Проектирование ТЭЦ-720 МВт

Перечень элементов.cdw

Принципиальная схема
Пояснительная записка
Разрез ячейки ОРУ-220кВ

Задание.doc

Уфимский государственный авиационный технический университет
Кафедра электромеханики факультет АП _
на курсовое проектирование по электроэнергетике
на тему ТЭЦ 720 МВт
выдано сентябрь 2009 г. студенту третьего курса
Срок выполнения 200 г.
Руководитель проекта Волкова Т.Ю. _
Тема: ТЭЦ 720 МВт. Потребитель - крупный город. Связь с системой по ВЛ - 220
и 110 кВ. Выдается с шин:
Pma Pm Pma Pmin 10=086*Pma
Топливо – газ; Tma SНС220 =1200 МВА; Xнс* 220=25;
SН0С.110 =2900 МВА;
Введение. Составление двух вариантов структурных схем. Выбор основного оборудования; Расчет линий РУ; Выбор_схем РУ. Составление неполной _ принципиальной схемы. Технико-экономическое сравнение вариантов. _ Составление схемы собственных нужд. Расчет токов КЗ. Выбор выключателей и _ разъединителей. Выбор измерительных ТТ и ТН токоведущих частей конструкции РУ. _
Пояснительная записка - с рисунками и расчетными таблицами.
Зав. Кафедрой Руководитель проекта Волкова Т.Ю

титуллник.doc

Уфимский государственный авиационный технический университет
Кафедра электромеханики
Электрическая часть ТЭЦ-720 МВт
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
по курсовому проекту по дисциплине «Электроэнергетика»
Студент гр. ЭСиС-308д

Перечень элементовмой.cdw

ПЗ.doc

Составление двух вариантов структурных схем станции 8
2. Второй вариант 9
Выбор основного оборудования 10
1 Выбор генераторов 10
2 Выбор блочных трансформаторов 10
3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи 12
3.1 Расчет для первого варианта схемы 13
3.2 Выбор автотрансформатора связи 15
3.3 Расчет для второго варианта схемы 16
4 Составление схемы перетоков мощностей 18
Расчет количества линий 19
1 Расчет на высоком напряжении 220кВ 19
2 Расчет на среднем напряжении 110кВ 19
3 Расчет на низком напряжении 20
Выбор схем распределительных устройств 21
1 Выбор схемы для первого варианта 21
2 Выбор схемы для второго варианта 22
3 Структурная схема для РУ-220 и РУ-110кВ 23
4 Структурная схема для ГРУ 10кВ (первый вариант) 23
5 Структурная схема отпайкой с выводов генераторов (второй вариант) 24
Технико-экономическое сравнение 25
1 Расчет затрат для первого варианта 27
2 Расчет затрат для второго варианта 28
3 Сравнение двух вариантов 28
Разработка схем собственных нужд 29
Расчет токов короткого замыкания 33
1 Определение сопротивлений элементов схемы замещения 35
2 Расчет токов коротких замыканий в точке К1 37
2.2 Расчет токов короткого замыкания 39
3 Расчет токов короткого замыкания в точке К2 45
4 Расчет токов короткого замыкания в точке К3 46
5 Расчет токов короткого замыкания в точке К4 48
6 Расчет токов короткого замыкания в точке К5 50
7 Составление таблицы токов коротких замыканий 56
Выбор выключателей и разъединителей 57
1 Выбор выключателей и разъединителей на РУ-220кВ 57
2 Выбор выключателей и разъединителей на РУ-110кВ 61
3 Выбор выключателей и разъединителей на ГРУ-10кВ 65
4 Выбор выключателей и разъединителей в цепях линии 10кВ 69
5 Выбор выключателей в системе собственных нужд 72
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения 75
1 Выбор измерительных трансформаторов тока на РУ-220кВ 75
2 Выбор измерительных трансформаторов тока на РУ-110кВ 78
3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 81
Выбор токоведущих частей 87
1 Выбор комплектного токопровода для генераторов Т3В-63-2 87
2 Выбор комплектного токопровода для генераторов Т3В-110-2 87
3 Выбор сборных шин на ГРУ-10кВ 88
4 Выбор сборных шин на РУ-220кВ 89
5 Выбор сборных шин на РУ-110кВ 90
6 Выбор ограничителей перенапряжения 91
Выбор конструкции распределительных устройств 93
1 Конструкция ОРУ-220кВ 94
2 Конструкция ОРУ-110кВ 95
3 Конструкция ГРУ-10кВ 94
Список литературы 97
Данный курсовой проект состоит из пояснительной записки оформленной на листах формата А4 и графической части выполненной на двух листах формата А1.
В соответствии с заданием на курсовой проект составлены два варианта структурных схем. Произведен выбор основного оборудования: генераторов блочных трансформаторов и трансформаторов связи рассчитан количество линий каждого РУ.
Затем произведен технико-экономическое сравнение обоих вариантов схем и выбран экономически выгодный из них.
Согласно произведённому подсчёту нагрузок собственных нужд были выбраны трансформаторы собственных нужд.
Вычислены 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 электростанции.
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 электроэнергетика 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 генерирущих 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 том числе на возобновляемых энергоресурсах.
-Кризисные явления в энергетическом машиностроении и энергостроительной 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 электроэнергию 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.
Таким образом новые условия развития электроэнергетики в России приводят к существенным изменениям в структуре генерирующих мощностей темпах их роста размещении электростанций.
СОСТАВЛЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ СТАНЦИИ
Рисунок 1.1 – Структурная схема (вариант №1)
Согласно заданию с шин ГРУ-10 выдается 28 МВт поэтому к шинам ГРУ присоединяем два генератора мощностью 63МВт каждый.
Согласно НТП устанавливаем два параллельно работающих трансформатора связи мощность которых должна быть достаточной для выдачи в энергосистему избыточной мощности с шин ГРУ в период минимальной нагрузки потребителя.
На шины высокого напряжения 220 кВ устанавливаем три блока генератор-трансфроматор мощностью генераторов по 110 МВт
ГРУ-10 и РУ-220 согласно НТП связываются двумя параллельно работающими трансформаторами связи которые имеют РПН.
