощностями и потоками электроэнергии. Основная цель расширения и объединения ЭЭС состоит в предоставлении потребителям на всей территории энергообъединения электроэнергии и электроэнергетических услуг высокого качества и с высокой надежностью. Тем самым электро энергетика все в большей мере приобретает функции инфраструктурной отрасли экономики.
Основная доля в структуре генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции работающие на органическом топливе кроме Латинской Америки где в силу природных условий получила приоритетное развитие гидроэнергетика
Согласно большинству прогнозов органическое топливо в ближайшие несколько десятилетий будет по-прежнему играть ведущую роль в структуре топливного баланса тепловых электростанций. Предпосылками для этого являются: благоприятная для потребителей ценовая конъюнктура органического топлива; хорошая техническая разработка технологий производства электроэнергии на базе органического топлива; значительные разведанные запасы нефти газа и угля и постепенный перевод в эту категорию части их геологических запасов.
В последнее десятилетие условия развития электроэнергетики России изменились. К изменениям оказывающим влияние на тенденции в развитии
генерирующих мощностей можно отнести следующие:
– значительно большее чем ранее внимание экологическим проблемам развития электроэнергетики со стороны населения и общественных организаций. Надлежащий учет экологических факторов при размещении энергетических объектов в регионах ограничивает единичные мощности электростанций требует разнесения тепловых электростанций на большей территории снижения объемов водохранилищ ГЭС повышает интерес к использованию малых электростанций в т.ч. на возобновляемых энергоресурсах.
– кризисные явления в энергетическом машиностроении и энерго- строительной индустрии. Низкие темпы вводов генерирующих мощностей в последнее десятилетие и соответственно малые объемы заказов энергетического оборудования отразились на состоянии этих отраслей – ушли квалифицированные специалисты распались крупные строительные коллективы и пр. Восстановление производственного потенциала этих отраслей его обновление на современной основе потребуют значительных средств и времени.
– реструктуризация и модернизация экономики страны на новой основе с активным применением энергосберегающих технологий что приведет в перспективе к снижению темпов роста спроса на электроэнергию. Это подтверждает опыт развитых зарубежных стран. Указанный фактор не способствует вводу достаточно крупных электростанций.
– существенное повышение неопределенности в спросе на электро- энергию в перспективе из за неопределенности рыночной конъюнктуры но сравнению с плановой экономикой. Действие этого фактора требует существенного увеличения адаптивности развития электроэнергетики к изменяющимся условиям что реально может быть обеспечено за счет относительно небольших энергетических установок сооружаемых за короткое время.
Выбор двух вариантов структурных схем
Рисунок 1.1 – Первый вариант
Для первого варианта станции устанавливаем два генератора мощностью по 63 МВт каждый работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 220 кВ устанавливаем два блока генератор-трансформатор с мощностью генераторов по 200 МВт и 160 МВт каждый.
Связь между распределительными устройствами происходит через двухобмоточные трансформаторы связи.
Связь с энергосистемой производится через РУВН 220 кВ.
Рисунок 1.2 – Второй вариант
Для второго варианта станции устанавливаем три генератора мощностью по 100 МВт и один генератор мощностью 63 МВт работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 220 кВ устанавливаем три блока генератор-трансформатор мощностью генераторов по 100 МВт и один мощностью 63 МВт.
Связь между распределительными устройствами также происходит через двухобмоточные трансформаторы связи.
Выбор основного оборудования
Генераторы выбираем серии ТВФ: ТВФ – 63 – 2; ТВФ – 100 – 2 и ТВВ:
ТВВ – 160 – 2Е; ТВВ – 200 – 2.
Турбогенераторы ТВВ отличаются доступностью внутренних элементов для осмотра и ремонта из-за большого числа люков в обшивке просторных концевых частей корпуса статора отсутствие жестких требований к герметичности корпуса. Они по всем параметрам соответствуют мировому уровню а по ряду характеристик (КПД устойчивость запасы мощности безопасность простота обслуживания) превосходит его.
Таблица 2.1 – Технические данные генераторов
2 Выбор блочных трансформаторов
Условия выбора блочных трансформаторов:
Найдем реактивную мощность генератора Q МВАр:
где Р - номинальная мощность генератора МВт. Паспортные данные.
cos - коэффициент мощности генератора.
Qнг 63= 63 = 4725 МВАр
Qнг 110= 100 = 697 МВАр
Qнг 160= 160 = 9915 МВАр
Qнг 200= 200 = 12394 МВАр
Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды Р МВт и Q МВАр:
где n% - процентный расход на собственные нужды зависит от вида топлива и мощности генератора для угля n% = 8.
