Тэц-520 мвт

Спецификация.spw

ору 110м.cdw

ТЭЦ-520.cdw

Схема электрическая принципиальная
Полная принципиальная

ТЭЦ 520.docx

СОСТАВЛЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОГО ОБЪЕКТА9
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ11
1. Выбор генераторов11
2. Выбор трансформаторов для варианта №115
3. Выбор трансформаторов для варианта №219
ПЕРЕТОКИ МОЩНОСТЕЙ 23
РАСЧЕТ ЧИСЛА ЛИНИЙ24
ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ26
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ
1. Расчет капитальных затрат для варианта №130
2. Расчет капитальных затрат для варианта №232
3. Сравнение вариантов33
СХЕМА ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД34
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ37
1. Расчет токов КЗ для т. К141
2. Расчет токов КЗ для т. К244
3. Расчет токов КЗ для т. К346
4. Расчет токов КЗ для т. К447
5. Расчет токов КЗ для т. К548
ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ50
1. Выбор выключателей на напряжении 220 кВ52
2. Выбор выключателей на напряжении 110 кВ53
3. Выбор выключателя в цепи генератора Т3В-6355
4. Выбор выключателей на напряжении 10 кВ56
5. Выбор выключателя в ветви реактора59
6. Выбор выключателей в схеме СН60
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА63
1. Выбор трансформаторов тока на напряжении 220 кВ64
2. Выбор трансформаторов тока на напряжении 110 кВ66
3. Выбор трансформаторов тока на напряжении 10 кВ68
4. Выбор трансформаторов напряжения на напряжении 220 кВ69
5. Выбор трансформаторов напряжения на напряжении 110 кВ70
6. Выбор трансформаторов напряжения на напряжении 10 кВ72
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ74
1. Выбор токопроводов74
2. Выбор токоведущих частей на напряжении 220 кВ76
3. Выбор токоведущих частей на напряжении 110 кВ77
4. Выбор токоведущих частей для 10 кВ78
5. Выбор изоляторов80
5.1. Выбор изоляторов 220кВ80
5.2. Выбор изоляторов 110кВ.81
5.3. Выбор изоляторов 10кВ.81
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ83
1. Конструкция ОРУ 220 кВ83
2. Конструкция ОРУ 110 кВ84
3. Конструкция ГРУ 10 кВ84
Данный курсовой проект состоит из пояснительной записки оформленной на листах формата А4 и графической части выполненной на двух листах формата А1.
В задании курсового проекта предложено рассчитать и спроектировать тепло электроцентраль 520МВт.
Для заданной ТЭЦ составили два варианта структурных схем. Затем произведен выбор основного оборудования: генераторов блочных трансформаторов и трансформаторов связи. Далее было подсчитано количество линий каждого РУ.
Согласно произведённому подсчёту нагрузок собственных нужд станции был выбран трансформатор собственных нужд.
На основе вычисленных значений токов короткого замыкания из каталогов предприятий было выбрано и проверено остальное оборудование: выключатели разъединители измерительные трансформаторы тока и напряжения. Также были выбраны и проверены токоведущие части РУ.
На основе выбранных схем РУ была сделана полная принципиальная схема станции.
Энергетика - одна из ведущих отраслей народного хозяйства нашей страны охватывающая энергетические ресурсы выработку преобразование передачу и использование различных видов энергии.
Народному хозяйству требуется в основном два вида энергии – электрическая и тепловая которые и призвана производить современная энергетика. Все основные достижения современной техники неразрывно связаны с применением электрической энергии самым широким образом электричество используется в быту.
Для организации рационального электроснабжения страны большое значение имеет теплофикация являющаяся наиболее совершенным методом централизованного теплоснабжения и одним из основных путей повышения тепловой экономичности электроэнергетического производства. Под термином «теплофикация» понимается централизованное теплоснабжение на базе комбинированной т. е. совместной выработки тепловой и электрической энергии. В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода теплоэнергоснабжения когда электрическая энергия вырабатывается на электростанции.