Согласно заданию с шин РУ-110 выдается 160 МВт поэтому к шинам РУ-110 присоединяем два генератора в блоке с трансформаторами мощностью 110МВт каждый.
Связь РУ-220 и РУ-110 согласно НТП осуществляется при помощи одного автотрансформатора связи.
Рисунок 1.2 – Структурная схема (вариант №2)
На этом варианте схемы на энергосистему через РУ-220 работают три генератора мощностью 110МВт и два генератора мощностью 63МВт в блоке с трансформаторами.
Питание потребителей с КРУ-10 осуществляется глубоким вводом отпайкой с выводов генераторов по 63 МВТ. Трансформаторы в блоках этих генераторов имеют РПН.
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
1 Выбор генераторов.
Турбогенераторы Т3В 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.
Блочные трансформаторы выбираются по условиям:
)Для первого и второго варианта на РУ-220кВ блочные трансформаторы будут одинаковы для трех генераторов G1 G2 G3 марки Т3В-110-2.
Определяем реактивную мощность генераторов по формуле:
Определим расход активной и реактивной мощности на собственные нужды:
где n% - процентный расход на собственные нужды который зависит от вида топлива для газа n%=66%.
Мощность прходящая через блочный трансформатор:
Так как промышленностью не выпускаются трансформаторы мощностью свыше 125 МВА и напряжением на низкой стороне 105 кВ то принимаем что генераторы Т3В-110-2 работают на 90% мощности.
По полученным расчетам выбираем блочный трансформатор ТДЦ-125000220.
ТДЦ-125000220 подходит по всем условиям:
)Для первого и второго варианта трансформаторыв блоке с генератором марки Т3В-110-2 работающие на РУ-110 будут одинаковы.
Реактивная мощность генераторов:
Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды:
Мощность проходящая через блочный трансформатор:
Так как промышленностью не выпускаются трансформаторы мощностью свыше 125 МВА и напряжением на низкой стороне 105 кВто принимаем что генераторы Т3В-110-2 работают на 90% мощности.
По полученным расчетам выбираем блочный трансформатор ТДЦ-125000110
ТДЦ-125000110 подходит по всем условиям:
3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи.
Согласно НТП на ТЭЦ должно предусматриваться два параллельно работающих трансформатора связи.
3.1. Расчет для первого варианта схемы.
На ТЭЦ рекомендуется устанавливать два параллельно работающих трансформатора связи.
Трансформаторы связи выбирают по условиям:
Определяем реактивную мощность генераторов Т3В-63-2 работающих на ГРУ:
Определяем суммарный расход активной и реактивной мощности на собственные нужды на ГРУ:
Определяем минимальную активную и реактивную мощность потребляемую с шин ГРУ:
Определим полную мощность передаваемую через трансформатор связи:
По полученным расчетам выбираем трансформаторы связи: ТРДЦН-100000220.
ТРДЦН-100000220 удовлетворяет всем условиям:
Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:
) аварийное отключение одного из параллельно работающих трансформаторов с 40% перегрузкой работающего:
Определяем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин ГРУ:
Определяем нагрузку на трансформатор связи:
) аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальном потреблении с шин ГРУ и с шин собственных нужд:
Трансформатор ТРДЦН-100000220 удовлетворяет всем проверенным условиям.
3.2 Выбор автотрансформатора связи
Согласно НТП на ТЭЦ устанавливается один автотрансформаторов связи связывающий РУ-220 и РУ-110 и его мощность определяется по следующим условиям:
где S3 – перетоки мощности через автотрансформатор в трех режимах.
)режим S1: максимальное потребление с шин РУ-110кВ;
Определяем активную и реактивную мощность генераторов работающих на РУ-110кВ:
Суммарный расход активной и реактивной мощности на собственные нужды на РУ-110кВ:
Определяем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин РУ-110кВ:
Определяем максимальное потребление мощности с шин РУ-110кВ:
) режим S2: минимальное потребление с шин РУ-110кВ;
Определяем минимальную реактивную мощность потребляемую с шин РУ-110кВ:
Минимальное потребление мощности с шин РУ-110кВ:
) режим S3: аварийное отключение самого мощного блока на РУ-110кВ
при максимальном потреблении мощности:
По полученным расчетам выбираем автотрансформатор связи
АТДЦТН-125000220110 который удовлетворяет всем условиям:
) 125МВА>891МВА;12038МВА;6478МВА.
3.3. Расчет для второго варианта схемы
Трансформаторы работающие в блоке с генератором и имеющие отпайку на потребителя выбираются по следующим условиям:
Определяем мощность передаваемую через трансформатор связи:
где n – количество блоков с отпайками на потребителя;
Исходя из полученных расчетов выбираем трансформатор связи
ТРДЦН-63000220 который подходит по всем условиям:
Основные технические данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.2.
Таблице 2.2-Технические данные трансформаторов
4.Составление схемы перетоков мощностей.
4.1.Схема перетоков мощностей для первого варианта:
4.2.Схема перетоков мощностей для второго варианта:
РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ЛИНИЙ
Так как перетоки мощности через трансформаторы у обоих вариантов одинаковы то количество линий для обоих вариантов будет одинаковым.
1. Расчет на высоком напряжении 220 кВ
На высоком напряжении 220 кВ количество линий находим по формуле:
где: - пропускная способность одной линии для линии 220кВ принимаем равным 150МВт.
- активная мощность всех генераторов станции.
=1103+632=456МВт (3.2)
Рассчитаем суммарную мощность на собственные нужды:
Найдем количество линий на высоком папряжении:
Количество линий принимаем равным 2.
2. Расчет на среднем напряжении 110 кВ
Так как на среднем напряжении задана нагрузка то расчет линий ведется по формуле:
Принимаем число линий на среднем напряжении равным 4.
3. Расчет на низком напряжении 10 кВ
На низком напряжении количество линий определим по формуле:
где -максимальная активная мощность потребляемая с шин низкого напряжения.
-прпускная способность одной линии для линии 10 кВ принимаем равным 2МВт.
Принимаем количество линий равным 14.
ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
1. Выбор схемы для первого варианта.
