Проектирование ТЭЦ-540 МВт

Аннотация.doc

В данном курсовом проекте проектируется ТЭЦ мощностью 540 МВт.. Произведен расчет и выбор трансформаторов связи. Производится расчёт количества линий. Выбираются схемы распределительных устройств. Проводится технико-экономический расчёт подстанции. Рассмотрены расчёты собственных нужд подстанции.
Выполняется расчёт токов короткого замыкания. По данным расчёта токов короткого замыкания производится выбор выключателей разъединителей измерительных трансформаторов тока и напряжения токоведущих частей. Выполняется принципиальная схема станции а так же конструктивный чертёж ячейки РУ 220 кВ.
Пояснительная записка

Список литературы.doc

Волкова Т.Ю. А.С. Бикмурзин Выбор контрольно-измерительных приборов и контрольных кабелей во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию по дисциплине «Электроэнергетика»: – Уфа: УГАТУ.
Волкова Т.Ю. Юлукова В.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» Уфа: УГАТУ 2004.
Кабышев А.В. Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учебное пособие. Томск: Том. политехн. ун-т 2005. 168 с.
Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций. Учебник для средн. проф. образования Л.Д. Рожкова Л.Н. Карнеева Т.В. Чиркова. – М.: Издательский центр «Академия» 2004. 448 с.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов» - М.: «Энергия» 1987.
Татаров Е.И. Щеголькова Т.М. Методические указания для выполнения курсовых проектов по курсам – «Производство электроэнергии» и «Электрические системы и сети» - Ниж. гос. техн. ун-т 1997. 18 с.
Руководящие указания по расчётам токов короткого замыкания и выбору оборудования. РД 153-34.0-20.527-98.

Приложение Б Ведомость ТП.doc

Схема электрическая принципиальная
Пояснительная записка
Документация по сборочным единицам
Ведомость технического проекта