Рсн 160 = = 1056 МВт
Qсн 160 = = 654 МВАр
Qсн 200 = = 818 МВАр
Мощность проходящая через блочный трансформатор S МВА:
Sбл 63 = = 7245 МВА
Sбл 100 = = 10987 МВА
Sбл 160 = = 17581 МВА
Sбл 200 = = 21976 МВА
Выбираем трансформаторы:
В блоке с генератором ТВФ-63-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-80000220
В блоке с генератором ТВФ-100-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-125000220
125 МВА > 10987 МВА
В блоке с генератором ТВВ-160-2Е подходит трансформатор типа ТДЦ-200000110
200 МВА > 17581 МВА
В блоке с генератором ТВФ-200-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-250000220
250 МВА > 21976 МВА
3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи
На ТЭЦ рекомендуется устанавливать два параллельно работающих трансформатора связи.
Трансформаторы связи выбирают по условиям:
Выбор для первого варианта структурных схем:
Определим суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ МВт:
где – активная суммарная мощность генераторов работающих на ГРУ МВт.
Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины ГРУ:
Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ МВАр
Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шин ГРУ P МВт и Q МВАр:
P = 082 87 = 7134 МВт
где cos φ – коэффициент мощности потребляемой нагрузки с шин ГРУ.
Q = 7134 =4421 МВАр
Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы S МВА:
Sт = 63942 = 3197 МВА
Выберем для первого варианта структурных схем трансформатор связи типа: ТДРН – 40000220
Для второго варианта структурных схем выбираем аналогичный трансформатор связи типа ТРДН – 40000220.
Выбранные трансформаторы необходимо проверить в двух режимах:
Аварийное отключение одного из трансформаторов с 40% перегрузкой второго:
Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин ГРУ Qmax ГРУ МВАр:
Qmax ГРУ = 87 = 539 МВАр
Определяем нагрузку на трансформаторе Sт МВА:
где P – максимальная активная мощность потребляемая с шин ГРУ.
Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальной нагрузке на шинах генераторного и среднего напряжения:
Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине ГРУ Рнг ГРУ (n-1) МВт Qнг ГРУ (n-1) МВАр:
Рнггру(n-1) = Рнг ГРУ – Рнг63 (2.13)
Рнггру(n-1) = 126 – 63 = 63 МВт
Qнггру(n-1) = Qнггру – Qнг63(2.14)
Qнггру(n-1) = 14175 – 4725 = 945
Рассчитаем нагрузку на трансформаторе Sт МВА:
По второму аварийному режиму трансформатор подходит
Принимаем двухобмоточный трансформатор связи для обоих вариантов схем типа: ТРДН – 40000220
Таблица 2.2 Технические данные трансформаторов
4 Схема перетоков мощностей для обоих вариантов
Для первого варианта
Рисунок 2.1 – Схема перетоков мощностей для первого варианта
Для второго варианта
Рисунок 2.1 – Схема перетоков мощностей для второго варианта
Расчет количества линий распределительных устройств
1 Расчёт количества линий на высокое напряжение
Расчет для первого варианта структурных схем:
Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ МВт:
= Рснбл + Рснгру (3.1)
Определим общее количество линий на высокое напряжение:
где Рст - активная мощность станции МВт.
Р1л - пропускная способность одной линии МВт. [2 с 21]
Принимаем количество линий равное четырем.
Количество тупиковых линий равно.
Принимаем количество тупиковых линий равное двум т.к. число линий должно быть не менее двух.
Количество линий отходящих в энергосистему определяется:
nл.сист = n лин – n туп (3.3)
Расчет для второго варианта структурных схем:
= Рснбл + Рснгру (3.4)
Количество тупиковых линий равно:
n л.сист = n лин - n туп
n л.сист = 4 – 2 = 2
2 Расчёт количества линий на низкое напряжение
где Рmax - максимальная активная мощность потребляемая с шин низкого напряжения МВт.
Принимаем количество линий равное 30.
Выбор схем распределительных устройств всех напряжений
Для РУВН – 220кВ обоих вариантов структурных схем выбираем схему с двумя рабочими и обходной системами шин. Эта схема применяется при большом числе присоединений в данном случае на РУ-220кВ 8 присоединений (2 блочных трансформатора 2 трансформатора связи и 4 системных линий) для первого варианта и 10 присоединений (4 блочных трансформатора 2 трансформатора связи и 4 системных линий) для второго варианта выбранных схем.