Согласно НТП п.8.12 для распределительных устройств 110кВ и 220кВ выбираем схему с двумя рабочими системами шин и одной обходной. Система шин не секционирована. Эта схема применяется при числе присоединений до 12 в данном случае на РУ-110кВ: 7(2 блочных трансформатора 4 линий 1 автотрансформатор связи) на РУ-220кВ 8 (3 блочных трансформатора 2 трансформатора связи 2 системных линий и 1 автотрансформатор связи) и присоединений соответственно. В нормальном режиме обе системные шины находятся под напряжением. Четные присоединения подключены ко второй системе шин нечетные – к первой. Такое подключение называется фиксированным. В нормальном режиме шиносоединительный 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 кроме секционного. Данная схема позволяет выводить в ремонт любой выключатель а также систему шин не нарушая работы присоединений. Она надежна экономична проста и позволяет производить расширение без коренной реконструкции.
Согласно НТП п.8.14. для распределительного устройства 10 кВ выбираю схему с одной секционированной системой шин с применением КРУ и групповых сдвоенных реакторов. Данная схема является основной для ГРУ на ТЭЦ. Система шин секционирована по количеству генераторов.
Секции шин соединены между собой нормально включенными (для выравнивания потенциалов по секциям шин) секционными выключателями.
Недостатком этой схемы является невозможность вывода в ремонт выключателя и секции шин без погашения присоединений. В данной схеме
предусматривается АВР (автоматический ввод резерва).
Для ограничения тока короткого замыкания на шинах ГРУ в цепи секционного выключателя устанавливаем секционный реактор.
С обеих секций ГРУ питаются отходящие к потребителю линии через сдвоенные групповые реакторы применение которых позволяет:
) ограничить ток короткого замыкания в линии с целью установки в цепи КРУ вакуумного выключателя;
) сохранить на шинах напряжение в пределах 65% от номинального напряжения при коротком замыкании в линии;
) снизить количество подключений к шинам ГРУ следовательно и габариты ГРУ.
К одному сдвоенному реактору как правило подключается 7 линий в этом проекте ТЭЦ их 7.
Эта схема достаточно проста и экономична надежна и способна к расширению без реконструкции.
2 Выбор схемы для второго варианта.
Для второго варианта согласно НТП п.8.12 для распределительных устройств 220кВ и 110кВ выбираю схему с двумя рабочими системами шин и одной обходной аналогично первому варианту.
Согласно НТП п.8.14. распределительное устройство генераторного напряжения выполняется с одной системой шин с применением КРУ и одиночных реакторов для питания потребителей.
В данном случае потребители получают питание реактированными отпайками от генераторов. Параллельная работа генераторов осуществляется на высоком напряжении что уменьшает ток короткого замыкания на стороне 10кВ. Такая схема дает экономию оборудования а отсутствие громоздкого ГРУ ускорить монтаж электрической части.
Потребительское КРУ имеет 4 секции с АВР на секционных выключателях. В цепях генераторов для большей надежности электроснабжения устанавливаются выключатели. Секционные выключатели нормально отключены для ограничения токов короткого замыкания. Так как большое количество кабельных линий то принимаем двух секционированную систему шин.
3.Структурная схема для РУ-220 кВ и РУ-110 кВ
Структурные схемы для РУ-220кВ и РУ-110кВ для первого и второго варианта будут одинаковыми так как одинаковы все генераторы и трансформаторы.
4.Структурная схема для ГРУ 10 кВ (первый вариант).
5.Структурная схема отпайкой с выводов генераторов (второй вариант).
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ
Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат который определяется по формуле :
где рн – нормативный коэффициент эффективности который зависит от срока окупаемости принимаем равным 012;
С - эксплуатационные расходы которые определяются по формуле:
С = С1 + С2 + С3 (5.2)
где С1 – стоимость потерь на электрическую энергию которая определяется по формуле:
где - стоимость одного киловаттчаса. Значение принимаем равным
ΔW – потери электрической энергии в трансформаторах;
С2+С3 – амортизационные отчисления на ремонт оборудования и обслуживание персонала которые определяются по формуле:
С2+С3 = (8 ÷ 9)%К (5.4)
где К – капитальные затраты которые складываются из стоимости оборудования монтажа наладки и впуске в эксплуатацию.
Таблица 5.1-Капитальные затраты
Наименование и тип оборудования
Суммарная стоимость тыс. руб.
Суммарная стоимость тыс.
Трансформатор ТРДЦН-100000220
Трансформатор ТРДЦН-63000220
Секционный выключатель с реактором
Ячейка трансформатора связи генератора МГГ-10
Ячейка генераторного выключателя в блоке генератор-трансформатор ВВ-20
1 Расчет затрат для первого варианта.
Определяем потери в трансформаторах ТРДЦН-100000220.
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 при и Tmax= 5500 ч.=3800.
Так как трансформаторов два то тогда:
=21499880=2999760 кВтч
Определяем стоимость потерянной электроэнергии С1
Определяем амортизационные отчисления на ремонт оборудования и содержание персонала:
Находим эксплуатационные расходы:
2. Расчет затрат для второго варианта.
Определим потери в в трансформаторах ТРДЦН-63000220.
=217523336=35046672 кВтч
Определяем стоимость потерянной электроэнергии С1 рубкВтч
Определим затраты по формуле (5.1):
3 Сравнение двух вариантов.
Сравнение производим по формуле:
Так как разница между затратами двух вариантов больше 5% то выбираем первый вариант. Далее расчеты будем вести только для первого варианта.
РАЗРАБОТКА СХЕМ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Для обеспечения нормального технологического процесса на электростанции нужно запитывать электродвигатели которые являются приводами механизмов обслуживающих технологический процесс (насосы задвижки вентиляторы и т. д.). Эти двигатели образуют систему собственных нужд. Кроме этого в нее входит электроотопление освещение и т. д.
Для питания этих потребителей сооружается два распределительных устройства собственных нужд. Распределительное устройство собственных нужд 6 кВ для питания электродвигателей 200 кВт и выше и распределительное устройство собственных нужд 04 кВ (220380 В) для питания остальных потребителей.
Рассмотрим схему собственных нужд в блочной части электростанции:
Согласно НТП питание потребителей собственных нужд в блочной части электростанции осуществляется путем отпайки с выводов генераторов установленных в блочной части. В цепи отпайки устанавливается трансформатор собственных нужд. При мощности генератора до 160 МВт на каждый генератор должна предусматриваться одна рабочая секция собственных нужд.