ПЗ.doc

1 Составление двух вариантов структурных схем проектируемого
Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов трансформаторов) распределение генераторов и нагрузки между распределительными устройствами разного напряжения и связи между этими РУ.
Так как проектируемая ТЭЦ по условию задания имеет потребителей электроэнергии напряжением 10 кВ то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ).
Для связи с энергосистемой а так же для питания удаленных потребителей сооружается распределительное устройство высокого напряжения на 220 кВ (РУВН) и среднего напряжения 110 кВ (РУСН).
Составим две структурные схемы и проведем технико-экономическое сравнения их по итогам которых выберем одну схему.
1Структурная схема первого варианта
Рисунок 1.1 - Структурная схема (вариант 1).
В данном варианте устанавливаем 2 генератора на ГРУ-10 кВ мощностью по 63 МВт каждый. На РУВН устанавливаем два блока генератор-трансформатор с помощью двух генераторов по 100 МВт каждый.
На РУВСН устанавливаем два блока генератор-трансформатор по 110 МВт мощности каждый. Связь между РУ 220 кВ и 110 кВ осуществляется через трансформаторы связи- автотрансформатор.
Связь между РУ 10 кВ и 220 кВ также осуществляется через трансформаторы связи. Общая мощность станции составляет 566 МВт.
2Структурная схема второго варианта
Рисунок 1.2 – Структурная схема (вариант 2).
Во втором варианте устанавливаем 2 генератора на ГРУ-10 кВ мощностью по 63 МВт каждый. На РУВН устанавливаем один блок генератор-трансформатор с помощью генератора на 100 МВт каждый.
Связь между РУ 10 кВ и 220 кВ также осуществляется через трансформаторы связи. Общая мощность станции составляет 546 МВт.
Выбор основного оборудования
Выбираем генераторы серии ТЗВ и ТГВ.
Турбогенераторы Т3В с непосредственным охлаждением обмоток ротора и статора водой с косвенным водяным охлаждением активной стали сердечника статора и заполнением внутреннего пространства генератора воздухом при давлении близком к автмосферному.
Конструкция турбогенераторов с полным водяным охлаждением является взрыво- и пожаробезопасной и не требует оснащения средствами пожаротушения. Турбогенераторы типа ТЗВ обладают наивысшей надежностью маневренностью и перегрузочной способностью вследствие низких уровней нагрева и вибрации отсутствия масляных уплотнений вала вентиляторов и встроенных в статор газоохладителей.
Турбогенераторы ТГВ генераторы с водородно-водяным охлождением обмоток. В серию ТГВ входят турбогенераторы мощностью 200 300 и 500 МВт. Корпус статора — цилиндрический сварной газоплотный. Турбогенераторы мощностью 200 и 300 МВт выполнены в однокорпусном исполнении.
Обмотка статора - трехфазная двухслойная стержневая с укороченным шагом. Лобовые части обмотки — корзиночного типа. Стержни обмотки с непосредственным газовым охлаждением имеют вентиляционные каналы образованные изолированными трубками из немагнитной стали. [2]
Таблица 2.1 – Технические данные генераторов
2 Выбор блочных трансформаторов
Блочные трансформаторы выбираются по следующим условиям:
)Uн нн = Uн.г. (2.1)
где Uн вн - номинальное напряжение на высокой стороне кВ;
Uн нн – номинальное напряжение на низкой стороне обмоток Кв;
Uн.г. – номинальное напряжение генератора кВ;
Sн.тр. – номинальная мощность выбранного блочного трансформатора МВА;
Sбл.тр. – полная мощность блочного трансформатора МВА;
Рн.г. – активная номинальная мощность генератора МВт;
Qн.г. – реактивная номинальная мощность генератора МВАр;
Рс.н. – расход активной мощности на собственные нужды МВт;
Qс.н. – расход реактивной мощности на собственные нужды МВАр;
Вычисляем полную мощность трансформатора:
Определяем номинальную реактивную мощность генератора Qн.г
Определяем расход активной мощности на собственные нужды Рс.н.;
где n% - процентный расход на собственные нужды. В зависимости от мощности генератора и топлива для ТЭЦ работающего на газе принимаем n=6.6%.
Определяем расход реактивной мощности на собственные нужды Qс.н.
Вычисляем мощности проходящие через блочный трансформатор Sбл.тр. по формуле (2.1)
Выбираем трансформаторы:
В блоке с генератором ТЗВ-110-2 на 220 кВ выбираем трансформатор ТДЦ-125000220 [2]. Примем работу генератора на 90% своей мощности тогда Sбл.тр.110 = 11557 МВА;
В блоке с генератором ТЗВ-110-2 на 110 кВ выбираем трансформатор ТДЦ-125000110 [2]. Примем работу генератора на 90% своей мощности тогда Sбл.тр.110 = 11557 МВА;
В блоке с генератором ТГВ-200-2 на 220 кВ выбираем трансформатор ТДЦ-250000220 [2].
Таблица 2.2 - Технические данные блочных трансформаторов:
Система охлаждения трансформаторов типа ДЦ масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители применяется для трансформаторов мощностью более 63000 кВ*А и более. Благодаря большой скорости циркуляции масла развитой поверхности охлаждения и интенсивному дутью охладители обладают большой теплоотдачей и компактностью. Переход к такой системе значительно уменьшает габариты трансформатора.
На трансформаторах с системой охлаждения ДЦ устройства принудительной циркуляции масла должны автоматически включаться одновременно с включением трансформатора и работать непрерывно независимо от нагрузки трансформатора.
В тоже время число включаемых охладителей определяется нагрузкой трансформатора. Такие трансформаторы должны иметь сигнализацию о прекращении циркуляции масла охлаждающей воды или об остановке вентилятора.
Силовые трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии переменного тока с одного напряжения на другое. Мощный трансформатор высокого напряжения представляет собой сложное устройство состоящий из большого числа конструктивных элементов основными из которых являются: магнитная система (магнитопровод) изоляции обмотки выводы бак охлаждающее устройство механизм регулирования напряжения защитные измерительный устройства тележка.
3Выбор числа и мощности трансформатора связи для первой схемы.
Можно установить один автотрансформатор так как связь с энергосистемой осуществляется по двум напряжениям 220 кВ и 110 кВ.
Условия выбора автотрансформатора связи:
Uн.сн.ат ≥ Uуст.;(2.6)
где S3 – мощность передаваемая через автотрансформатор в режимах: максимального потребления с шин среднего напряжения (S1) минимального потребления с шин среднего напряжения (S2) аварийного отключения самого мощного энергоблока на среднем напряжении при максимальном потреблении с этих шин (S3). Трансформаторы связи для обоих вариантов структурных схем будут одинаковы.
3.1Выбор автотрансформатора связи между шинами 110 кВ и 220 кВ
Режим максимального потребления с шин среднего напряжения
3.1.1 Максимальная реактивная мощность снимаемая с шин среднего напряжения:
где Рн.г. и Qн.г – суммарная активная и реактивная мощность генераторов;
где Рс.н. и Qс.н– суммарная активная и реактивная мощность потребителей собственных нужд.
Рн.г.=2*110=220 МВт;
Рс.н.=2*726=1452 МВт;
Qс.н=2*544=1088 МВт;
3.1.2 Режим минимального потребления с шин среднего напряжения
Минимальная реактивная мощность снимаемая с шин среднего напряжения.
3.1.3 Режим аварийного отключения самого мощного энергоблока на среднем напряжении при максимальном потреблении с этих шин.
где Рн.г(n-1) и Qн.г(n-1) – суммарная реактивная мощность генераторов работающих на шинах среднего напряжения при отключении самого мощного из них;
По условию выбора трансформатора связи принимаем один автотрансформатор АТДЦТН-200000220110. Технические данные выбранного трансформатора связи представлены в таблице 2.3
200 МВА > 156.49 МВА; 4521 МВА; 1116 МВА;
Таблица 2.3 – Технические данные трансформатора связи
Тип трансформатора связи
3.2Выбор трансформаторов связи между шинами 220 кВ и 10 кВ
3.2.1 Полную мощность проходящую через трансформаторы связи определяем по формуле:
Использую формулу (2.12) подставляем значения полученный ранее.
Выбираем трансформатор ТРДЦН-6300022011.
Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах.
3.2.2 Аварийное отключение одного из генераторов ГРУ при максимальной нагрузке на шинах ГРУ.
Определяем нагрузку на трансформаторе Sтр. по формуле (2.11)
Выбранный трансформатор выполняет данное условие.
3.2.3 Аварийное отключение одного из трансформаторов с 40% перегрузкой второго.
Таблица 2.4 – Технические данные трансформатора связи ТРДЦН-6300022011.
Силовые масляные трехфазные двухобмоточные трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой ТРДЦН предназначены для работы в электрических сетях.
4Выбор числа и мощности трансформатора связи для второй схемы.
Для второго варианта структурной схемы выбираем те же самые трансформаторы связи т.к. конструктивных изменений в данной части схемы нет и изменения не коснутся выбора трансформатора связи.
5 Схема перетоков мощностей
Рисунок 2.1 – Схема перетоков мощностей первого варианта.
Рисунок 2.2 – Схема перетоков мощностей второго варианта.
Расчет количества линий
1Расчет количества линий на высоком напряжении
1.1 Расчет количества линий на высоком напряжении первой схемы.
где - суммарная активная мощность генераторов на станции МВт.
- суммарная активная мощность собственных нужд станции МВт.
- пропускная способность одной линии принимаем для линий 220 кВ
= 63*2+110*4=126+440=566 МВт.
= 415*2+726*4=83+2904=3734 МВт.