Практически невозможно представить жизнь деятельность современного человека без электроэнергии широко используемой в промышленности для технологических нужд и привода машин для телефонной и радиосвязи для питания двигателей электропоездов и трамваев для водоснабжения и орошения земель для получения холода и тепла – всего и не перечислить.
Все более широкое применение электроэнергии во всех сферах деятельности человека объясняется замечательными её свойствами: способностью превращения в другие виды энергии – механическую тепловую световую звуковую; возможностью деления её на сколь угодно малые части и концентрации в колоссальных количествах; возможностью передачи практически на любые расстояния что позволило территориально электрические станции вырабатывающие электроэнергию и ее потребителей.
Поставщиками электрической энергии (мощности) Российской Федерации за9месяцев 2002года было поставлено наФОРЭМ 2148 млрд. кВтч электроэнергии посреднеотпускному тарифу 3293 руб.МВтч насумму 8486 млрд. руб. Посравнению с9месяцами 2001года поставка внатуральном выражении снизилась на1% втовремя как встоимостном выражении еерост составил14%. Посравнению спрошлым годом снизилась выработка тепловых электростанций (с 643 млрд кВтч в2001г. до 619 млрд. кВтч за2002г.) что составило4% при этом стоимость товарной продукции данной группы поставщиков электроэнергии выросла на6%. Рост стоимости электроэнергии поставляемой ГРЭС вомногом обусловлен увеличением стоимости топливной составляющей.
Большую роль в получении электрической энергии играют ТЭС. Тепловая электростанция согласно ГОСТ 23875–88 это электростанция преобразующая химическую энергию топлива вэлектрическую энергию или электрическую энергию итепло. Этот вид электростанции является наиболее распространенным в нашей стране из-за того что стране требуется не только электрическая энергия но и тепловая.
Есть и недостаток в использовании этих электростанций это загрязнение окружающей среды. Тепловые электростанции сжигающие значительное количество топлива являются одним из крупных источников загрязнения атмосферы так как кроме основных продуктов горения углерода и водорода СО2 и Н2О не являющихся токсичными выбрасывают золу окислы серы SО2 и SО2 окислы азота NО и NО2 некоторые фтористые соединения и др.
Чтобы защитить атмосферу от вредных выбросов ТЭС на ней осуществляют:
-предварительную очистку топлива от вредных примесей – золы и серы;
-очистка дымовых газов от золы окислов серы и азота;
-рассеивание дымовых газов через высокие трубы;
комплексное энерготехнологическое использование топлива обеспечивающее уменьшение вредных выбросов.
Составление 2-х вариантов структурных
схем проектируемой станции
Рисунок 1.1 – Структурная схема (1 вариант)
Согласно заданию с ГРУ-10 выдается 45 МВт поэтому к ГРУ присоединяем три генератора мощностью 63 МВт каждый. С шин РУСН 110кВ выдается 170 МВт.
Согласно НТП устанавливаем два параллельно работающих автотрансформатора мощность которых должна быть достаточной для выдачи в энергосистему избыточной мощности с шин ГРУ в период минимальной нагрузки потребителя.
Сразу на энергосистему по ВЛ 220кВ работают 3 генератора мощностью 110МВт в блоках с трансформаторами.
ГРУ-10 и РУ-110 согласно НТП связываются двумя параллельно работающими автотрансформаторами которые имеют РПН.
Рисунок 1.2 – Структурная схема (вариант №2)
На этом варианте схемы на энергосистему на шины РУ-220 работает 2 генератора мощностью 160МВт.
На РУ-110 энергия подается двумя генераторами мощностью 110МВт.
Связь РУ-110 и ГРУ-10 согласно НТП осуществляется при помощи трансформаторов связи с РПН.
Связь РУ-220 и РУ-110 осуществляется параллельно работающим автотрансформатором который имеет РПН.
Выбор основного оборудования
1 Выбор генераторов.
Для заданной станции выбираем генераторы новой серии Т3В. В первом и втором вариантах структурных схем выбираем генераторы Т3В-63-2 и Т3В-110-2.