Так как мощность всех блоков одинакова то трансформатор собственных нужд тоже будут одинаковыми.
Рабочий трансформатор собственных нужд выбирается по следующим условиям:
Трансформатор ТДНС-1000035 удовлетворяет этим условиям.
Параметры трансформатора собственных нужд устанавливаемого в блочной части приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1-Основные характеристики трансформатора собственных нужд устанавливаемого в блочной части
Рассмотрим схему собственных нужд в неблочной части электростанции то есть схему собственных нужд генераторов на генераторном распределительном устройстве:
Питание собственных нужд генераторов работающих на ГРУ осуществляется с шин ГРУ. Причем с одной секции шин ГРУ можно запитывать не более двух секций собственных нужд. Количество рабочих секций в неблочной части определяется количеством котлов в неблочной части. В данном проекте на ГРУ установлены 3 котла.
В цепи питания системы собственных нужд генераторов на ГРУ устанавливаются трансформаторы собственных нужд так как ГРУ имеет напряжения 10кВ.
Принимаем в качестве трансформатора собственных нужд трансформатор ТМНС – 6300 10.
Параметры трансформатора собственных нужд устанавливаемого в неблочной части приведены в таблице 6.2.
Таблица 6.2-Параметры трансформатора собственных нужд устанавливаемого в неблочной части.
Каждая рабочая секция собственных нужд как в блочной так и в неблочной части связана через нормально отключенный выключатель с резервной магистралью собственных нужд. Между рабочим и резервным питанием установлено АВР.
Питание на резервную магистраль подается от резервного источника. На данной электростанции питание на резервную магистраль подается через обмотку низкого напряжения автотрансформатора связи. При этом после выводов обмотки низкого напряжения устанавливается трансформатор собственных нужд.
Резервная магистраль согласно НТП выполняется одиночной несекционированной системой шин. Но на практике обычно резервную магистраль секционируют на блочную и неблочную часть.
Рисунок 6.1- Схема собственных нужд электростанции.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Короткие замыкания являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и энергосистем в целом. При проектировании подстанции расчёт токов короткого замыкания производится с целью проверки выбранного электрооборудования уставки релейной защиты и токоведущих частей. При расчёте токов короткого замыкания принимают ряд допущений не вносящих существенных погрешностей в расчёты к ним относятся:
) отсутствие качаний генераторов;
) линейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных систем);
) приближённый учёт нагрузок (все нагрузки представляются в виде постоянных по величине индуктивных сопротивлений);
) пренебрежение активными сопротивлениями элементов схемы при расчёте токов короткого замыкания и учёт активных сопротивлений только при определении степени затухания апериодических составляющих токов короткого замыкания;
) пренебрежение распределённой ёмкостью линий за исключением случаев длинных линий и линий в сетях с малым током замыкания на землю;
) симметричность всех элементов системы за исключением места короткого замыкания;
) пренебрежение током намагничивания трансформаторов.
Расчетная схема с точками короткого трехфазного замыкания и схема замещения:
Рисунок 7.1. Структурная схема с указанием точек короткого замыкания
Схема замещения электростанции представлена на рисунке 7.2
Рисунок 7.2 . Схема замещения электростанции.
1. Определение сопротивлений элементов схемы замещения
Расчет сопротивлений будем вести в относительных единицах. Принимаем базисную мощность равной .
2.1 Определение сопротивления энергосистемы:
где: - относительное номинальное сопротивление энергосистемы.
- номинальная мощность системы .
2.2 Определение сопротивления линии электропередачи:
где: - индуктивное сопротивление линии на 1 км длины ;
- среднее напряжение на линии
2.3 Определение сопротивления трансформаторов
2.4 Определение сопротивления трансформаторов ТДЦ-125000110:
где: - напряжение короткого замыкания трансформатора ;
- номинальная полная мощность трансформатора.
2.5 Определение сопротивления трансформаторов ТPДЦH-100000220:
2.6 Определение сопротивления трансформатора АТДЦТН-125000220110:
Сопротивление не учитываем так как не участвует при расчете КЗ.
2.7 Определение сопротивления генераторов Т3В-110-2 и Т3В-63-2:
где: - продольное сверхпереходное индуктивное сопротивление турбогенератора Т3В-110-2 и Т3В-63-2 в относительных единицах .
2.8 Определение сопротивления реактора:
где: - сопротивление реактора ;
- среднее напряжение на ГРУ .
2. Расчет токов короткого замыкания в точке К1.
2.1 Схема замещения электростанции для короткого замыкания в точке К1.
При составлении схемы замещения электростанции для короткого замыкания в точке К1 необходимо отбросить сопротивления по которым ток не течет:
- сопротивление трансформатора связи со стороны среднего напряжения так как на среднем напряжении нет источников от которых может пойти мощность в точку короткого замыкания;
- сопротивление межсекционного реактора на ГРУ так как при коротком замыкании на распределительном устройстве высокого напряжения межсекционный реактор находится между точками равного потенциала и следовательно ток через него не течет.
Схема замещения электростанции при коротком замыкании на РУ-220кВ представлена на рисунке 7.2.1.
Рисунок 7.2.1. Схема замещения ТЭЦ при коротком замыкании на шинах
Применяем метод коэффициентов участия:
) определяем эквивалентное сопротивление сложив параллельно те сопротивления которые надо перебросить:
) определяем результирующее сопротивление сложив последовательно и то сопротивление через которое «перепрыгиваем»:
) для каждой генерирующей ветви определяем коэффициент участия разделив на каждое сопротивление:
Проверяем: сумма коэффициентов участия должна быть равна единице:
) определяем переносимые сопротивления в точку короткого замыкания с учетом коэффициентов участия.
Приведем схему замещения к виду:
Рисунок 7.3.2. Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шинах РУ-220кВ
2.2. Расчет токов короткого замыкания
2.2.1. Определение периодической составляющей тока кортокого замыкания в начальный момент времени:
Определяем базовый ток:
где: - базовая мощность принимаем ;
- среднее напряжение в точке короткого замыкания.