Определяем количество линий на высоком напряжении по формуле (3.1);
Принимаем количество линий отходящих от РУВН равным 3.
1.2Расчет количества линий на высоком напряжении второй схемы.
= 200+63*2+110*2=546 МВт.
= 132+415*2+726*2=3602 МВт.
2Расчет количества линий на среднем напряжении.
где - максимальная активная мощность потребляемая с шин среднего напряжения =140 МВт =40 МВт.
Принимаем количество линий отходящих от РУСН равным 4.
3Расчет количества линий на низком напряжении.
Определяем количество линий на высоком напряжении по формуле (3.3);
где - максимальная активная мощность потребляемая с шин низкого напряжения =69 МВт =3 МВт.
Принимаем количество линий отходящих от низкого напряжения равным 24 линиям.
Выбор схемы распределительного устройства
1 Выбор схемы для первого варианта.
Согласно нормам технологического присоединения (НТП) для распределительных устройств 110 кВ и 220 кВ выбираем схему с двумя рабочими одной обходной системами шин. Система шин не секционирована. Эта схема применяется на ТЭЦ при числе присоединений до 12 включительно. В первом варианте на РУ 220 кВ 8 присоединений (2 блочных трансформатора 3 трансформатора связи 3 линии).
В нормальном режиме обе системы шин находятся под напряжением. Шина соединительный выключатель включен и выравнивает напряжение по шинам. Обходной выключатель нормально отключен шинные разъединители в цепи обходного выключателя также отключены. Обходная система шин вместе с обходным выключателем служат для вывода в ремонт любого выключателя а так же систему шин не нарушая работы присоединений. Она надежна проста и позволяет производить расширение без реконструкции.
На РУСН мы также выбрали схему с двумя рабочими и одной обходной системами шин. Количество присоединений 8 (2 блочных трансформатора 1 трансформатор связи 4 линии).
На ГРУ 10 кВ выбираем схему с одной секционированной системой шин. Она является основной для ГРУ на ТЭЦ. Число шин секционируется по числу генераторов (для обоих схем два генератора следовательно по две шины). Секции шин соединяют нормально включенными секционными выключателями (для выравнивания напряжений по секциям шин) с последовательно включенным токоограничивающим реактором. Эти реакторы ограничивают ток КЗ на шинах. Потребительские линии подключены к секциям ГРУ через групповые сдвоенные реакторы.
Эти реакторы предназначены для ограничения токов КЗ в линии с целью установки малогабаритных вакуумных выключателей встроенных в КРУ. Для поддержания напряжения на шинах в пределах 65-70% от номинального напряжении при КЗ в линиях для уменьшения габаритов ГРУ за счет уменьшения количества присоединений к шинам. Схема обладает простотой надежностью кроме оперативной гибкостью.
Рисунок 4.1 – РУВН 220 кВ (первый вариант).
Рисунок 4.2 – РУСН 110 кВ (первый вариант).
Рисунок 4.3 – ГРУ 10 кВ.
2 Выбор схемы для второго варианта.
Рисунок 4.4 –РУВН на 220 кВ
Рисунок 4.5 –РУСН на 110 кВ
Рисунок 4.6 – ГРУ 10 кВ.
Технико - экономическое сравнение вариантов.
Технико – экономическое сравнение двух вариантов производится по методу приведенных затрат. Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу в которую внесем только те элементы на которые варианты различаются.
Таблица 5.1 – Капитальные затраты
1 Расчет для первой структурной схемы.
Потери энергии в блочных трансформаторах определяем по формуле:
где - потери энергии в блочных трансформаторах кВтч;
- потери холостого хода в трансформатор кВтч;
- потери короткого замыкания в трансформаторе кВтч;
t- число часов работы трансформатора в году ч;
- переток мощностей в трансформаторе МВА;
- номинальная мощность трансформатора МВА;
- число часов максимальных потерь. Зависит от числа часов использования максимальной нагрузки =5300 ч.
Определяем потери энергии трансформатора ТДЦ-125000220 по формуле (5.1).
Так как блочных трансформаторов два: =30857137*2=61714274 кВтч;
Эксплуатационные затраты определяют по формуле:
где - эксплуатационные затраты тыс. руб.;
- затраты на потери в трансформаторах тыс. руб.;
- затраты на ремонт амортизацию и содержание персонала они составляют 8-9% от капитальных затрат тыс. руб.;
Определяем затраты на потери в трансформаторах :
==15*61714274=9257141 тыс. руб.(5.3)
где - стоимость одного кВтч принимаем =15 руб.
Определяем затраты на ремонт амортизацию и содержание персонала
=009*k=009*274740=247264 тыс.руб.;(5.4)
=9257141+247264=33983541 тыс. руб.;
Подсчитаем зарплаты:
где - номинальный коэффициент эффективности принимаем =012.
2 Расчет для первой структурной схемы.
Определяем потери энергии трансформатора ТДЦ-250000220 по формуле (5.1).
==15*410629443=615944 тыс. руб.
=009*k=009*263200=23688 тыс.руб.;
=6259441+23688=2984744 тыс. руб.;
3 Сравнение вариантов.
Разница между первой и второй схемы достаточна велика 8.24%. Так как вторая схема наиболее экономичная далее будем вести расчет только по второму варианту структурной схеме.
Разработка схемы питания собственных нужд.
Схемы установок собственных нужд являются составной частью главной схемы электрических соединений электростанции и поэтому от построения этих схем во многом зависят надежность технологического процесса выработки тепловой и электрической энергии капитальные затраты и расход электроэнергии на собственные нужды.
К схемам установок с.н. предъявляют следующие требования:
- схемы рабочего и резервного питания с.н. должны обеспечивать надежную работу механизмов с.н. и электростанции в целом;
- источники питания и схема электрических соединений установок с.н. должны обеспечивать успешный самозапуск электродвигателей ответственных механизмов;
- схема с.н. должна быть экономичной и допускать расширение электростанции с установкой более мощных агрегатов;
- на блочных электростанциях схема питания установок с.н. должна быть такой же блочной как и основная тепловая и электрическая схема.
На всех ТЭЦ распределительной устройство с.н. 6 кВ выполняются с одной системой сборных шин так как опыт эксплуатации показал что повреждение сборных шин с.н. бывают очень редко.
В блочной части собственные нужды согласно НТП запитываются с выводов генераторов путем отпайки в цепи от пайки устанавливают трансформатор собственных нужд (ТСН).
Трансформатор в блочной части выбираются по условиям:
Для генератора ТЗВ-110-2 принимаем трансформатор ТДНС-16000105
Выполняются условия:
Для генератора ТГВ-200-2 принимаем трансформатор ТРДНС- 250001575.
В не блочной части согласно НТП рабочие секции собственных нужд запитываются с секции шин ГРУ причем с одной секции шин ГРУ можно запитывать не более двух рабочих секций собственных нужд. Количество рабочих секции собственных нужд в не блочной части определяется количеством котлов. Количество котлов данной станции равно трем. Два запитывают первую секцию ГРУ один – со второй секции.
Рисунок 6.1 – Схема питания собственных нужд
Так как напряжение на ГРУ 10 кВ а на шинах собственных нужд 6 кВ то присоединении выполняется через трансформатор ТДНС-10000105.
Резервное питание производиться от обмоток низкого напряжения автотрансформатора. Трансформатор выбирается по условию как у самого мощного рабочего ТРДНС-250001575.
Таблица 6.1 - Технические данные трансформаторов собственных нужд.
ТДНС – трехфазный трансформатор охлаждение масляное с дутьем естественной циркуляцией выполнение одной из обмоток с устройством регулирование под напряжением (РПН) для собственных нужд электростанции.
Расчет токов короткого замыкания
Коротким замыканиям (КЗ) называют замыкание между фазами замыкание фаз на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью а также витковые замыкания в электрических машинах.
Последствиями КЗ являются резкое увеличение тока в короткозамкнутой цепи снижение напряжения в отдельных точках энергосистемы. Увеличение тока приводит к значительным механическим воздействиям на токоведущие части и изоляторы на обмотки электрических машин. Прохождение больших токов вызывает повышенный нагрев токоведущих частей и изоляции что может привести к дальнейшему развитию аварии.
Расчеты токов КЗ необходимы:
- для сопоставления оценки и выбора главных схем электрических станции сетей подстанции;
- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
- проектирование 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 следующие 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 сопротивлений;
- пренебрежение активными сопротивлениями элементов;
- пренебрежение распределенной емкостью электрических линий;
- симметричность всех элементов схемы за исключением места короткого замыкания;
- пренебрежение токов намагничивания трансформаторов. Расчет проводим в относительных единицах для этого принимают Sб = 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
Расчет сопротивления производится в относительных единицах. Принимаем базисную мощность Sб=1000 МВА.
Определяем сопротивление энергосистемы:
где - сопротивление энергосистемы;
Sб – базисная мощность МВА;
Sн.с – мощность энергосистемы МВА;
Определяем сопротивление линии:
- удельное сопротивление одного километра принимаем для L=3-79 км =04 Омкм.
- ближайшее большое напряжение по ряду средних напряжений кВ.
Определяем сопротивление блочного трансформатора ТДЦ-250000220;