В турбогенераторах Т3В применяются только негорючие материалы а водород и масляные уплотнения вала отсутствуют. Для смазки подшипников допускается как турбинное масло так и негорючая жидкость ОМТИ. В связи с этим конструкция генератора взрыво- и пожаробезопасна.
Водяное охлаждение вместо водородного уменьшает температуру обмоток и конструктивных элементов а также сечений каналов для охлаждающего агента в проводниках обмотки возбуждения ротора снижает электрические потери в них и потери на циркуляцию охлаждающего агента. Возможность увеличения линейных нагрузок плотностей тока и индукции позволяет при уменьшении объема и соответственно массы генератора обеспечить высокие эксплуатационные показатели – КПД и устойчивость маневренность запасы мощности по нагреву расширение диапазона допустимых режимов работы.
Полное водяное охлаждение повышает надежность турбогенератора вследствие отсутствия масляных уплотнений вала вентиляторов и встроенных в статор газоохладителей; снижения требований по газоплотности корпуса; уменьшения нагрева изоляционных материалов и соответственно повышения их долговечности; упрощения конструкции отдельных узлов и деталей.
Основной особенностью турбогенераторов Т3В является «самонапорная» система охлаждения ротора в которой отсутствуют гидравлические связи обмотки ротора с валом включающие множество стальных и изоляционных трубок уплотнений и высоконагруженных паяных соединений определяющих недостаточную надежность конструкцию роторов с подачей воды через вал («напорная» система).
Концы катушек (из трубчатой меди) обмотки ротора выведены за торец лобовой части. Для преодоления гидравлического сопротивления каналов обмотки используется центробежная сила воды заливаемой свободной струей во вращающийся напорный коллектор и сбрасываемый на большем диаметре в сливную камеру торцевого щита статора. Попадание воды в подбандажное пространство ротора и в статор исключается так как концы катушек их соединения с напорным и сливным коллекторами и сами коллекторы вынесены по оси ротора за бандажные кольца и все возможные утечки воды отбрасываются центробежной силой в общий водосборник.
Для устойчивой работы в неуправляемом синхронном режиме с малым скольжением а также для конденсации высокочастотных полей и поля обратной последовательности в синхронном режиме ротор имеет полную демпферную обмотку состоящую из медных проводников уложенных под пазовые клинья и короткозамыкающих колец из двух слоев медных листов расположенных под бандажными кольцами.
Полые проводники демпферной обмотки охлаждаются водой аналогично обмотке возбуждения. Таким образом демпферная обмотка является активным охладителем стали ротора бандажных колец и воздуха в зазоре. Этим исключается необходимость вентиляторов и охладителях газа.
Аксиальное крепление бандажного кольца из коррозийно-стойкой стали на бочке ротора осуществляется с помощью внутренней гайки не создающей опасную перегрузку «носика» бандажного кольца и обеспечивающей минимальный поперечный «бой» бандажного кольца и скрепленных с ним напорного и сливного колец.
Другой особенностью конструкции турбогенераторов Т3В является применение плоских силуминовых охладителей в виде сегментов с залитыми в них змеевиками из нержавеющей стальной трубы для охлаждения активной стали сердечника статора. Такая конструкция кроме эффективного охлаждения обеспечивает высокую плотность и стабильность прессовки сердечника исключает возможность передавливания изоляционного покрытия листов активной стали наблюдающегося в турбогенераторах с газовым охлаждением под вентиляционными распорками.
Стержневая обмотка статора выполнена из транспонированных полых и сплошных медных проводников и охлаждается по традиционной схеме широко применяемой в мощных турбогенераторах отечественных и зарубежных фирм. Кроме того в турбогенераторах Т3В стяжные ребра нажимные кольца и медные экраны торцов сердечника крайние перегородки концевые части и торцевые щиты корпуса статора выводные шины охлаждаются водой. Внутренний объем генератора заполнен воздухом при небольшом избыточном давлении.