Определяем периодическую составляющую тока короткого замыкания от каждой ветви:
- сверхпереходная ЭДС приблеженно принимаем для системы Eс1=1 для генераторов до 100 МВт EG4G5=108 для генераторов свыше 100 МВт EG1G2G3 = EG6G7=113
Таким образом периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания:
2.2.2. Определение ударного тока короткого замыкания по формуле:
где: - ударный ток короткого замыкания
- ударный коэффициент
Определяем ударный ток короткого замыкания от каждой ветви:
- ударный коэффициент энергосистемы связанной со сборными шинами где рассматривается короткое замыкание воздушными линиями напряжением 220кВ ;
- ударный коэффициент энергосистемы связанной со сборными шинами где рассматривается короткое замыкание воздушными линиями напряжением 110кВ ;
- ударный коэффициент турбогенераторов Т3В-110-2 установленных на РУ-220кВ ;
- ударный коэффициент турбогенераторов Т3В-63-2 установленных на ГРУ-10кВ ;
- ударный коэффициент турбогенераторов Т3В-110-2 установленных на РУ-110кВ ;
Таким образом суммарный ударный ток короткого замыкания: .
2.2.3. Определение апериодической составляющей тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент разведения контактов выключателя:
Расчетное время отключения цепи выключателя принимаем приближенно так как неизвестен выключатель.
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания;
Определяем апериодическую составляющую тока короткого замыкания от каждой ветви:
где: - апериодическая составляющая тока короткого замыкания возникающая от энергосистемы С1;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания возникающая от энергосистемы С2;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания возникающая от турбогенераторов Т3В-110-2 установленных на РУ-220кВ;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания возникающая от турбогенераторов Т3В-63-2 установленных на ГРУ-10кВ;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания возникающая от турбогенераторов Т3В-110-2 установленных на РУ-110кВ;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от энергосистемы С1 ;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от энергосистемы С2 ;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от турбогенераторов Т3В-110-2 установленных на РУ-220кВ ;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от турбогенераторов Т3В-63-2 установленных на ГРУ-10кВ ;
Таким образом суммарная апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
ia=++++=0054+001+385+116+0702=578 кА
3.2.4. Определение периодической составляющей тока короткого замыкания от элементов схемы в момент разведения контактов выключателя:
Определим периодическую составляющую тока короткого замыкания от каждой ветви.
Так как энергосистема является источником бесконечной мощности следовательно ток КЗ энергосистемы остается постоянным:
Определим являются ли турбогенераторы установленные на РУ-220кВ источниками бесконечной мощности:
Номинальный ток генерирующей ветви по отношению к точке КЗ:
) следовательно (7.44)
Следовательно турбогенераторы являются источниками конечной мощности. Тогда:
где: - коэффициент затухания периодической составляющей тока короткого замыкания определяемый по типовым кривым.
Определяем являются ли турбогенераторы установленные на ГРУ-10кВ источниками бесконечной мощности:
) следовательно (7.47)
Определяем являются ли турбогенераторы установленные на РУ-110кВ источниками бесконечной мощности:
Следовательно турбогенераторы являются источниками бесконечной мощности. Тогда:
Таким образом суммарная периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя:
Рассчитанные токи короткого замыкания занесем в таблицу 7.7.
3. Расчет токов короткого замыкания в точке К2
3.1 Схема замещения электростанции для короткого замыкания в точке К2
Рисунок 7.3.1. Схема замещения ТЭЦ при коротком замыкании на шинах
Преобразуем схему используя предыдущие преобразования (пункт 7.2.1)
) определяем эквивалентное сопротивление сложив параллельно те сопротивления которые надо перебросить в точку КЗ:
) определяем переносимые сопротивления в точку короткого замыкания с учетом коэффициентов участия:
Рисунок 7.3.2. Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шинах РУ-110кВ.
Получившиеся токи короткого замыкания приведены в таблице 7.7.
4. Расчет токов короткого замыкания в точке К3.
Используем предыдущие преобразования (пункт 7.2.1.).
5.1. Схема замещения электростанции для короткого замыкания в точке К3.
Рисунок 7.5.1.Упрощенная схема замещения.
) определяем переносимые сопротивления в точку короткого замыкания.
Приведем схему замещения к виду:
Рисунок 7.4.1 Итоговая схема замещения при КЗ на шинах ГРУ-10 кВ.
Рассчитанные токи короткого замыкания приведены в таблице 7.7.
5. Расчет токов короткого замыкания в точке К4
Используем предыдущие преобразования (пункт 7.2.1.):
Рисунок 7.5.1. Упрощенная схема замещения.
) определяем переносимые сопротивления в точку короткого замыкания:
Рисунок 7.6.2. Итоговая схема замещения при коротком замыкании на выводах генератора Т3В-110-2.
6. Расчет токов короткого замыкания в точке К5
6.1.Преобразование схемы замещения электростанции для короткого замыкания в точке К5.
Схема замещения электростанции при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд представлена на рисунке 7.6.1.
Рисунок 7.6.1 – Схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд.
Определяем сопротивление трансформатора собственных нужд:
Преобразуем схему используя предыдущие преобразования:
Объединим источники разной мощности (C2G1G2G4G5G6G7) в одну генерирующую ветвь:
) для каждой генерирующей ветви определяем коэффициент участия:
В результате получаем следующую схему замещения:
Рисунок 7.6.2. Упрощенная схема замещения.
Объединим все источники в одну генерирующую ветвь так как точка КЗ связано с источниками через два коэффициента трансформации.
Рисунок 7.7.2 – Итоговая схема замещения при коротком замыкании на шине в системе собственных нужд
7.2. Расчет токов короткого замыкания.
Определяем базисный ток:
) Определяем периодическую составляющую тока короткого замыкания от элементов схемы замещения в момент начала короткого замыкания:
- периодическая составляющая тока короткого замыкания в начальный момент времени возникающая под действием энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь;
- сверхпереходная ЭДС энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь .
- периодическая составляющая тока короткого замыкания в начальный момент времени возникающая под действием электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание;
- суммарная мощность электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло КЗ при этом в учебном проектировании принимаем что суммарная мощность электродвигателей равна мощности трансформатора собственных нужд: ;
- номинальное рабочее напряжение электродвигателей .