где - индуктивное сопротивление обмоток трансформатора = Uк.в-н%
- номинальная мощность трансформатора МВА.
Сопротивление блочного трансформатора ТДЦ-125000110 по формуле (7.4)
Определяем сопротивление автотрансформатора связи АТДЦТН-200000220110.
Так как на ТЭЦ низкая обмотка трехобмоточного трансформатора связи должна обращаться в ноль меняем местами среднюю и низкую обмотку.
Определяем сопротивление на высокой и средней обмотке:
Находим сопротивление трансформатора связи ТРДЦ-63000220
Определяем сопротивление трансформатора собственных нужд (ТСН) используя формулы (7.8) (7.9).
Определяем сопротивление генератора ТГВ-200-2УЗ
где - сверх переходное сопротивление генератора по продольной оси.
Sн.г – номинальная мощность генератора МВА.
Определяем сопротивление генератора Т3В-63-2 по формуле (8.0)
Определяем сопротивление генератора Т3В-110-2 по формуле (8.0)
Определяем сопротивление реактора:
Для этого необходимо выбрать реактор по условию:
Максимальный ток для секционного реактора:
где Uн.г. - номинальное напряжение генератора кВ.
Выбираем реактор РБД-10-2500-020УЗ
4 Преобразование схемы для точки К-1.
Рисунок 7.3 –Преобразование схемы относительно точки К-1
Объединяем линии ЛЭП складывая их параллельно:
Складываем к ЛЭП сопротивление ЭС последовательно:
Объединяем блоки сопротивлений генератор трансформатор:
Объединим две ветви генератора G2 и G3:
Воспользуемся методом коэффициента участия:
Рисунок 7.4 – Лучевая схема для точки К-1.
4.1 Расчет токов короткого замыкания для точки К-1.
Расчет сопротивлений для точки К-1 будет основополагающим для всех точек КЗ.
4.1.1 Определяем начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ (t=0)
Определяем базисный ток:
где - напряжение ступени где произошло КЗ кВ.
Определяем для ЭС и генераторов
где - сверхпереходное ЭДС;
- результирующее сопротивление генерирующей ветви до КЗ.
Определяем сверхпереходное ЭДС генераторов:
где - фазное напряжение статора синхронного генератора;
- фазный ток статора синхронного генератора;
Генератор ТГВ-200-2УЗ:
Генератор Т3В-110-2:
Для энергосистемы сверхпереходное ЭДС =1.
4.1.2 Определяем ударный ток
где - ударный коэффициент.
4.1.3 Определяем апериодическую составляющую тока КЗ в момент времени t.
где - время разведения контактов выключателя принимаем равным
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
4.1.4 Определяем апериодическую составляющую тока КЗ в момент времени
Так как система является источником бесконечной мощности то:
Для остальных генерирующих ветвей нужно определить каким источником он является. Определяем номинальный ток:
Определим соотношение:
Значит G1 является источником конечной мощности. Округлив значения соотношении токов для определим коэффициент К:
Значит G2 G3 является источником конечной мощности. Округлив значения соотношении токов для определим коэффициент К:
Значит G4 G5 является источником бесконечной мощности.
5 Преобразование схемы для точки К-2
Рисунок 7.5 – Расчетная схема точки К-2.
Используя значения сопротивлений полученных при нахождении токов короткого замыкания в точки К-1. Можем получить следующую схему.
Рисунок 7.6 – Преобразование схемы относительно точки К-2.
Складываем последовательно сопротивления и
Находим сопротивления:
Рисунок 7.7 - Лучевая схема точки К-2.
6 Преобразование схемы для точки К-3
Используя значения сопротивлений полученных при нахождении токов короткого замыкания в точках К1 и К2. Можем получить следующую схему.
Рисунок 7.8 - Преобразование схемы относительно точки К-3.
Воспользуемся правилом эквивалентного ЭДС
Рисунок 7.9 – Лучевая схема точки К3.
7 Преобразование схемы для точки К-4.
Рисунок 7.10 - Преобразование схемы относительно точки К-4.
Определим эквивалентное сопротивление:
Преобразуем в звезду
Рисунок 7.11 – Лучевая схема точки К4.
8 Преобразование схемы для точки К-5.
Рисунок 7.12 - Преобразование схемы относительно точки К-5.
Рисунок 7.13 – Лучевая схема точки К5.
9 Преобразование схемы для точки К-6.
Рисунок 7.14 - Преобразование схемы относительно точки К-6.
Рисунок 7.15 – Лучевая схема точки К6.
Таблица 7.1 - Расчетные данные токов КЗ
Выбор выключателей и разъединителей
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для проведения тока цепи в нормальном режиме и отключения электроустановок при перегрузках и токах КЗ чрезмерных понижениях напряжения и других аварийных режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее КЗ.
К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:
- надёжное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);
- быстрота действия т.е. наименьшее время отключения;
- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
- возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;
- лёгкость ревизии и осмотра контактов;
- взрыво и пожаробезопасность;
- удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток и номинальное напряжение . На высоком и среднем напряжении в пределах одного распределительного устройства в учебном проектировании выключатели выбираются однотипными по цепи самого мощного присоединения. В нашем случае по цепи трансформатора [5].
Условия выбора выключателей [5]:
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальный ток выключателя;
- напряжение установки;
- номинальный ток цепи;
- максимальный ток цепи.
Выбранный выключатель проверяется по условиям [5]:
- На номинальный ток отключения
где - номинальный ток отключения выключателя;
- периодическая составляющая тока КЗ в момент времени ;
Если в линиях отходящих к потребителю 6-10 кВ на подстанции выбранный выключатель не проходит по току отключения то необходимо установить токоограничивающий реактор.
- На возможность отключения апериодической составляющей
где - процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения. задаётся в паспортных данных выключателя или же определяется по графикам [3; 5];
- определяется при расчётах токов КЗ.
Если выключатель прошёл по первому условию а по второму нет то выполняют проверку на полный ток отключения.
- На электродинамическую устойчивость
где - динамический ток;
- предельно сквозной ток;
- ударный ток определяется при расчётах токов КЗ.
Если же данные отсутствуют в этом случае
- На термическую устойчивость
где - тепловой импульс;
- предельный ток термической устойчивости;
- время протекания тока термической устойчивости (по паспорту);
- определяется при расчётах токов КЗ;
- время полного отключения выключателя;
- время срабатывания защиты; назначается для цепей генераторов равным 4 с для прочих цепей 005 с;
- время отключения выключателя определяется по паспорту.
Если в паспортных данных выключателя отсутствуют и то они принимаются ; с.
Во всех цепях кроме цепи генератора выключатели проверяются по суммарному току КЗ а в цепи генератора они проверяются по наибольшему току КЗ протекающему через выключатель.
Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат
предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключённом положении изоляционный промежуток.
При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями оставшимися под напряжением и аппаратами введенными в ремонт.
Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки т.к. контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга которая может привести к междуфазному КЗ и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.
Разъединители выбираются в тех же цепях и по тем же условиям что и выключатели а проверяются на термическую и динамическую устойчивость.
Условия выбора разъединителей:
где - номинальное напряжение разъединителя;
- номинальный ток разъединителя;
1 Выбор выключателей
1.1 Выбор выключателей на шинах 220 кВ
Выключатели на шинах 220 кВ будут устанавливаться на ОРУ т.к. ТЭЦ находится вблизи предприятия с химически активной средой. Выключатели в пределах РУ будем выбирать по цепи самого мощного присоединения т.е. по цепи от генератора ТГВ-200-2УЗ .
Определим номинальный ток цепи:
Определим максимальный ток цепи:
Учитывая условия выбора 8.1 выбираем элегазовый выключатель типа ВГУ-220II*-503150У1 [12];
Выбранный выключатель проверяется по условиям:
) На номинальный ток отключения
) На возможность отключения апериодической составляющей
) На электродинамическую устойчивость
) На термическую устойчивость
Выключатель предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц.
Структура условного обозначения
ВГУ-220II*-503150 У1:
У - конструктивное исполнение;
0 - номинальное напряжение кВ;
II* - категория внешней изоляции по длине пути утечки в
соответствии с ГОСТ 9920-89;
- номинальный ток отключения кА;
50 - номинальный ток А;
У1 - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ
Условия эксплуатации
Высота установки над уровнем моря 1000 м. Рабочее значение температуры окружающей среды от минус 45 до 40°С. При гололеде с коркой не более 20 мм допустимая скорость не более 15 мс при отсутствии гололеда не более 40 мс. Допустимое натяжение проводов в горизонтальной плоскости приложенное к выводам полюса не более 1000 Н. Окружающая среда невзрывоопасная атмосфера типа II по ГОСТ 15150-69. Выключатель соответствует требованиям ТУ 16-95 ИБКЖ.674123.011 ТУ. ТУ 16-95 ИБКЖ.674123.011 ТУ
1.2 Выбор выключателей на шинах 110 кВ