Гидрозатворы конструктивно совмещенные с напорными коллекторами обмотки возбуждения и демпферной обмоткой ротора отделяют внутреннее пространство турбогенератора от воздушного пространства машинного зала и надежно защищает внутренние элементы конструкции от загрязнения в процессе эксплуатации. Ротор обладает повышенной нагревостойкостью в несимметричных и синхронных режимах.
Оптимизированная конструкция торцевых зон сердечника статора характеризующаяся определенной геометрией скоса зубцов расшлицовкой и склейкой крайних пакетов рациональная расстановка охладителей стабильностью теплового электрического контакта медных водоохлаждаемых экранов с нажимными кольцами обеспечивают низкий уровень нагрева торцевой зоны запас мощности возможность двигательной работы в режимах с недовозбуждением.
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.
Основные характеристики турбогенераторов Т3В приведены в таблице 2.1
Таблица 2.1-Основные характеристики генераторов серии Т3В
Коэффициент мощности
Напряжение возбуждения В
Индуктивное продольное
сверхпереходное сопротивление отн. ед
2 Выбор трансформаторов для первого варианта
2.1 Выбор блочных трансформаторов
Для выбора блочных трансформаторов необходимо соблюдать условия
Определяем реактивную мощность генератора Qнг MBАр:
где РНГ - номинальная мощность генератора МВт. Паспортные данные.
cos 2г - коэффициент мощности генератора.
) Генератор Т3В-110-2
Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды РСНMBт и Qсн MBAp:
где n% - процентный расход на собственные нужды зависит от вида топлива и мощности генератора. [1. С. 416 ]
Теперь подсчитаем мощность проходящую через блочный трансформатор
По данной мощности подходит трансформатор типа: ТРДЦН-160000220.
) 160 МВА ≥ 1265 МВА.
2.2 Выбор трансформаторов связи
) Генератор Т3В-63-2
Активная мощность на собственные нужды
Найдём реактивную мощность генератора работающего на КРУ QКРУ MBАр:
Определим реактивную мощность собственных нужд QснКРУ МВАр:
Определяем суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ
где ΣРнггру - суммарная активная мощность генераторов работающих на ГРУ МВт.
Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины ГРУ Qннгру MBАр:
Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ QснгруМВАр
Найдём минимальную активную и реактивную нагрузки потребляемые с шин ГРУ:
Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы связи Sт МВА учитывая что основная мощность передается с обмотки НН;
Выбираем 2 трансформатора типа: АТДЦТН-250000220110.
) 125 МВА ≥ 891 МВА.
Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:
) Автоматическое отключение одного из трансформаторов с 40% перегрузкой второго;
Рассчитаем максимальную реактивную нагрузку потребляемую с шин ГРУ QmaxГРУ МВАр:
QmaxГРУ = PmaxГРУ (2.8)
Определяем нагрузку на трансформатор Sт МВА:
5=175 МВА ≥ 16852МВА
Трансформатор по первому аварийному режиму подходит.
) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальной нагрузке на шинах генераторного и среднего напряжения:
Рассчитаем активную и реактивную мощности двух генераторов работающих на шинах ГРУ ΣPНГГРУ(n-1)МВт; Qнггру(n-1)МВАр:
ΣPНГГРУ(n-1) = ΣPНГГРУ – PНГ63 = 189 – 63 = 126 МВт
Qнггру(n-1) = Qнггру – QНГ63 = 1418 – 4725 = 945 МВАр;
Рассчитаем нагрузку на трансформаторе Sт МВА:
По второму аварийному режиму трансформатор подходит.
3 Выбор трансформаторов для второго варианта
3.1 Выбор числа и мощности блочных трансформаторов
Для генератора Т3В-160-2
По данной мощности подходит трансформатор типа: ТДЦ-200000220
) 200 МВА ≥ 17317 МВА;
Для генератора Т3В-110-2
Найдём минимальную активную и реактивную нагрузки потребляемые с КРУ:
Рассчитаем мощность проходящую через трансформатор Sбл МВА;
По данной мощности подходит трансформатор типа: ТРДЦН-125000110.