1.1 Схема для первого варианта
Рисунок 4.1 – Схема РУВН-220кВ для первого варианта
1.2 Схема для второго варианта
Рисунок 4.2 – Схема РУВН-220кВ для второго варианта
На генераторное распределительное устройство применим одну секционированную системную сборных шин. Шины ГРУ секционируются по количеству генераторов секционный выключатель нормально включён для выравнивания потенциалов по секциям шин. Для ограничения токов которого замыкания на шинах в цепи секционного выключателя применяются секционные реакторы в цепи секционного реактора предусматривается шунтирующий разъединитель который закорачивает один из секционных реакторов в режиме вывода в ремонт одного из генераторов чтобы уменьшить посадку напряжения на секционном реакторе.. Питающие потребитель линии запитываются с шин ГРУ через групповые реакторы они предусмотрены для:
– ограничения тока короткого замыкания в линии с целью установки малогабаритных вакуумных выключателей встроенных в КРУ;
– поддержание напряжения на шинах в пределах 65% от номинального напряжения при коротком замыкании в линии;
– уменьшение габаритов ГРУ за счёт уменьшения количества присоединений к шинам.
2.1 Схема для обоих вариантов
Рисунок 4.3 – Схема ГРУ для обоих вариантов
Технико-экономическое сравнение двух вариантов
1 Технико-экономическое сравнение производится по методу приве- денных затрат
Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу в которую вносятся только те элементы на которые варианты различаются.
Таблица 5.1 – Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам
Наименование и тип оборудования
Стоимость единицы тыс. руб.
Трансформатор ТД-80000220
Трансформатор ТДЦ-125000220
Трансформатор ТДЦ-250000220
Продолжение таблицы 5.1 Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам
Выключатель Элегазовый ВГУ-220
2 Расчет для первого варианта
Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах кВтч:
где – потери на холостом ходу в трансформаторе кВт.
t – число часов работы трансформатора в году ч.
– потери при коротком замыкании в трансформаторе кВт.
– мощность проходящая через трансформатор МВА.
– номинальная мощность трансформатора МВА.
– число часов максимальных потерь. Зависит от числа часов использования максимума нагрузки для cos φ = 085. [4 с. 396]
Потери в трансформаторе ТД – 200000220
Потери в трансформаторе ТДЦ – 250000220
Определим эксплуатационные затраты тыс. руб.:
- стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах тыс.рубкВтч:
где - стоимость одного кВтч (95копкВтч)
рубкВт×ч = 10032 тыс. рубкВт×ч
- расходы на ремонт амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат тыс. руб.
Подсчитаем затраты по варианту тыс. руб.:
где - нормативный коэффициент эффективности
3 Расчет для второго варианта
Потери в трансформаторе ТД – 80000220
Потери в трансформаторе ТДЦ – 125000220
Определим эксплуатационные затраты по второму варианту:
руб. = 12273 тыс. руб.
Подсчитаем затраты по варианту по формуле (5.5):
Так как разница составляет 307% для дальнейших расчетов выбираем первый вариант структурной схемы.
Схема собственных нужд
Для обеспечения технологического процесса работы станции необходимо запитывать потребителей собственных нужд: электродвигатели освещение отопление и так далее. Для этого на станции сооружается два РУ собственных нужд: 6 кВ и 04 кВ
На ТЭЦ можно выделить блочную и неблочную часть.
Согласно НТП питание собственных нужд в блочной части осущест- вляется отпайкой с выводов генератора через понижающие трансформаторы.
Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям:
Для генератора ТВВ-160-2 принимаем трансформатор типа: ТДНС – 1600035
Для генератора ТВВ-200-2 принимаем трансформатор типа: ТДНС – 1600035
Питание рабочих секций собственных нужд в неблочной части
Выполняется с шин ГРУ причем с одной секции шин ГРУ можно запитывать не более 2-х рабочих секций собственных нужд. Количество рабочих секций собственных нужд в неблочной части определяется количеством котлов. На ГРУ в проектируемой станции предусматривается три котла. Один котел запитывается с первой секции ГРУ и два – со второй.
Питание на резервную магистраль подается от резервного источника. На данной электростанции питание на резервную магистраль подается через пускорезервный трансформатор собственных нужд с низкой обмотки трансформатора связи до выключателя. При этом предусматривается полусекция собственных нужд.
Трансформаторы собственных нужд в неблочной части выбираются по условиям:
Определим мощность проходящую через трансформатор собственных нужд МВА.
где n – количество рабочих секций
к – количество секций СН запитываемых с одной секции ГРУ
Для первой секции шин ГРУ подходит трансформатор типа ТДНС-63006
Для второй секции шин ГРУ подходит трансформатор типа ТДНС-1000035
Так же на ТЭЦ предусматривается резервные ТСН которые должны быть такими же как и самый мощный рабочий включая блочную часть.
Принимаем резервный трансформатор ТСН: ТДНС – 1600035.
Резервный трансформатор подключаем к низкой обмотки трансформатора связи до выключателя.
В цепи резервного трансформатора со стороны шин предусматривается выключатель.
Рисунок 6.1 – Схема собственных нужд
Расчет токов короткого замыкания
Расчеты токов КЗ необходимы:
– для сопоставления оценки и выбора главных схем электрических станций сетей и подстанций;
– выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
– проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;
– анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
– проверки оборудования на термическую и динамическую устойчивость.