Выключатель выбираем по цепи самого мощного присоединения. Самое мощное присоединение от автотрансформатора.
Учитывая условия выбора 8.1 выбираем элегазовый выключатель типа ВГУ-110 II*-403150 У1 [11];
) На номинальный ток отключения (гашения дуги)
ВГУ-110 II*-403150 У1:
ВГ - выключатель газовый;
1.3 Выбор выключателей на вывода генераторов ТЗВ-63-2.
Учитывая условия выбора 8.1 выбираем выключатель типа HGI-3 [13]
Генераторный выключатель HGI-3. Производства ABB подходит как для замены так и для модернизации оборудования на уже существующих электростанциях. Конструкция представляет собой три полюса смонтированной на общей раме с установленным на ней пружинно-гидравлическим приводом элементами контроля и управления.
1.4 Выбор выключателей на собственные нужды
Выбор выключателя производится по самому мощному трансформатору собственных нужд.
Учитывая условия выбора 8.1 выбираем выключатель типа BBTEL-20-251600У2 [10];
Вакуумные выключатели серии ВВTEL предназначены для эксплуатации в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с номинальным напряжением до 10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах.
Выключатели ВВTEL применяются в ячейках КРУ внутренней и наружной установки а также в камерах КСО как при новом строительстве так и при замене выключателей прошлых лет выпуска.
Отличительные особенности:
высокий коммутационный и механический ресурсы;
отсутствие необходимости проведения текущего и среднего ремонтов;
питание цепей управления от сети постоянного выпрямленного и переменного оперативного тока;
малое потребление мощности из сети оперативного питания;
возможность отключения при потере оперативного питания;
полная взаимозаменяемость с устаревшими маломасляными выключателями по главным и вспомогательным цепям;
возможность работы в любом пространственном положении;
малые габариты и масса.
Все вакуумные выключатели серии ВВTEL полностью испытаны на соответствие требованиям российских стандартов и имеют сертификаты соответствия системы ГОСТ Р.
Конструкция выключателя
Выключатель состоит из трех полюсов установленных на металлическом основании в котором размещены пофазные электромагнитные приводы с магнитной защелкой удерживающей выключатель неограниченно долго во включенном положении после прерывания тока в катушке электромагнита привода.
Остальные узлы полюсов размещаются в изоляционном корпусе из прозрачного механически прочного и дугостойкого полимерного материала (лексана) который предохраняет их от возможных в эксплуатации механических повреждений и воздействий электрической дуги тока короткого замыкания. Все три полюса имеют одинаковую конструкцию.
1.5 Выбор выключателей шинах 10 кВ на отходящих линиях
Согласно П 4.14 выключатели должны быть вакуумные или элегазовые. Рассчитаем номинальный и максимальный ток цепи на:
Учитывая условия выбора 8.1 выбираем вакуумный выключатель VD4 12.06.25 [15];
Выбранный выключатель проверяется:
условие не выполняется. Т.к. выключатель не проходит по условию проверки на номинальный ток отключения установим токоограничивающий реактор. Реакторы служат для искусственного увеличения сопротивления короткозамкнутой цепи а следовательно для ограничения токов КЗ и поддержания необходимого уровня напряжения при повреждениях за реактором.
Условия выбора токоограничивающих реакторов:
где - номинальное напряжение установки;
- номинальное напряжение реактора;
- максимальный длительный ток нагрузки цепи;
- номинальный ток реактора;
- требуемое сопротивление реактора;
- номинальное индуктивное сопротивление реактора.
Выбранный реактор проверяется на:
- На электродинамическую стойкость в режиме КЗ
- На термическую стойкость в режиме КЗ
где - номинальные параметры реактора задаются в каталоге.
Определим максимальный длительный ток нагрузки цепи:
Рассчитаем требуемое сопротивление реактора. Определяется результирующее сопротивление цепи КЗ до места установки реактора:
где - известное начальное значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ.
Исходя из отключающей способности выключателей вычислим номинальный ток отключения выключателя:
где - номинальный ток отключения выключателя кА;
- нормированное содержание апериодической составляющей в
- расчётное время КЗ с;
- собственное время отключения выключателя с;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для цепей защищённых реактором с;
Определяется требуемое сопротивление цепи КЗ для снижения тока КЗ до величины :
Вычислим требуемое сопротивление реактора:
Учитывая условия выбора 8.11 выбираем токоограничивающий реактор РБСДГ 10-22500-025УЗ:
После выбора реактора рассчитываем ток при КЗ за реактором:
Выбранный реактор проверим по условиям 8.12 и 8.13:
Проверим величину остаточного напряжения на шинах 10 кВ при КЗ за реактором:
что соответствует требованиям ПУЭ.
Произведём проверку выключателя VD4 12.06.25после установки реактора:
) На возможность отключения апериодической составляющей
VD4 12.06.25 – стационарный вакуумный выключатель для закрытых распределительных устройств. Автоматические выключатели VD 4 отвечают стандартам МЭК 62271-100 Итальянского комитета по электротехнике 17-1 раздел 1375 и со стандартам большинства индустриальных стран. В выключателях серии VD4 применены вакуумные камеры залитые в эпоксидные полюса. Стационарный выключатель VD4 12.06.25 в базовом исполнении комплектуется каркасом и передним защитным экраном. Тип привода - пружинный с запасенной энергией который всегда имеет механизм против «прыгания» и снабжен блокировками против ошибочных операций. Встроенный рычаг для ручного взведения пружин привода. В нижней части каркаса выполнены крепежные отверстия. Для электрических подключений вспомогательных цепей выключателя имеется специальная клеммная колодка.
2 Выбор разъединителей
2.1 Выбор разъединителей на шинах 220 кВ.
Учитывая условия выбора разъединителей 8.7 выбираем разъединитель РДЗ-2201000 НУХЛ 1
Выбранный разъединитель проверяется:
) На термическую стойкость
Назначаем разъединители РДЗ-2201000 НУХЛ1 т.к. они проходят условия проверки. Расшифровка типа разъединителя: Р - разъединитель; Д – двухколонковый; З- наличие заземлителей; 220 – номинальное напряжение; 1000 – номинальный ток; НУХЛ –климатическое исполнение; 1 – категория размещения. Разъединители серии РДЗ состоят из отдельных полюсов которые могут использоваться в однополюсном и трёх полюсном варианте установки на горизонтальной плоскости. Контактные ножи разъединителя на 1000А выполнены из двух медных параллельных шин установленных "на ребро" один конец которых гибкими связями соединён с контактным выводом а на другом образован разъёмный контакт. Основные части разъединителей выполненные из чёрных металлов имеют стойкое антикоррозийное покрытие - горячий или гальванический цинк.
2.2 Выбор разъединителей на шинах 110 кВ.
Учитывая условия выбора разъединителей 8.7 выбираем разъединитель РДЗ-1102000 НУХЛ 1.
2.3 Выбор разъединителей на вывода генераторов ТЗВ-63-2.
Учитывая условия выбора разъединителей 8.7 выбираем разъединитель РРЧЗ-206300 МУЗ [17];
Разъединители внутренней установки типа РРЧЗ-206300 МУЗ предназначены для включения и отключения обесточенных участков электрической цепи находящихся под напряжением а также для оперативного присоединения обратимого агрегата пускаемого в насосный режим к пусковому устройству - тиристорному преобразователю частоты на гидроаккумулирующих электростанциях.
По конструкции разъединители вертикально-рубящего типа. Состоят из цоколя опорных изоляторов контактной системы заземлителей. На цоколе расположен приводной вал с рычагами предназначенный для оперирования контактными ножами. При наличии заземлителей на цоколе ближайшего к приводу разъединителя устанавливается механическая блокировка препятствующая включению заземлителей при включенных главных ножах и наоборот. Изоляция разъединителей состоит из четырех опорных изоляторов и тягового изолятора. Контактная система разъединителей состоит из двух неподвижных контактов и подвижных контактных ножей. Заземлители состоят из двух медных уголков с ламелями. Контактное давление в осевом и разъемном контактах главных ножей и ламельных контактах заземлителей осуществляется пружинами.
2.4 Выбор разъединителей на отходящие линии 10 кВ.
Учитывая условия выбора разъединителей 8.7 выбираем разъединитель РВР-III-122000МТ3
Разъединители РВ РВЗ внутренней установки предназначены:
для отключения и включения под напряжением участков электрической цепи высокого напряжения при отсутствии нагрузочного тока и для изменения схемы соединения;
для обеспечения безопасного производства работ на отключенном участке;
для включения и отключения зарядных токов воздушных и кабельных линий тока холостого хода трансформаторов и токов небольших нагрузок.
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 и для отделения цепей отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Рассмотрим условия выбора и проверки трансформаторов тока.
Условия выбора трансформаторов тока [1]:
где - номинальное напряжение трансформатора тока;
- номинальный первичный ток трансформатора тока;
- рабочий ток в цепи;
При выборе трансформатора тока необходимо чтобы номинальный ток был ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.