) 125 МВА ≥ 11009 МВА.
3.2 Выбор числа и мощности трансформаторов связи
Определим реактивную мощность потребляемую с РУ-110кВ:
Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы связи Sт МВА;
Выбираем 2 трансформатора типа: АТДЦТН-63000220110.
) Режим минимального потребления с шин среднего напряжения
Qmin - минимальная реактивная мощность потребляемая с шин среднего напряжения.
По формуле 2.9 определяем:
Трансформатор по первому режиму подходит.
По второму аварийному режиму трансформатор не подходит поэтому устанавливается трансформатор АТДЦТН-250000220110.
Таблица 2.2 Технические данные трансформаторов
Напряжение обмотки кВ
Рис.3.1 Перетоки мощностей для первого варианта
Рис.3.2 Перетоки мощностей для второго варианта.4. Расчёт количества линий
1 Расчёт линий на шинах высокого напряжения.
Общее количество линий определяется по следующей формуле:
где PН.Г. – суммарная мощность всех генераторов на станции;
PС.Н. - суммарная активная мощность расходуемая на собственные нужды
Pmin - суммарная нагрузка на шинах среднего и нижнего напряжения.
P1Л - пропускная способность одной линии для 110кВ P1Л = 45 МВт для 220 кВ P1Л = 150 МВт.
Принимаем общее количество линий 220кВ равное 2 .
Так как на шинах ВН 110кВ задана тупиковая нагрузка то рассчитываем количество линий отходящих на эту нагрузку:
где Pmax110 – активная мощность выдаваемая с РУ-110 на потребителя.
Принимаем 4 тупиковые отходящие линии 110кВ.
2 Расчёт линий на шинах низкого напряжения.
Определяем количество отходящих линий по формуле:
PЛ2 – пропускная способность 1 линии МВт
для линий 10 кВ PЛ2 = 3 МВт.
nЛ.ВН = 45 3 = 15 линий. Принимаем 15 линий.
Выбор схем распределительных устройств
При выборе схем распределительных устройств руководствуются следующими требованиями предъявляемыми к ним ([1] стр.317-320):
Надёжность электроснабжения потребителей.
Схема считается экономичной если на одно присоединение приходится один выключатель.
Оперативная гибкость.
Вывод в ремонт оборудования не должен приводить к нарушению работы схемы.
Схема должна позволять проводить расширение без коренной реконструкции.
Приспособленность к проведению ремонтных работ.
Схемы 110 кВ и выше должны позволять выводить в ремонт любой выключатель без нарушения работы присоединения.
Для РУВН-220кВ и РУСН-110кВ выбирается схема с двумя рабочими системами шин и с одной обходной. Рабочие системы шин распределительного устройства не секционируются т.к. их менее 15 на каждом.
В нормальном режиме обе рабочие системы шин находятся под напряжением при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений т.е. половина присоединений зафиксирована за первой системой шин а половина за второй. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель и только половина присоединений. Шиносоединительный выключатель в нормальном режиме включён для выравнивания потенциалов по секциям шин. Каждое присоединение подключается через нормально отключенный разъединитель к обходной системе шин которая нормально без напряжения так как обходной выключатель и разъединитель в его цепях нормально отключены. Обходная система шин с обходным выключателем предназначены для вывода в ремонт любого выключателя кроме секционного без нарушения работы присоединения.
На генераторное РУ для первого варианта применим секционированную систему шин. Питание потребителей осуществляется через групповые реакторы. Предназначенные для:
- ограничения токов КЗ в линии с целью установки малогабаритных вакуумных выключателей встроенных в КРУ;
- поддержание напряжения на шинах в пределах 65% от номинального напряжения при КЗ в линии;
- уменьшение габаритов ГРУ за счёт уменьшения количества присоединений к линиям.