Для упрощения расчетов токов короткого замыкания принимают следу– ющие допущения:
– отсутствие качаний генераторов (принимается что в процессе короткого замыкания генераторы вращаются синхронно);
– линейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных систем);
– все нагрузки представляются в виде постоянных индуктивных сопро– тивлений;
– пренебрежение активными сопротивлениями элементов;
– пренебрежение распределенной емкостью электрических линий;
– симметричность всех элементов схемы за исключением места корот– кого замыкания;
– пренебрежение током намагничивания трансформаторов.
Расчет проводим в относительных единицах для этого принимают S6 = 1000 МВА.
Порядок расчета токов КЗ:
Составляется расчетная схема;
По расчетной схеме составляется схема замещения;
Рассчитываются сопротивления схемы замещения;
Рассчитываются токи.
Рисунок 7.1 – Расчетная схема
Рисунок 7.2 – Схема замещения
3 Расчет сопротивлений
Прежде чем рассчитывать токи необходимо выбрать секционный реактор установленный на ГРУ.
Секционный реактор выбирается по условиям:
Максимальный ток для секционного реактора:
где S НОМ G – полная номинальная мощность генератора
U НОМ G – напряжение на выводах генератора.
Выбираем реактор РБДГ 10-3200-018 У3
Расчет сопротивлений производим в относительных единицах. Принимаем базисную мощность равную S Б = 1000МВА.
3.1 Рассчитаем сопротивление энергосистемы:
где S Б – базисная мощность;
S Н – мощность энергосистемы
3.2 Рассчитаем сопротивление линий:
где – удельное сопротивление 1км линии. Для линий 6 – 220 км = 04 Омкм;
UСР – ближайшее большее напряжение по ряду средних напряжений кВ.
3.3 Рассчитаем сопротивление блочных трансформаторов ТДЦ-250000220 и ТД-200000220:
где - индуктивное сопротивление обмоток трансформатора.
3.4 Рассчитаем сопротивление генераторов ТВВ-160-2Е и ТВВ-200-2:
где Хd” – сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси.
Рассчитаем сопротивления генераторов на ГРУ ТВФ-63-2:
Рассчитаем сопротивления трансформаторов связи ТДРН-40000220:
Рассчитаем сопротивление реактора:
где X НР – номинальное сопротивление реактора. Указывается в типе реактора.
Найдем сопротивление трансформатора собственных нужд (ТСН):
4 Преобразование схемы для точки К–1
Объединяем сопротивления всех линий в одну складывая их параллельно. X18 = X2 X3 =
Сложим последовательно сопротивления энергосистемы и линий:
X19 = 0476 + 0242 = 0718
Рисунок 7.3 – Преобразования схемы относительно точки К–1
Ток при коротком замыкании течет через сопротивления X4 X5 X6 X7 X8 X9 X10 X11 X12 X13 X15 X16 X19. Не учитываем сопротивления X14 и X17 так как ток при коротком замыкании в точке К-1 через них не течет.
X20= X4 + X5 = 042 + 0813 = 123
X21= X6 + X7 = 0525 + 1169 = 169
X22= X23= X8 + X9X10 = X11 + X12X13 = 0327 +
X24 = (X22 + X15) (X23 + Х16) =
Перейдем к следующей схеме:
Рисунок 7.4 – Лучевая схема для точки К–1
5 Расчет токов короткого замыкания для точки К–1
5.1 Расчет начального действующего значения периодической состав– ляющей тока КЗ IП0 (t=0)
Определим базисный ток I Б:
где SБ-базисная мощность UСРКЗ- напряжение на той ступени где произошло КЗ.
Рассчитаем IП0 энергосистемы и генераторов:
где ЕX” – сверхпереходное ЭДС источника. Для системы ЕX”=1.
X РЕЗ – результирующее сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ.
где U0 I0 – фазные напряжение и ток статора синхронного генератора
X d” – сверхпереходное сопротивление генератора
ЕX” = 1 – для энергосистемы
ЕX” = 108 – для генераторов мощностью ниже 100 МВт
ЕX” = 113 – для генераторов мощностью свыше 100 МВт
5.2 Расчет ударного тока i УД
где КУД – ударный коэффициент [1 табл. 3.6 с. 110]
КУД = 178 – для энергосистемы
КУД = 1955 – для генератора ТВФ-63-2
КУД = 1963 – для генератора ТВВ-160-2
КУД = 1969 – для генератора ТВВ-200-2
5.3 Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени
где – момент разведения контактов выключателя
Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ
Та = 003 – 004 c – для энергосистемы
Та = 031 с – для генератора ТВФ-63-2
Та = 0267 с – для генератора ТВВ-160-2
Та = 0222 с – для генератора ТВВ-200-2
5.4 Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент времени
Так как система является источником бесконечной мощности то
Для остальных генерирующих ветвей нужно сначала определить источником какой мощности они являются. Для этого определим номинальный ток:
Определим соотношение
Значит генератор G1 является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению для определим коэффициент К:
Значит генератор G2 является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению для определим коэффициент К:
Для генераторов G3 G4:
Значит это источник ограниченной мощности.