Условия проверки выбранного трансформатора тока:
где - ток электродинамической стойкости по каталогу;
- предельно сквозной ток по каталогу;
- ударный ток КЗ по расчёту;
- кратность электродинамической стойкости по каталогу.
где - кратность термической стойкости по каталогу;
- время термической стойкости по каталогу;
- тепловой импульс по расчёту;
- ток термической стойкости.
- На вторичную нагрузку
где - вторичная нагрузка трансформатора тока;
- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
Для определения составляется таблица подключаемых к ТА приборов [1]:
где - мощность потребляемая приборами;
- вторичный номинальный ток АТ.
Сопротивление контактов принимается 005 Ом при двух-трёх приборах и 01 Ом при большем числе приборов.
Чтобы определить сопротивление проводов выберем сечение этих проводов; необходимо выдержать условие:
Зная сопротивление проводов можно определить сечение соединительных проводов:
где - удельное сопротивление материала провода; ;
условия выбора в [5];
- расчётная длина зависящая от схемы соединения трансформаторов тока [5].
Выбрав сечение проводников определяют действительное сопротивление проводов и производят окончательную проверку по нагрузке.
Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:
- схема соединения обмоток; (9.9)
где - номинальное напряжение трансформатора напряжения первичной обмотки;
- номинальная мощность в выбранном классе точности;
- нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения ВА; составляется таблица.
1 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи 220 кВ
Выбор трансформаторов тока на 220 кВ.
Учитывая условия выбора 9.1 назначаем трансформатор тока ТМБО-220 УХЛ1 [16];
Проверим выбранный трансформатор тока на:
) На термическую устойчивость
) На вторичную нагрузку
Таблица 9.1 – Вторичная нагрузка трансформатора тока 220 кВ
Наименование прибора
Потребляемая мощность ВА
Ом т.к. количество подключенных приборов равно трём;
По условию прочности сечение не должно быть меньше 25 мм для медных проводников.
Назначаем трансформатор тока ТМБО-220 УХЛ1 т.к. он проходит по всем условиям проверки Трансформаторы являются масштабными преобразователями тока и предназначены для питания электрических измерительных приборов и релейной защиты в электрических сетях переменного тока частоты 50 Гц с глухо заземленной нейтралью.
Трансформатор имеет одноступенчатую некаскадную конструкцию. Он состоит из активной части помещенной в металлический корпус с трансформаторным маслом марки ГК. На верху корпуса расположена изоляционная покрышка с металлическим маслорасширителем и масляным затвором защищающим внутреннюю изоляцию от увлажнения.
Выбор трансформаторов напряжения на 220 кВ
По условиям выбора трансформаторов напряжения 9.9 намечаем трансформатор напряжения НКФ-220-58У1 [14]:
Для выбора по вторичной нагрузке необходимо составить таблицу вторичной нагрузки трансформатора напряжения 220 кВ:
Таблица 9.2 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 220 кВ
потребляемая мощность
Вольтметр с переключением на каждую фазу
Счётчик активной мощности
Счётчик реактивной мощности
Варметр с 2-ой шкалой
2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи 110 кВ
Выбор трансформаторов тока на 110 кВ по цепи автотрансформатора
Учитывая условия выбора 9.1 назначаем трансформатор тока TG 145 SF6 [17];
Таблица 9.3 – Вторичная нагрузка трансформатора тока 110 кВ
Трансформаторы тока типа TG-145 предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам в том числе для коммерческого учета защитным устройствам и устройствам автоматики и управления. ТТ данного типа имеют пять вторичных обмоток с вторичными нагрузками 30ВА класс точности 02S изоляционной средой является смесь элегаза и азота. Трансформаторы тока эксплуатируются при температуре окружающего воздуха: от - 60 С до + 45С.
Применение новых трансформаторов тока типа TG-145 значительно повысит безопасность и надежность работы электрооборудования снизит издержки на эксплуатацию и ремонт повысит качество электрических измерений и коммерческого учета электроэнергии.
Выбор трансформаторов напряжения на 110 кВ
По условиям выбора трансформаторов напряжения 9.9 намечаем трансформатор напряжения НКФ-110-58У1 [14]:
Для выбора по вторичной нагрузке необходимо составить таблицу вторичной нагрузки трансформатора напряжения 110 кВ:
Таблица 9.4 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 110 кВ
Расшифровка: Н – трансформатор напряжения; К – электромагнитный каскадный; Ф – с фарфоровой покрышкой; 110 – класс напряжения первичной обмотки кВ; 58 – год разработки конструкции; У1 – для работы в районах с умеренным климатом.
3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на ГРУ 10 кВ
Выбор трансформаторов тока на 10 кВ.
Учитывая условия выбора 9.1 назначаем трансформатор тока ТШЛ-20-I
Таблица 9.5 – Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Ом т.к. количество подключенных приборов меньше трёх;
Трансформатор предназначен для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и (или) устройствам защиты и управления для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в электрических установках переменного тока частоты 50 Гц на класс напряжения до 35 кВ.
Трансформатор предназначен для наружной установки в открытых распредустройствах. Трансформатор изготавливается в климатическом исполнении "УХЛ" и "Т" категории размещения 1 по ГОСТ 15150 . Длина пути утечки III по ГОСТ 9920.
Выбор трансформаторов напряжения на ГРУ 10 кВ
По условиям выбора трансформаторов напряжения 9.9 намечаем трансформатор напряжения НОЛ-08-10:
Для выбора по вторичной нагрузке необходимо составить таблицу вторичной нагрузки трансформатора напряжения:
Таблица 9.6 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения на ГРУ 10кВ.
Секция шин генераторного напряжения
Назначаем трансформатор напряжения НОЛ-08-10. Трансформаторы предназначены для установки в комплектные распределительные устройства (КРУ) или закрытые распределительные устройства (ОРУ) и служат для питания электрических измерительных приборов цепей защиты и сигнализации в электроустановках переменного тока частоты 50 или 60 Гц. Трансформаторы изготавливаются в климатическом исполнении «УТ» категории размещения 2 по ГОСТ 15150 предназначены для эксплуатации при условиях:
— высота установки над уровнем моря не более 1000 м;
— температура окружающей среды от минус 45°С до плюс 60°С;
— окружающая среда невзрывоопасная не содержащая агрессивных газов и паров в концентрациях разрушающих металлы и изоляцию;
— рабочее положение любое.
4 Выбор измерительного трансформаторов тока на собственные нужды
Выбираем трансформатор тока по самому мощному трансформатору собственных нужд.
Учитывая условия выбора 9.1 назначаем трансформатор тока ТШЛП-10-II-1500 [18];
Таблица 9.7 – Вторичная нагрузка трансформатора тока СН.
5 Выбор измерительного трансформаторов тока на линии отходящие от ГРУ.
Учитывая условия выбора 9.1 назначаем трансформатор тока ТОЛК-10-I [19];
Таблица 9.8 – Вторичная нагрузка трансформатора тока СН.
Расчёт токоведущих частей
1 Требования предъявляемые к токоведущим частям
Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы трансформаторы синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
Токоведущие части должны проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры; противостоять кратковременному электродинамическому и термическому действию токов КЗ; выдерживать механические нагрузки создаваемые собственной массой и массой связанных с ними аппаратов а также усилия возникающие в результате атмосферных воздействий; удовлетворять требованиям экономичности.
2.1 Выбор сборных шин на ЗРУ 220 кВ.
Токоведущие части от выводов трансформатора 220 кВ до выключателя выполняем гибкими проводами. Сечение провода выбираем по допустимому току =570.
Принимаем к установке АС40022 .
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится т.к. токоведущие части выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряжённости электрического поля:
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода; по [5] назначаем m=082;
- радиус провода см;
Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению
где - номинальное напряжение кВ;
- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз; при горизонтальном расположении фаз см.
Провода не будут коронировать если наибольшая напряжённость поля у поверхности любого провода не более . Условие отсутствия короны можно записать в виде:
Провод АС40022 проходит по условиям проверки.
2.2 Выбор сборных шин на ЗРУ 110.
Шина находящиеся в пределах распределительного устройства выбирается по максимальному току наиболее мощного присоединения. Для ЗРУ 110 Кв таким присоединением является присоединения автотрансформатора
Выбираем гибкие шины марки АС-50027 с расщеплением в фазе n=3
Проверка сечения на нагрев:
Гибкие токопроводы с расщеплением на фазы проверяются также по электродинамическому взаимодействиюпроводников одной фазы.
Усилие на каждый провод от заимодействия со всеми остальными n-1 Hм.
где n- число проводов в фазе; d – диаметр фазы; - действующее значение тока КЗ.
Расстояние между распорками:
k- коэффициент допустимого увеличения механического напряжения в проводе при КЗ.