Таким образом периодическая составляющая тока короткого замыкания в начальный момент времени:
) Определяем ударный ток короткого замыкания:
- ударный коэффициент энергосистемы и всех турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь .
- ударный коэффициент электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание .
Таким образом суммарный ударный ток короткого замыкания:
)Определяем апериодическую составляющую тока короткого замыкания:
Расчетное время отключения цепи принимаем равной .
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от энергосистемы и турбогенераторов установленных на электростанции объединенных в одну генерирующую ветвь .
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от электродвигателей подключенных к секции шин собственных нужд где произошло короткое замыкание .
Таким образом суммарная апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент размыкания контактов выключателя:
Определяем периодическую составляющую тока короткого замыкания в момент времени .
Так как энергосистема и все турбогенераторы установленные на электростанции объединенные в одну генерирующую ветвь являются источником бесконечной мощности тогда:
где: - постоянная времени затухания периодической составляющей тока короткого замыкания от электродвигателей.
Таким образом суммарная периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент размыкания контактов выключателя:
7. Составление таблицы токов короткого замыкания.
Таблица 7.7. Расчетные токи короткого замыкания
Наименование точки короткого замыкания
Наименование генерирующей ветви
Шины собственных нужд
ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ
Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения цепи в любых режимах.
К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:
)надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;
)быстрота действия то есть наименьшее время отключения;
)пригодность для автоматического повторного включения;
)возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110кВ и выше;
) удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;
)взрыво- и пожаробезопасность;
) удобство транспортировки и обслуживания.
В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна перетокам мощности через трансформатор.
1. Выбор выключателей и разъединителей в цепях РУ-220кВ
На РУ-220кВ самым мощным присоединением является блок трансформатор – генератор. Следовательно выключатель и разъединитель будут выбираться по этой цепи.
На данной электростанции РУ высокого напряжения выполняется открытого типа так как потребитель не является химически агрессивным.
Выбираем выключатель по следующим условиям:
Вычисляем номинальный и максимальный ток в цепи:
SНТ – мощность проходящая через трансформатор.
1.1. Выбор выключателя
Выбираем выключатель ВГУ-220-4031500. (данные из сайта (1))
ВГУ-220-403150 – выключатель элегазовый предназначенный для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением 220 кВ для эксплуатации в открытых и закрытых распределительных устройствах и в районах с умеренным и холодным климатом.
Проверяем выбранный выключатель по следующим условиям:
) по току отключения:
- номинальный ток отключения выключателя;
- периодическая составляющая тока короткого замыкания;
Условие выполняется.
) на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
- номинальная апериодическая составляющая тока короткого замыкания которую может отключить выключатель;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент размыкания контактов выключателя;
где: – нормированное процентное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания (паспортные данные выключателя).
) на электродинамическую устойчивость:
где: - ток динамической стойкости выключателя
- ударный ток короткого замыкания;
) на термическую устойчивость:
Bк.доп. - допустимый тепловой импульс
IT- ток термической стойкости выключателя IT =50 кА
tT - время протекания тока термической стойкости tT =3 с.
Bк.рассч. - расчетный тепловой импульс
- периодическая составляющая тока короткого замыкания в начальный момент времени;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания принимаем .
где: - время срабатывания защиты принимаем
- время отключения выключателя;
Выбранный выключатель ВГУ-220-403150 удовлетворяет всем условиям.
1.2. Выбор разъединителей.
Разъединители выбираются в тех же цепях и по тем же условиям что и выключатели:
Выбираем разъединитель РДЗ-2201000Н УХЛ 1.
Разъединитель РДЗ-2201000Н УХЛ 1 предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока с созданием видимого разрыва а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей:
Выбранные разъединители проверяются по токам короткого замыкания только по двум условиям:
Выбранный выключатель и разъединитель проходят по всем проверенным условиям.
2. Выбор выключателей и разъединителей в цепях РУ-110кВ
На РУ-110кВ самым мощным присоединением является блок трансформатор – генератор. Следовательно выключатель и разъединитель будут выбираться по этой цепи. Используем формулы предыдущего раздела:
2.1. Выбор выключателей
Выбираем выключатель по условиям (8.1):
Выбираем выключатель ВГУ-110-453150. (данные из сайта (1))
ВГУ-110-453150 – выключатель элегазовый предназначенный для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110 кВ для эксплуатации в открытых и закрытых распределительных устройствах в районах с умеренным и холодным климатом.
где: - время срабатывания защиты;
Выбранный выключатель ВГУ-110-453150 удовлетворяет всем условиям.
2.2. Выбор разъединителей.
Выбираем разъединитель РДЗ-1101000Н УХЛ 1.
Разъединитель РДЗ-1101000Н УХЛ 1 предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока с созданием видимого разрыва а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей:
3. Выбор выключателей и разъединителей на ГРУ-10кВ
На ГРУ-10кВ самым мощным присоединением является генератор. Следовательно выключатель и разъединитель будут выбираться по этой цепи. Используем формулы предыдущих разделов.
SНГ –номинальная полная мощность генератора.
3.1. Выбор выключателей
Выбираем выключатель МГУ-20-909500У3.
МГУ-20-909500У3 – выключатель маломасляный усиленный по скорости восстановления напряжения предназначенный для установки в цепи мощных генераторов и рассчитан на ток до 9500 А с электромагнитным приводом. Гашение дуги происходит маслом а изоляция токоведущих частей устройства осуществляется фарфором.
Проверяем по наибольшему току КЗ протекающему через выключатель.
Если выключатель по первому условию проходит а по второму нет то выполняем проверку по полному току.
где: - ток динамической стойкости выключателя;
IT- ток термической стойкости выключателя IT =90 кА
tT - время протекания тока термической стойкости tT =4 с.
где: - время срабатывания защиты для цепи генератора ;
- время отключения выключателя .
Выбранный выключатель МГУ-20-909500У3 удовлетворяет всем условиям.
3.2. Выбор разъединителей.
Разъединители выбираются в тех же цепях и по тем же условиям (8.1) что и выключатели:
Выбираем разъединитель РРЧЗ-1а-206300МУ3.