Таблица 7.1 Суммарные токи короткого замыкания для точки К–1
6 Преобразование схемы для точки К–3
При КЗ в точке К–3 ток течет через сопротивления X4 Х5 Х19 Х6 Х7 Х8 Х9 Х10 Х11 Х12 Х13 Х15 Х16. Не учитываем сопротивления Х14 Х17.
Для расчета точки К–3 воспользуемся преобразованиями для точки К–1
Рисунок 7.5 – Преобразования схемы относительно точки К–3
Для перехода к лучевой схеме воспользуемся методом коэффициентов участия:
Рисунок 7.6- Лучевая схема для точки К–3
Таблица 7.2 Суммарные токи короткого замыкания для точки К–3.
7 Преобразование схемы для точки К–2
Объединим генераторы G1 и G2 в один источник мощности.
Преобразуем треугольник в звезду:
Рисунок 7.7 – Преобразования схемы относительно точки К–2
X32 = X31 + X16 = 062 + 228 = 29
Воспользуемся методом коэффициентов участия:
Рисунок 7.8 Преобразования схемы относительно точки К–2
Рисунок 7.9 – Лучевая схема для точки К–2
Таблица 7.3 Суммарные токи короткого замыкания для точки К–2
8 Преобразование схемы для точки К–4
При КЗ в точке К–4 двигатели подключенные к ней переходят в режим генератора и начинают подпитывать точку КЗ.
Рисунок 7.14 – Преобразования схемы относительно точки К-5
Объединим генераторы G2 и G3G4 в один источник мощности.
Рисунок 7.15 – Лучевая схема для точки К–4
Таблица 7.4 – Суммарные токи короткого замыкания для точки К–4
Таблица 7.5 – Расчетные токи короткого замыкания
На выводах генератора G1
Продолжение таблицы 7.5 – Расчетные токи короткого замыкания
Система собственных нужд G1
Выбор выключателей и разъединителей
Выключатели и разъединители выбираются в зависимости от исполнения распределительного устройства. Распределительное устройство 10 кВ выполняется закрытым а распределительные устройства 220 кВ – открытыми.
Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения цепи в любых режимах.
В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна пере- токам мощности через трансформатор.
1 Выбор выключателей
1.1 Выбор выключателей на ОРУ – 220кВ
Выключатели выбираются без встроенных трансформаторов тока. Трансформаторы тока выносятся за здание. Выбор выключателей производится по цепи самого мощного присоединения. На ОРУ–220кВ самым мощным присоединением является блок генератор-трансформатор.
где S НОМ – мощность проходящая через присоединение генератор – трансформатор.
IMAX.ЦЕПИ = IНОМ.ЦЕПИ = 0577 кА
Выбранный выключатель необходимо проверить по условиям:
На отключающую способность
– номинальный ток отключения выключателя;
– действующее значение периодической составляющей тока КЗ.
На способность отключения апериодической составляющей тока КЗ
– апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ;
– номинальное допускаемое значение апериодической составляющ- ей в отключаемом токе для времени
где – нормированное процентное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе.
=47 % – паспортные данные
На электродинамическую устойчивость
Iпр.скв – наибольший пик (ток электродинамической стойкости);
=150 кА – паспортные данные
На термическую устойчивость
ВК - тепловой импульс
где – действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент t=0 от эквивалентного источника кА;
– эквивалентная постоянная времени затухания с;
tОТКЛ - расчетная продолжительность КЗ с.
tОТКЛ =tС.З + tО.В (8.4)
где tС.З – время срабатывания защиты с;
tО.В – время отключения выключателя с.
tОТКЛ =01+0027=0127с
где IТ - ток термической стойкости кА;
tТ - время протекания тока термической стойкости с.
1.2 Выбор выключателей на ГРУ цепь ввода генератора 63МВт
Наибольший ток нормального режима принимается при загрузке генератора до номинальной мощности PНОМ при номинальном напряжении и cos
где P НОМ – номинальная активная мощность генератора.
Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5%
Выбираем выключатель МГГ–10–5000–63 У3
Маломасляный выключатель. Имеет два стальных бочка на полюс и по две пары рабочих и дугогасительных контактов. Мощные рабочие контакты позволяют увеличить номинальный ток этих выключателей а двукратный разрыв тока и специальные камеры гашения приводят к увеличению отключающей способности.