- максимальное натяжение в проводе при нормальном режиме МПа;
- коэффициент упругого удлинения материала провода (для алюминия )
- удельная наргузка от собственной массы провода МПам;
- удельная наргузка от сил взаимодействия при КЗ МПам;
где - максимальное натяжение на фазу в нормальном режиме Н.
Устанавливаем дистанционные распорки через 15 м для фиксации проводов расщепленной фазы.
Коэффициент учитывающий число проводов в n фазе
Эквивалентый радиус расщепления проводов:
Провод АС-50027 с расщеплением в фазой на 3 проходит по условиям проверки.
3Выбор комплектного токопровода для генераторов.
В пределах турбинного отделения от вводов генератора до фасадной стены токоведущие части выполняются шинным мостом из жестких голых алюминиевых шин или комплектным пофазно экранированном токопроводом (в цепях генераторов мощность 60 МВт и более).
3.1 Выбор комплектного токопровода для генераторов ТЗВ-63-2
Наибольший ток в цепи генераторов и сборных шин:
От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом. Принимаем из к установке токопровод ТЭКН – 20 7800 с .
Проверка токопровода на ток
Электродинамическая проверка
3.2 Выбор комплектного токопровода для генераторов ТЗВ-110-2
Принимаем из к установке комплектный пофазно-экранированный токопровод типа ТЭНЕ-20-1600-375 УХЛ1 [19] с .
3.3 Выбор комплектного токопровода для генераторов ТГВ-200-2
Принимаем из к установке комплектный пофазно-экранированный токопровод типа ТЭНЕ-20-9000-300 УХЛ1 с .
4 Выбор сборных шин на ГРУ-10кВ
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются поэтому выбор производится по допустимому току.
Наибольший ток в цепи генераторов и сборных шин:
Принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые . С учетом поправочного коэффициента на температуру 094: .
Проведем проверку сборных шин на термическую стойкость:
Минимальное сечение по условию термической стойкости:
что меньше выбранного сечения следовательно шины термически стойки.
Проведем проверку сборных шин на механическую прочность . Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом тогда момент сопротивления . При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетная формула имеет вид:
Следовательно шины механически прочны.
5 Выбор ограничителей перенапряжения
Ограничитель перенапряжения (ОПН) – это защитный аппарат состоящий из линейного металооксидного сопротивления заключённого в изоляционную покрышку.
Выбор ограничителей перенапряжения производится по номинальному напряжению согласно П 9 [9]:
Учитывая условие выбора ОПН 10.18 выбираем ограничители перенапряжения на стороне 220 кВ ОПН-22010 УХЛ1 [18]:
Расшифровка ограничителей перенапряжения ОПН-22010 УХЛ1: ОПН - ограничитель перенапряжения нелинейный; 220 – класс напряжения кВ; 10 – номинальный разрядный ток кА; УХЛ – для работы в условиях с умеренным и холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе. Производитель: «Полимер Аппарат».
Учитывая условие выбора ОПН 10.18 выбираем ограничители перенапряжения на стороне 10 кВ ОПН-П1-1012 УХЛ1 [18]:
Расшифровка ограничителей перенапряжения ОПН-П1-1012 УХЛ1: ОПН - ограничитель перенапряжения нелинейный; П – вид изоляции – полимер; 1 –конструкторские исполнение; 10 – класс напряжения кВ; 12 – наибольшее
длительное напряжение кВ; УХЛ – для работы в условиях с умеренным климатом и холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе. Производитель: «Полимер Аппарат».
Выбор ограничителей перенапряжения на нейтрали трансформатора. На нейтрали силовых трансформаторов выбираются ограничители перенапряжения которые имеют класс напряжения сети на порядок меньше чем ограничители перенапряжения на вводах высокого напряжения силового трансформатора поэтому выбираем ОПНп-25405-10 УХЛ1 [26].
Расшифровка ограничителей перенапряжения: ОПН – ограничитель перенапряжения нелинейный; п – полимерный; 35 – класс напряжения кВ; 405 – наибольшее действительное длительное рабочее напряжение кВ; 10 – номинальный разрядный ток кА; УХЛ – для работы в условиях с умеренным и холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе.
Учитывая условие выбора ОПН 10.18 выбираем ограничители перенапряжения на стороне 110 кВ ОПН-1107310 УХЛ1 [18]:
Ограничители перенапряжений в фарфоровых покрышках на основе оксидно-цинковых варисторов без искровых промежутков предназначены для защиты электрооборудования сетей с эффективно заземленной нейтралью класса напряжения 110 кВ переменного тока частоты 50 Гц от атмосферных и коммутационных перенапряжений. Ограничители снабжены предохранительными устройствами обеспечивающими взрывобезопасность аппарата.
Выбор конструкции распределительных устройств.
1 Закрытые распределительные устройства
Распределительное устройство – это электроустановка предназначенная для приема и распределения электрической энергии содержащая электрические аппараты шины и вспомогательные устройства.
Если распределительное устройство раположено внутри здания то оно называется закрытым.
Закрытые распредилителные устройства (ЗРУ) сооружаются обычно при напряжении 3- 20 кВ. При больших напряжениях как правило сооружаются открытые РУ. Однако при ограниченной площади под РУ или при повышенной загрязненности атмосферы а также в районах Крайнего Севера могут применяться ЗРУ на напряжениях 35-220 кВ.
Распределителные устройства должны обеспечивать надежность работы электроустановки что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования при правильном подборе и расстановке электрооборудования при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствие с ПУЭ.
Обслуживание РУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость удобство ремонтных работ полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ.
Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или а помещения с несгораемыми стенами перекрытиями.
ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопастность. Строительство конструкции ЗРУ должно отвечать требованиям СНиП а также правилам пожарной охраны (ППО). Здание РУ сооружается из огнестойких материалов.
Распределительное устройство должно быть экономичным. Стоимость сооружения РУ слагается из стоимости строительной части электрического оборудования электромонтажных работ и накладных расходов. Для уменьшения стоимости строительной части по возможности уменьшают объем здания и упрощают его конструкцию. Значительное уменьшение стоимости достигается применением зданий РУ из железобетонных конструкций.
Для уменьшения стоимости электромонтажных работ и ускорения сооружения РУ широко применяют укрепленные узлы собранные на специаизированной монтажной базе.
Распределительное устройство смонтированное из укрепленных узлов назывется сборным. В сборном распределительном устройстве здание сооружаетсяв виде коробки без каких либо перегородок зального типа. Основу камер составляет стальной каркас а перегородки между камерами выполняют из асбоцементных или гипсолитовых плит.
2 Конструкция комплектного распределительного устройства
Шкафы КРУ изготовляются на заводах что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надёжной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранным и готовым к работе оборудованием поступают на место монтажа где их устанавливают соединяют сборные шины на стыках шкафов подводят силовые и контрольные кабели. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУ безопасно в обслуживании т.к. все части находящиеся под напряжением закрыты металлическим кожухом.
В качестве изоляции между токоведущими частями в КРУ могут быть использованы воздух масло пирален твёрдая изоляция инертные газы. Шкаф КРУ несгораемыми перегородками разделён на отсеки: выключателя на выдвижной тележке; сборных шин; линейного ввода; релейного шкафа. Конструкция шкафов КРУ предусматривает возможность установки тележек с выключателем трансформатором напряжения или с разъединяющими контактами с перемычкой в рабочем контрольном положении и выкатывание из шкафа для ревизии и ремонта. Шкафы КРУ имеют блокировочные устройства не позволяющие вкатывать или выкатывать тележку при включённом выключателе а также включать заземляющий разъединитель при рабочем положении тележки и вкатывать тележку при включённом заземляющем разъединителе.
Изготовители КРУ в каталогах приводят сетку типовых схем главных цепей шкафов ориентируясь на которую подбирают типы шкафов и комплектуют распределительное устройство конкретной электроустановки.
Произведен расчет ТЭЦ-540 МВт по наиболее экономичному варианту схемы. Конструкции распределительных устройств приняты по типовым схемам которые в настоящее время широко используются и зарекомендовали себя с лучшей стороны. При выборе оборудования были учтены разработки и рекомендации проектно-конструкторских организаций. В частности для установки в РУ 220 кВ приняты современные элегазовые выключатели типа ВГУ-220 а для РУ 10 кВ - вакуумные типа HGI. Все эти выключатели надежны в работе и соответствуют всем предъявляемым требованиям. Выбор современного оборудования позволяет улучшить надежность работы станции а также повысить экологические показатели передачи и распределения электроэнергии.
В графической части приведены полная принципиальная схема ТЭЦ-540 МВт и разрез ячейки ОРУ-220 кВ.