Рис.5.1 Схема для 1-го варианта
Рис.5.2 Схема для 2-го варианта
Технико-экономическое сравнение двух вариантов
Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат которые для каждого варианта определяется по формуле:
где K - капитальные затраты. Учитывают стоимость оборудования тыс.руб;
PН - нормативный коэффициент эффективности. В энергетике PН =012;
C - эксплуатационные расходы которые определяются по формуле:
где C1 - стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах тыс.руб;
C2 + C3 - амортизационные расходы расходы на ремонт заработную плату которые определяются по формуле:
C2 + C3 =8 9 %К(5.3)
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:
где - стоимость 1 КВт ч. Принимаем = 12 руб(КВт ч);
W – потери электроэнергии в трансформаторе зависящие от перетока мощности через трансформатор кВт.
Для двухобмоточного трансформатора:
ΔW=ΔPх·t+05·ΔРк в-н· (5.5)
где Рхх – потери энергии в трансформаторе при х.х. кВт;
Ркз – потери энергии в трансформаторе при к.з. кВт;
Sн.т - номинальная мощность трансформатора МВА;
- число часов максимальных потерь. Определяется из рис. 5.5 [1] стр. 328. =3500 ч.
t - число часов работы трансформатора в году. Принимаем t=8760 ч.
Подсчитаем затраты по 2-м вариантам. Для этого составим таблицу в которую внесём только те элементы которыми отличаются 2 варианта.
Таблица 6.1 Технико-экономическое сравнение двух вариантов
Ячейка выключателя 220 кВ
Ячейка генераторного выключателя
Секционный выключатель с реактором
Итого: Вариант 1 - 1100064 тыс.руб.
Вариант 2 - 1006440 тыс.руб.
1 Расчёт для первого варианта
Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах W1 кВт ч:
t – число часов работы трансформатора в году ч;
Pкз – потери при коротком замыкании в трансформаторе кВт;
Sном – номинальная мощность трансформатора МВА;
– число часов максимальных потерь. Зависит от числа часов использования максимума нагрузки для cos = 09.
Для ТРДЦН-160000220:
W1 = 8000 + 525 =26421211 кВт ч;
Определяем потери в трансформаторе АТДЦТН-250000220110 по формуле (5.5):
ΔW2=ΔPх·t+05·ΔРк в-н·
Общие потери в трансформаторах:
W = 26421211*3 + 2*= 109585487 кВт ч
Определим эксплуатационные затраты С тыс.руб.:
С1 – стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах руб.кВт ч:
где – стоимость одного кВт ч (12 руб.кВт ч)
С1 = 109585487 = 1315025844 руб.;
С2+ С3 – расходы на ремонт амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат руб.
С2+ С3 = 86% 1100064 =896055 тыс.руб;
С = С1 + С2+ С3 = 915026+ 896055 =9816522 тыс.руб.
Подсчитаем затраты З руб.:
где Рн = 012 – нормативный коэффициент эффективности
З1 = 1100064 + 9816522 = 2301729тыс.руб.
2 Расчёт для второго варианта
Рассчитаем потери на блочных трансформаторах W1 кВт ч.
W1 = 8000 + 580 =3937113 кВт ч;
W2 = 8000 + 580 =3937113 кВт ч;
W3 = 8000 + 400 =2034863 кВт ч;
Определяем потери в трансформаторе АТДЦТН-250000220110:
Общие потери в трансформаторах
W=3937113·2+2034863·2+117557414=1311952614 кВт ч
Эксплуатационные затраты С руб.:
С1 =12· 1311952614 = 1574343137 руб
С2+ С3 = 1006440= 9770734 тыс. руб;
С = С1 + С2+ С3 = 1574343+ 9770734= 11345077 тыс.руб.
З2 = 1006440 + 11345077 = 23422357 тыс.руб.
3 Сравнение вариантов
R = - разница %(6.6)
Затраты на обслуживание по второму первому меньше на 17% чем по второму. Поэтому дальнейшие расчёты будем производить по первому варианту структурной схемы.
Схема питания собственных нужд
Для обеспечения технологического процесса работы станции необходимо запитывать потребителей собственных нужд: электродвигатели освещение отопление и т.д. Для этого на станции сооружаются два РУ собственных нужд: 6кВ и 04кВ.