92 кА2 ·с > 640254 кА2 ·с
Значения токов короткого замыкания при выборе выключателей на ГРУ цепь ввода генератора 63 МВт выбираем не по суммарному значению тока КЗ а по току который течет в цепи генератора т. е. I GГРУ = I КЗ – I C – I G1.
1.4 Выбор выключателей на отходящие линии с ГРУ
где P М – максимальное потребление с шин низкого напряжения.
Номинальный ток одной линии:
Так как выключатель не проходит по отключающей способности необходимо выбрать групповой реактор на отходящие линии.
Условия выбора реактора:
Определим результирующее сопротивление цепи КЗ до места установки реактора (К–2):
Определим требуемое сопротивление цепи КЗ для снижения тока КЗ до требуемой величины IП0ТРЕБ:
где – наименьшее значение требуемого тока КЗ за реактором.
где – паспортные данные выключателя
Определим сопротивление реактора:
Выбираем реакторы РТСТ 10–22500–025 У1
Рассчитываем токи КЗ за реактором (К–5):
Выбранный реактор проверяем по условиям:
00 кА2 · с > 124906 кА2 · с
На остаточное напряжение
На падение напряжения в реакторе
Выключатель ВВЭ–10–20630 У3 и реактор РТСТ–10–22500–025 У1 проходят.
1.5 Выбор выключателей в системе собственных нужд
Выключатель предназначен для работы в шкафах КРУ и шкафах КСО.
00 кА2с > 108858 кА2с
2 Выбор разъединителей
Разъединители выбираются по условиям:
2.1 Выбор разъединителей на ОРУ–220кВ
Выбранный разъединитель проверяем по условиям:
765 кА2с > 124906 кА2с
2.2 Выбор разъединителей на ГРУ–10 кВ
Выбираем разъединитель РРЧ–206300 МУ3. Разъединитель высокого напряжения внутренней установки РРЧ–206300 МУ3 предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрической цепи находящихся под напряжением.
200 кА2с > 640254 кА2с
Выбор разъединителей на отходящие линии с шин ГРУ не производим так как они встроены в КРУ К–104.
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Трансформаторы тока выбираются по условиям:
1 Выбор трансформаторов тока
В цепи блочного трансформатора на ОРУ–220 кВ
Выбранный трансформатор тока проверяем:
907 кА2с > 3217 кА2с
На вторичную нагрузку
Так как индуктивное сопротивление приборов очень мало то будем считать что Z2 r2
r2НОМ – допустимая вторичная нагрузка;
r2РАСЧ – расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке.
r2РАСЧ = r2ПРИБ + r2КОНТАКТ + r2ПРОВОД (9.1)
где r2ПРИБ – сопротивление приборов подключенных ко вторичной обмотке; r2КОНТАКТ – сопротивление контактов во вторичной обмотке; r2ПРОВОД – сопротивление проводов.
Таблица 9.1 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Потребляемая мощность ВА
где – суммарная мощность потребляемая приборами;
I2НТА – номинальный ток протекающий во вторичной обмотке трансформатора тока.
r2КОНТАКТ =005 Ом так как число приборов меньше трех
r2ПРОВОД = r2НОМ – r2ПРИБ – r2КОНТАКТ
где S2Н – номинальная вторичная нагрузка ВА.
r2ПРОВОД = 12 – 002 – 005 = 113 Ом
Определим сечение провода:
где l РАСЧ – расчетная длина провода. Для РУ–220кВ l РАСЧ = 75-100м. Принимаем l РАСЧ = 100 м.
– удельное сопротивление провода. Для проводов с медными жилами
Округляем до SПРОВОД = 25 мм2. По условию прочности сечение не должно быть меньше 25 мм2 для медных жил (ПУЭ п.3.4.4).
Выбрав S ПРОВОД уточним r ПРОВОД:
Тогда r2РАСЧ =002+005+07=077 Ом.
Выбираем кабель КВВГ–25мм2. Контрольный кабель изоляция-поливинилхлорид материал оболочки – ПВХ пластик отсутствие защитного покрова.
В цепи шиносоединительного и обходного выключателей выбираем трансформатор тока ТГФ-220 У3.
Выбор трансформатора в цепи ТСН не производится т.к. он встроен в КРУ.
2 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются по условиям:
2.1 Выбор трансформаторов напряжения на ОРУ–220 кВ
Для определения S2РАСЧ составляем таблицу.
Таблица 9.2 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Наименование прибора
Потреб. мощность ВА
Сборные шины высшего напряжения 220 кВ
Регистрирующие приборы
Суммирующий ваттметр
Приборы синхронизации
Цепь обходного выключателя
Продолжение таблицы 9.2 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения на ОРУ–220кВ
S2РАСЧ = 150 ВА. Выбираем трансформатор CPA 230
Устанавливаем по одному на каждую систему шин.