Титульный.doc

Федеральное агентство по образованию
Уфимский государственный авиационный технический университет
Кафедра Электромеханики
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту по « электроэнергетике »
(обозначение документа)
Федеральное агентство по образованию
на курсовое проектирование по электроэнергетике
на тему ТЭЦ-540 МВт
выдано 25 сентября 2009 г. студенту третьего курса
Срок выполнения 2009 г.
Руководитель проекта Федосов Е.М. _
ТЭЦ-540 МВт : потребитель – нефте перерабатывающий завод Связь с системой по ВЛ 220 кВ и 110 кВ; Выдаются с шин;Cosj =091; Pma Pma Топливо – газ; Tma SНС220 =2000 МВА; SН0С110 =1900 МВА; Xнс* 220=22;
Пояснительная записка - с рисунками и расчетными таблицами

Содержание.doc

Составление двух вариантов структурных схем проектируемого
1 Структурная схема первого варианта ..12
2 Структурная схема второго варианта ..13
Выбор основного оборудования .14
1 Выбор генераторов 14
2 Выбор блочных трансформаторов 15
3 Выбор числа и мощности трансформатора связи для первой схемы 18
3.1 Выбор автотрансформатора связи между шинами 110 кВ и
3.2 Выбор трансформаторов связи между шинами 220 кВ и
4 Выбор числа и мощности трансформатора связи для второй
5 Схема перетоков мощностей 24
Расчёт количества линий .26
1 Расчет количество линий на высоком напряжении 26
2 Расчет количество линий на среднем напряжении 27
3 Расчет количество линий на низком напряжении ..27
Выбор схем распределительных устройств 28
1 Выбор схемы для первого варианта .28
2 Выбор схемы для второго варианта 30
Технико – экономический сравнение вариантов . .32
1 Расчет для первой структурной схемы 32
2 Расчет для второй структурной схемы 34
Разработка схемы питания собственных нужд 35
Расчёт токов короткого замыкания 38
1 Расчетная схема 39
2 Схема замещения 40
3 Расчёт сопротивлений 40
4 Преобразование схемы для точки К1 . .44
5 Преобразование схемы для точки К2 ..51
6 Преобразование схемы для точки К3 ..53
7 Преобразование схемы для точки К4 ..54
8 Преобразование схемы для точки К5 ..56
9 Преобразование схемы для точки К6 ..58
Выбор выключателей и разъединителей 61
1 Выбор выключателей 65
1.1 Выбор выключателей на шинах 220 кВ 65
1.2 Выбор выключателей на шинах 110 кВ 67
1.3 Выбор выключателей на вывода генераторов ТЗВ-63-2 68
1.4 Выбор выключателей на собственные нужды 69
1.5 Выбор выключателей шинах 10 кВ на отходящих линиях 72
2 Выбор разъединителей .76
2.1 Выбор разъединителей на шинах 220 кВ 76
2.2 Выбор разъединителей на шинах 110 кВ 77
2.3 Выбор разъединителей на вывода генераторов ТЗВ-63-2 .78
2.4 Выбор разъединителей на отходящие линии 10 кВ ..79
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения .80
1 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи 220 кВ 83
2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи 110 кВ 87
3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на ГРУ 10 кВ ..90
4 Выбор измерительного трансформаторов тока на собственные нужды 93
5 Выбор измерительного трансформаторов тока на линии отходящие от ГРУ 95
Расчёт токоведущих частей 97
1 Требования предъявляемые к токоведущим частям 97
2 Выбор гибких шин 97
2.1 Выбор сборных шин на ЗРУ 220 кВ 97
2.2 Выбор сборных шин на ЗРУ 110 99
3Выбор комплектного токопровода для генераторов ..101
3.1 Выбор комплектного токопровода для генераторов ТЗВ-63 ..102
3.3 Выбор комплектного токопровода для генераторов ТГВ-200 103
4 Выбор сборных шин на ГРУ-10 кВ 103
5 Выбор ограничителей перенапряжения 105
Выбор конструкции распределительных устройств ..107
1 Закрытые распределительные устройства 108
2 Конструкция комплектного распределительного устройства 108
Список литературы 111

Введение.doc

Значение электроэнергетики в экономике России так же как и её общественной жизни трудно переоценить — это основа всей современной жизни.
Электроэнергетика - отрасль промышленности занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям является также одной из базовых отраслей тяжёлой промышленности.
Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности сельского хозяйства транспорта коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики.
Для более экономичного рационального и комплексного использования общего потенциала электростанций нашей страны создана Единая энергетическая система (ЕЭС) в которой работают свыше 700 крупных электростанций имеющих общую мощность свыше 250 млн кВт (т. е. 84% мощности всех электростанций страны). Управление ЕЭС осуществляется из единого центра оснащенного электронно-вычислительной техникой.
Энергосистема - группа электростанций разных типов и мощностей объединенная линиями электропередач и управляемая из единого центра. ЕЭС - единый объект управления электростанции системы работают параллельно.
Энергетическая промышленность является частью топливно-энергетической промышленности и неразрывно связана с другой составляющей этого гигантского хозяйственного комплекса - топливной промышленностью. По важному показателю — выработке на одного жителя в 2005 году страна находилась приблизительно на одном уровне с такими энергоимпортирующими государствами как Германия и Дания имеющими меньшие транспортные потери и затраты на отопление.
Россия является страной покрывающей основную часть своего энергопотребления за счет использования не возобновляемого органического топлива. На тепловых электростанциях Единой энергосистемы России в 2000 г. было выработано 5346 млрд. кВтч или 62% всего объема производства. Доля ГЭС как основных возобновляемых источников электроэнергии составила в общей выработке 19% АЭС - 15%.
Столь высокая концентрация выработки электроэнергии на станциях работающих на органическом топливе делает необходимым проведение реформ в топливной промышленности. Они должны быть направлены как на снятие ограничений по топливоснабжению электроэнергетики так и на адекватное отражение реальных затрат на добычу и транспорт провоз топлива в тарифах на топливо направляемое для сжигания в электростанциях.
Применение возобновляемых источников энергии в России при наличии колоссальных возможностей практически отсутствует в отличие от большинства промышленно развитых государств. Обусловлено это не столь развитой инфраструктурой и низкой плотностью заселения а относительно низкими ценами на природный газ.
Рассмотрим несколько альтернативных ресурсов и их потенциал на территории России.
Все Российские геотермальные электростанции расположены на территории Камчатки и Курил суммарный электропотенциал пароводных терм только Камчатки оценивается в 1 ГВт рабочей электрической мощности. Российский геотермальный потенциал реализован в размере лишь 808 МВт установленной мощности (2007).
Технический потенциал ветровой энергии России оценивается в размере свыше 50 трлн кВт·чгод. Экономический потенциал составляет примерно 260 млрд кВт·чгод то есть около 30 процентов производства электроэнергии всеми электростанциями России.
Особой концентрацией ветропотенциала отличаются побережья Тихого и Арктического океанов предгорные и горные районы Кавказа Урала Алтая Саян. В приближённых к потребителям и имеющим подходящую инфраструктуру возможно строительство крупных ветропарков среди них можно выделить побережья Кольского полуострова Приморья юга Камчатки Каспийское и Азовское побережья.
Перспективные солнечные электростанции могут быть использованы как для решения локальных энергетических задач так и глобальных проблем энергетики. Так мировое производство солнечных элементов превышает 50 МВт в год и увеличивается ежегодно на 30%.
В России в настоящее время имеется восемь предприятий имеющих технологии и производственные мощности для изготовления 2 МВт солнечных элементов и модулей в год. Наиболее крупные - «Солнечный ветер» (Краснодар) «Квант-Солар» (Москва) «Красное знамя» (Рязань).

Перечень элементов.cdw

Перечень элементов3.cdw

СХЕМА.cdw

ОРУ 220.cdw

Перечень элементов2.cdw