Разъединитель РРЧЗ-1а-206300МУ3 предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока с созданием видимого разрыва а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей:
4. Выбор выключателей и разъединителей в цепях линии 10кВ
В линиях 10кВ устанавливается комплектное распределительное устройство К – 98 в состав которого входит выключатель разъединитель измерительный трансформатор тока и напряжения.
где: - номинальной ток цепи линии в которой устанавливается выключатель;
- максимальный ток цепи линии в которой устанавливается выключатель то есть ток послеаварийного или ремонтного режима при условии отключения одной линии;
- мощность отдаваемая потребителю с шин ГРУ;
Выбираем вакуумный выключатель ВВТЭ-10-20630УХЛ2 встраиваемый в ячейку комплектного устройства К – 98.
Так как данный выключатель не проходит по токам короткого замыкания то необходимо установить сдвоенный реактор.
Реактор выбирается по следующим условиям:
где: - номинальный ток одной ветви реактора;
- максимальный ток протекающий в одной ветви реактора.
- номинальное сопротивление реактора;
Результирующее сопротивление до точки короткого замыкания:
Сопротивление цепи до точки короткого замыкания необходимое для ограничения тока КЗ:
Тогда требуемое сопротивление реактора:
Выбираем сдвоенный реактор РБС-10-2x1000-028.
Результирующее сопротивление цепи с учетом реактора:
Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ:
Проверяем выбранный реактор:
) на ограничение тока короткого замыкания:
) на электродинамическую стойкость:
Так как мы не учитываем активные сопротивления то будем считать что действительный ударный ток меньше на 10%.
) на термическую стойкость:
) на потерю напряжения в нормальном режим:
где и (коэффициент связи) (8.59)
) На остаточное напряжение на шинах ГРУ:
Выбранный реактор и выключатель удовлетворяет всем проверенным условиям.
Выбор разъединителей не производим так как они встроены в ячейку КРУ-98.
5. Выбор выключателей в цепях системы собственных нужд
В системе собственных нужд выключатель выбираем встраиваемый в комплектное распределительное устройство. Данный выключатель выбираем в цепи отпайки для собственных нужд от генератора Т3В-110-2 установленного в блочной части электрической станции.
В системе собственных нужд устанавливаем вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10-201600У3 встраиваемый в ячейку комплектного распределительного устройства К-ХХVI.
Найдем номинальный и максимальный ток в цепи:
- номинальная мощность трансформатора собственных нужд;
- номинальное напряжение на шине собственных нужд.
Условия выполняются.
Выбранный выключатель проверяем по условиям:
)По току отключения:
где: - номинальный ток отключения выключателя ;
- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент размыкания контактов выключателя.
)на возможность отключения апериодической составляющей:
где: - номинальная апериодическая составляющая тока короткого замыкания которую может отключить выключатель;
– нормированное процентное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания из графика находим .
IT- ток термической стойкости выключателя IT =20 кА
Bк.рассч. - расчетный тепловой импульс.
где: - время срабатывания защиты
Выбор разъединителей не производим так как они встроены в ячейку КРУ К-ХХVI.
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ
В пределах учебного проектирования измерительные трансформаторы тока выбираются в тех же цепях где выбирались выключатели.
1. Выбор измерительных трансформаторов тока на РУ-220кВ
На распределительном устройстве 220кВ принимаем к установке трансформатор тока TG 245.
Проведем проверку выбранного трансформатора по условиям выбора:
где: - номинальное рабочее напряжение первичной обмотки трансформатора тока ;
- номинальный рабочий ток первичной обмотки трансформатора тока ;
- номинальной и максимальный ток цепи РУ-220 кВ. (было вычислена ранее).
Проведем проверку трансформатора по условиям:
(была вычислена ранее)
) на динамическую устойчивость:
) на вторичную нагрузку:
Так как индуктивное сопротивление приборов проводов во вторичной обмотке мало по сравнению с активным то будем считать:
где: - допустимая вторичная нагрузка
- расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке.
где: - сопротивление приборов подключенных во вторичной обмотке;
- сопротивление контактов во вторичной обмотке;
- сопротивление проводов во вторичной обмотке.
Для определения составим таблицу:
Таблица 9.2 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора тока на РУ-220кВ
Наименование прибора
Потребляемая мощность прибора
где: - суммарная мощность потребляемая приборами установленными во вторичной обмотке трансформатора тока;
- номинальный ток протекающий во вторичной обмотке трансформатора тока .
При расчете считаем что . Следовательно:
Определяем сечение провода:
где: - площадь сечения провода;
- расчетная длина провода определяется по [1 с. 301] ;
- удельное сопротивление провода так как мощность генератора более 100 МВт применяем медные провода .
Округляем до ближайшего стандартного значения:
Определив рассчитаем :
2. Выбор измерительных трансформаторов тока на РУ-110кВ
На распределительном устройстве 110кВ принимаем к установке трансформатор тока TG 145.
- номинальной и максимальный ток цепи РУ-110 кВ. (было вычислена ранее).
где: - сопротивление приборов подключенных ко вторичной обмотке;
- сопротивление контактов во вторичной обмотке; =005Ом
Таблица 9.2 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора тока на РУ-110кВ
- расчетная длина провода определяется по [1 стр. 301] ;
3. Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Измерительные трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую систему шин а если она секционирована то на каждую секцию.
3.1.Выбор измерительного трансформатора напряжения на РУ-220кВ
На РУ-220кВ принимаем к установке измерительный трансформатор напряжения НКФ-220-58У1.
где: - номинальное напряжение первичной обмотки измерительного трансформатора напряжения.
) по схеме соединения:
Данный измерительный трансформатор напряжения выполняется в однофазном исполнении 1 1 1 – 0 – 0. Таким образом из группы измерительных трансформаторов напряжения НКФ-220-58У1 можно собрать схему соединения:
) по вторичной нагрузке:
где: - допустимая мощность потребляемая приборами которые установлены во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения .
- мощность потребляемая приборами которые установлены во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения.
Таблица 10.1 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку ТН на РУ-220кВ
.мощность одной катушки ВА
Регистрирующие приборы
Суммирующий ваттметр
Приборы синхронизации
Счетчик активной мощности
Счетчик реактивной мощности
3.2. Выбор измерительного трансформатора напряжения на РУ-110кВ
На РУ-110кВ принимаем к установке измерительный трансформатор напряжения НКФ-110-83У1.