2.2 Выбор трансформаторов напряжения на ГРУ–10 кВ
Таблица 9.3 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Секции шин генератор. напряжения
Продолжение таблицы 9.3 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Вольтметр для измерения междуфаз. U
Вольтметр для измерения 3-х фаз. U
Выбираем трансформатор СРА 230
Устанавливаем по одному на каждую секцию.
Выбор токоведущих частей
Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы трансформаторы синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели разъединители и др.) соединяются между собой проводами разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
1 Выбор сборных шин и ошиновки на ОРУ–220 кВ
В РУ–220 кВ применяются гибкие шины выполненные проводами АС.
Сечение гибких шин и токопроводов выбирается по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах то есть по току наиболее мощного присоединения (в данном случае по блочному трансформатору ТДЦ–250000220).
IНОРМ.ЦЕПИ = IMAX.ЦЕПИ = 577 А
Выбираем для ОРУ–220кВ сталеалюминевые провода марки АС-24032. Принимаем два провода.
q = 2 · 240 = 480 мм2;
d = 2 · 216 = 432 мм2;
IДОП =2·605 = 1210 А;
Радиус провода r0 = 216 см;
Расстояние между фазами D=600 см. Фазы расположены горизонтально.
Проверка провода производится по следующим условиям:
Проверка на термическую стойкость при КЗ не производится (так как провода находятся вне помещения).
На электродинамическую стойкость не проверяем так как
Проверка по условиям коронирования
Определяем начальную критическую напряженность:
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода m = 082 [1 стр.191];
r0 – радиус провода см
Определяем напряженность вокруг провода:
где U=11·UНОМ – линейное напряжение кВ;
- коэффициент учитывающий число проводов n в фазе;
rЭ – эквивалентный радиус расщепленных проводов
а = 20 см [1стр.192 табл.4.5].
При горизонтальном расположении фаз
2 Выбор комплектного токопровода в цепи генератора на ГРУ
IТ = 120 кА при tТ = 3с.
Проверяем токопровод по условиям:
3 Выбор комплектного токопровода в цепи блочного генератора 200 МВт
IТ= 120кА при tТ = 3с
5 Выбор сборных шин на ГРУ
В закрытых РУ 6–10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются (ПУЭ п.1.3.28) поэтому выбор сечения шин производим по допустимому току.
Наибольший ток в цепи сборных шин:
Принимаем шины коробчатого сечения 2 (1255565)мм2 и сечением 21370 мм2 IДОП.НОМ = 4640А.
Принимаем среднемесячную температуру наиболее жаркого месяца равной 300 С. Поправочный коэффициент на температуру воздуха (300С) равен 094 тогда
IДОП = 0944640 = 4362 А что меньше IMAX.
Поэтому выбираем шины 2 (150677) мм2 и сечением 21785 мм2.
IДОП = 0945650 = 5311А > IMAX.
Предполагаем что сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника. Расстояние между фазами aX = aY = 08м l = 2 м. [1стр.176].
Проверяем шины по условиям:
На термическую стойкость
q MIN – минимальное сечение по термической стойкости;
q – выбранное сечение.
где tОТКЛ = 4с для цепей генераторов мощностью 60МВт и более
где С1=91 для шин из алюминия АДН [1стр.141табл.3.16]
Шины термически стойки так как qMINq=3570 мм2
На механическую прочность
Расчет производим без учета колебательного процесса так как шины коробчатого профиля обладают большим моментом инерции. Принимаем что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом тогда момент сопротивления Wy0-y0=167 см3. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетную формулу принимаем по таблице 4.3 [1стр.185].
Напряжение в материале шин от взаимодействия между фазами:
при жестком соединении элементов шин коробчатого профиля.
Шины механически прочны.
В РУ жесткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор которых производится по следующим условиям:
Номинальному напряжению
где FРАСЧ – сила действующая на изолятор.
FДОП = 06 FРАЗР – допустимая нагрузка на головку изолятора.
FРАЗР – разрушающая нагрузка на изгиб.
При расположении шин в вершинах треугольника
где Kh – поправочный коэффициент на высоту шины; FИ –максимальная сила действующая на изгиб.
где НИЗ - высота изолятора.
Выбираем опорные изоляторы ИО-10-375 I У3 производства “Энергомаш”.
Максимальная сила действующая на изгиб:
Выбор ограничителей перенапряжения
1 Выбор ограничителей перенапряжения на 220 кВ
Согласно напряжению установки 220 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН–220 УХЛ1 который удовлетворяет условию:
2 Выбор ограничителей перенапряжения на 10 кВ
Согласно напряжению установки 10 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-10 ХЛ1 который удовлетворяет условию:
Выбор конструкции распределительных устройств
Согласно ПУЭ при напряжении 10 кВ на станции сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ); при напряжении 35 кВ и выше сооружаются открытые распределительные устройства (ОРУ) при условии что станция не находится в химически активной зоне или в районе крайнего севера.