Согласно НТП питание собственных нужд в блочной части осуществляется отпайкой с выводов генератора через понижающие трансформаторы.
Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям:
Для генератора Т3В-110-2 принимаем трансформатор типа: ТДНС– 1600010:
Для генератора Т3В-63-2 принимаем трансформатор типа: ТМ-630010:
Таблица 7. Параметры трансформаторов собственных нужд
1.2 Выбор резервных трансформаторов
Рабочая секция собственных нужд связана через нормально отключенный выключатель с резервной магистралью.
Питание на резервную магистраль подается от резервного источника при этом их количество зависит от числа блоков.
Согласно НТП использование обмотки третичного напряжения автотрансформаторов связи в качестве источника резервного питания собственных нужд допускается поэтому устанавливаем 2 резервных трансформатора собственных нужд.
В качестве резервных трансформаторов собственных нужд выбираем ТДНС-1600010.
Рис.7.1 Схема собственных нужд
РАСЧЕТ СИММЕТРИЧНЫХ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Коротким замыканием называется нарушение нормальной работы электрической установки вызванное замыканием фаз между собой а так же замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями.
Для обеспечения надежной работы энергосистем и предотвращения повреждений оборудования при КЗ необходимо быстро отключать поврежденный участок что достигается применением устройств релейной защиты с минимальными выдержками времени и быстродействующих отключающих аппаратов – выключателей. Немаловажную роль играют устройства АРВ и быстродействующей форсировки возбуждения (УБФ) синхронных генераторов при КЗ благодаря чему меньше понижается напряжение в различных звеньях сети а после отключения КЗ напряжение быстрее восстанавливается до нормального.
К мерам уменьшающим опасность развития аварий относятся:
Выбор рациональной схемы сети правильный выбор аппаратов по условиям КЗ применение токоограничивающих устройств и т.п.
Для осуществления указанных мероприятий необходимо уметь определять токи КЗ и учитывать характер их изменения во времени.
При расчете токов короткого замыкания:
Не учитываем активную составляющую сопротивлений считая что сопротивление всех элементов чисто индуктивное;
Считаем трехфазную систему идеально симметричной;
Не учитываем насыщение сердечников трансформаторов.
При расчете токов короткого замыкания должны рассчитывать токи:
Iпо – периодическая составляющая в момент короткого замыкания - определяется для проверки оборудования на термическую устойчивость;
Iп iа - соответственно периодическая и апериодическая составляющие в момент разведения контактов выключателя. Эти токи необходимо считать для расчета сети на отключающую способность [2 стр.109].
Рисунок 8.1. Расчетная схема ТЭЦ
Рисунок 8.2. Схема замещения
1.Расчет сопротивлений
Расчет ведем приближенным методом в относительных единицах. Принимаем базисную мощность SБ =1000 МВА.
Сопротивление генераторов:
Sб - базисная мощность;
Sн.г. – номинальная мощность генератора;
Сопротивление блочных трансформаторов:
где Uк% - напряжение КЗ трансформатора в %;
Sн.т. – номинальная мощность трансформатора
Сопротивления автотрансформаторов:
Сопротивления обмоток трансформаторов на высокой стороне:
где UВНUВСUСН – взяты из Таблицы 1 для трёхобмоточного трансформатора.
Сопротивления обмоток трансформаторов на средней стороне:
Сопротивления обмоток на низкой стороне:
Сопротивление линий:
Uср – ближайшее большее напряжение по ряду средних напряжений.
Сопротивление энергосистемы:
где Sн.с. – мощность энергосистемы
ЭДС генераторов и системы:
где EII – сверхпереходная ЭДС источника ЭДС системы принимаем равной единице.
и ток и напряжения до короткого замыкания принимаем их равными единице.
2 Расчет токов короткого замыкания в точке К1
2.1 Преобразование схемы замещения относительно точки К1
Упростим схему замещения:
Х21=х2x3+x1=0382+125=144
х22= х23= х24=х4+х7=075+165=24
х25=(х10+х12)2=(096+085)2=1812=091
х26=(х173+ х25) =(3253+091) =172
Рисунок 8.3 – Упрощенные схемы для точки К1.