Данный измерительный трансформатор напряжения выполняется в однофазном исполнении 1 1 1 – 0 – 0. Таким образом из группы измерительных трансформаторов напряжения НКФ-110-83У1 можно собрать схему соединения:
) по вторичной нагрузке:
Потреб. мощность одной катушки
3.3. Выбор измерительного трансформатора напряжения на
На ГРУ-10кВ принимаем к установке измерительный трансформатор напряжения 3НОЛ-06-10 У3.
Данный измерительный трансформатор напряжения выполняется в однофазном исполнении 1 1 1 – 0 – 0. Таким образом из группы измерительных трансформаторов напряжения 3НОЛ-06-10 У3 можно собрать схему соединения:
)Для определения S2РАСЧ составляем таблицу.
Таблица 9.3.-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения на ГРУ-10кВ
Наимено-вание прибора
Секции шин генератор. напряжения
Вольтметр для измерения междуфаз. U
Вольтметр для измерения 3-х фаз. U
Трансформатор связи (НН)
Для 3НОЛ-06-10 У3 S2НОМ.TV = 150ВА
Устанавливаем по одному на каждую секцию.
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Основное электрическое оборудование станций и аппараты в этих цепях (выключатели разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
В данном курсовом проекте нашей задачей в этом разделе является выбрать шины и ошиновку РУ-220кВ РУ-110кВ и ГРУ-10кВ; комплектные токопроводы для генераторов установленных на электростанции.
1. Выбор комплектного токопровода для генераторов Т3В-63-2
От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом. Принимаем к установке токопровод ТЭКН – 207800. .
Выполняем проверку токопровода:
2. Выбор комплектного токопровода для генераторов Т3В-110-2
Принимаем к установке комплектный пофазно-экранированный токопровод типа ТЭНЕ-20-10000-300 с .
3. 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 и с сечением 2400 . . С учетом поправочного коэффициента на температуру 094: .
) Проведем проверку сборных шин на термическую стойкость:
Минимальное сечение по условию термической стойкости:
)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.
4. Выбор сборных шин на РУ-220кВ
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равной току наиболее мощного присоединения в данном случае блока трансформатор - генератор:
где: - номинальной ток цепи блока трансформатор - генератор в которой устанавливается выключатель;
- максимальный ток цепи блока трансформатор - генератор.
- номинальное напряжение на РУВН .
Принимаем к установке АС 40022 .
Проверка шин на схлестывание не производится так как . (10.13)
Проверка шин на термическое действие тока короткого замыкания не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проведем проверку по условиям коронирования. Проведем проверочный расчет:
Начальная критическая напряженность:
Напряженность вокруг провода:
Таким образом выбранный провод по условиям короны проходит.
5. Выбор сборных шин на РУ-110кВ
Принимаем к установке АС-50027 .
Проверку шин на схлестывание не производим так как .
Проверка шин на термическое действие тока КЗ не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Выполним проверку по условиям коронирования:
Таким образом провод АС 50027 по условиям короны проходит.
6. Выбор ограничителей перенапряжения
Выбор ограничителей перенапряжения на 110кВ.
Согласно напряжению установки 220 кВ выбираем ограничитель напряжения типа ОПН-110 УХЛ который удовлетворяет условию:
Согласно напряжению установки 110 кВ выбираем ограничитель напряжения типа ОПН-110 УХЛ который удовлетворяет условию:
Выбор ограничителей перенапряжения на 10кВ.
Согласно напряжению установки 10 кВ выбираем ограничитель напряжения типа ОПН-10 ХЛ который удовлетворяет условию:
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Согласно ПУЭ при напряжении 10кВ на станции сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ); при напряжении 35кВ 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 и РУ-110кВ выполнены открытыми 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 220кВ принимаю конструкцию открытого распределительного устройства 220кВ 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 ОРУ – 110кВ
ОРУ – 110кВ с двумя рабочими системами шин и одной обходной системой шин выполнено с использованием железобетонных конструкций. Рабочие системы шины примыкают друг к другу а обходная система шин отнесена за линейные порталы. Выводы к трансформаторам пересекают обе рабочие системы шин что снижает надежность работы. Выключатели устанавливаются в один ряд. Перед выключателями имеется автодорога для проезда ремонтных механизмов провоза оборудования. Соединение между выключателями трансформаторами тока над проездом выполнено жёсткой ошиновкой. Во всех цепях установлены однополюсные двухколонковые разъединители. Под внутренней рабочей системой шин принято асимметричное (килевое) расположение разъединителей.
2. Конструкция ГРУ – 10кВ
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.
В данном курсовом проекте произведен расчет ТЭЦ-720 МВт по наиболее экономичному варианту схемы. Выбрано основное оборудование и рассчитано количество линий выбрана схема РУ. Генераторы выбраны современные генераторы 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.
А также был произведен выбор ОПН изоляторов схемы питания собственных нужд ТЭЦ и выбор трансформаторов собственных нужд.
Выбор современного оборудования позволяет повысить суммарный КПД надёжность и экономичность работы электростанции а так же улучшить экологические показатели процесса производства электроэнергии.
В графической части приведены схема электрическая принципиальная ТЭЦ-720 МВт разрез ячейки ОРУ-220 кВ.
Л.Д. Рожкова Л.К. Карнеева. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ. сред. проф. образования
М.: Издательский центр «Академия» 2004. – 448с.
Электрооборудование станций и подстанций (справочные материалы) Под ред. Б.Н. Неклепаева. – Москва: Энергия 1978.
Нормы технического проектирования.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для ВУЗов – М.: «Энергоатомиздат» 1989.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Москва: «Энергоатомиздат» 1987. – 648с.
Руководящие указания по расчёту токов коротких замыканий выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания 1-я редакция Главтехуправление Минэнерго СССР – МЭИ 1975.
Смирнов А.Д. Антипов К.М. Справочная книжка энергетика – М.: «Энергия» 1987. 336с.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» Уфимск. авиац. тех. ун-т.: Сост. Т.Ю.Волкова Г.М. Юлукова. 2004.

ОРУ 220.cdw

ТЭЦ 720.cdw

Перечень элементов2мой.cdw