В данном курсовом проекте РУ-220кВ выполнено открытым так как станция не находится в химически активной зоне или в районе крайнего севера РУ-10кВ выполняется закрытым.
1 Конструкция ОРУ – 220кВ
Для распределения энергии напряжением 220 кВ принимаю конструкцию открытого распределительного устройства 220 кВ по широко распространенной схеме с двумя рабочими системами шин и одной обходной системой шин с применением типовой компоновки распределительного устройства.
В принятой компоновке все выключатели располагаются в один ряд около второй системы шин что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ назаваются однорядными. Каждый полюс второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Ошиновка ОРУ выполняется гибкими сталеалюминевыми проводами. Линейные и шинные порталы и все опорное оборудование – стандартное железобетонное.
2 Конструкция РУ – 10 кВ
Основой ячеек является стальной каркас на который опираются плиты междуэтажного перекрытия на высоте 48 м. Всё оборудование расположено в два ряда. Рабочая система шин размещается в центральном отсеке резервная – в боковых отсеках по длине здание разделено поперечными стенами отделяющими одну секцию от другой. Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных плит а второго этажа – из асбоцементных плит укреплённых на металлическом каркасе. Блоки сборных шин и шинных разъединителей опираются на металлический каркас ячеек первого этажа где расположены ячейки КРУ. Фундаментом для ячеек служит железобетонные конструкции туннелей для силовых и контрольных кабелей. Подвод охлаждающего воздуха для сборных шин осуществляется из центрального коридора первого этажа. Нагретый воздух сбрасывается через проёмы жалюзи на втором этаже. Шкаф КРУ состоит из жёсткого металлического корпуса внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделён на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися 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 шинными и линейными неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключённым выключателем разъёмные контакты отключаются и выключатель при этом будет отсоединён от сборных шин и кабельных вводов. На выкатной тележке монтируются также трансформаторы напряжения и разрядники силовые предохранители разъединители.
Отсек сборных шин устанавливается на корпусе шкафа. Верх отсека имеет поворотную крышку для монтажа сборных шин сверху. Сборные шины связаны с разъединяющим контактом шинами через проходные изоляторы.
Приборный шкаф КРУ представляет собой металлическую конструкцию на фасадной дверце которой размещаются приборы измерения счётчики ключи управления и аппаратура сигнализации. На задней стенке установлен короб для шинок вторичных соединений. Блок для релейной аппаратуры поворотного типа установлен внутри шкафа. Цепи вторичных соединений тележки и релейного шкафа соединяются гибким шлангом с многоконтактным штепсельным разъёмом.
Шкафы устанавливаются в помещении и обслуживаются с одной стороны.
Произведен расчет ТЭЦ 490 МВт по наиболее экономичному варианту схемы. Выбрано основное оборудование и рассчитано количество линий выбрана схема РУ. Генераторы выбраны современные с тройным водяным охлаждением. Произведен расчет токов трехфазного короткого замыкания для пяти точек по результатам которого были выбраны выключатели разъединители трансформаторы тока и напряжения а также токоведущие части.
Кроме того был произведен выбор ОПН изоляторов схемы питания собственных нужд ТЭЦ и выбор трансформаторов собственных нужд.
Выбор современного оборудования позволяет повысить суммарный КПД и надёжность работы электростанции а так же улучшить экологические показатели процесса производства электроэнергии.
В графической части приведены схема электрическая принципиальная ТЭЦ 490 МВт ячейка обходного выключателя ОРУ–220кВ.
Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования Л.Д.Рожкова Л.К.Корнеев Т.В. Чиркова. - М.: Издательский центр “Академия” 2004. – 448 с.
Электрооборудование станций и подстанций (справочные материалы) Под ред. Б.Н. Неклепаева – Москва: ”Энергия” 1978.
Электрическая часть электростанций Б.Н. Неклепаева – Москва: “Энергия” 1976.
Расчет КЗ и выбор электрооборудования: Учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений И.П.Крючков Б.Н. Неклепаева В.А.Старшинов. – М.: Издательский центр “Академия” 2005.- 416 с.
Схемы и конструкции распределительных устройств Л.Н.Двоскин – М.: Энергоатомиздат 1985. - 240 с. ил.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине “Электроэнергетика” Уфимск. авиац. техн. ун-т; Сост. Т.Ю.Волкова Г.М. Юлукова.
Методические указания по курсовому и дипломному проектированию по дисциплине “Электроэнергетика” Уфимск. авиац. техн. ун-т; Сост. Т.Ю.Волкова Г.М. Юлукова.
Нормы технологического проектирования тепловых станций ВНТП 1988.