Определение начального периодического тока КЗ в точке К1
Начальный периодический ток КЗ определяется по формуле ([1] стр. 109):
где - базисный ток который определяется по формуле ([1] стр. 109):
где - среднее напряжение в месте КЗ выбранное по ряду средних напряжений ([1]стр.97). Для точки К1 кВ.
Суммарный начальный периодический ток КЗ:
2.3 Определение ударного тока в точке К1
Ударный ток КЗ определяется по формуле ([1] стр. 94):
где - ударный коэффициент значение которого определяется по таблице 3.6 ([1] стр.110). =1608.
2.4 Определение апериодической составляющей тока КЗ в точке К1
Апериодическая составляющая тока КЗ определяется по формуле ([1] стр. 88):
где - постоянная времени затухания значение которого определяется по таблице 3.6 ([1] стр.110); =01с =002с.
2.5 Определение периодической составляющей тока КЗ в момент =01 с в точке К1
Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент размыкания контактов выключателя равна: Iп=Iпо=634кА т.к. система С является источником бесконечной мощности.
3 Расчет токов КЗ в точке К2
Составим схему замещения для точки К2 основываясь на преобразованиях сделанных для точки К1.
Рисунок 8.4 – Упрощенная схема для точки К2.
X29= (X17 3)+ X13 2==151
Рисунок 8.5 – Упрощенная схема для точки К2.
Расчет токов КЗ для точки К2 производится аналогично расчетам в точке К1 по формулам (8.6) - (8.17).
4 Расчет токов короткого замыкания в точке К3
Составим схему замещения для точки К3 основываясь на преобразованиях сделанных для точки К1.
Рисунок 8.7 – расчетная схема для точки К3
Рисунок 8.8 – упрощенная схема для точки К3
Расчет токов КЗ для точки К3 производится аналогично расчетам в точках К1 и К2 по формулам (8.6) - (8.17).
5 Расчет токов короткого замыкания в точке К4
Составим схему замещения для точки К4 основываясь на преобразованиях сделанных для точки К1.
X36=x35x27+х4=+075=115
Рисунок 8.9 – Упрощенная схема для точки К3.
Расчет токов КЗ для точки К3 производится аналогично расчетам в точке К1 по формулам (8.10) - (8.15).
6 Расчет токов короткого замыкания в точке К5
Составим схему замещения для точки К5 основываясь на преобразованиях сделанных для точки К4.
С помощью коэффициентов участия определим сопротивления Х38 и Х39.
Коэффициенты участия определяются по формуле:
Сумма коэффициентов участия должна равняться 1 что в нашем случае выполняется.
хрез=хэкв+х19=068+594 =662 (8.17)
Рисунок 8.10 – Упрощенная схема для точки К3.
Результаты расчетов токов КЗ для всех 3 точек сведем в таблицу 8.1.
Таблица 8.1 - Результаты расчетов токов КЗ для 6 точек.
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 т.е. наименьшее время отключения;
)пригодность для автоматического повторного включения т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
)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 выбираются по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна перетокам мощности через трансформатор (рис.3.).
Согласно стр.345 [4] выключатели выбираются по следующим условиям:
Выбранные выключатели проверяются по токам к.з.:
где н – нормированное процентное содержание апериодической составляющей в полном токе к.з ( при отсутствии данного параметра в паспортных данных см. на стр.296[4]).
) Вк.дан.Вк.расч. (9.7)
где Iт – ток термической стойкости tт - время протекания тока термической стойкости;
где tc.з – время срабатывания защиты (принимается равным 01с.) tо.в. – время отключения выключателя (принимается из паспортных данных выключателя).
где дин – предельно сквозной ток (принимается из паспортных данных).
Разъединители выбираются в тех же цепях и по тем же условиям что и выключатели. Выбранные разъединители проверяются по условиям (9.7) (9.10).
1 Выбор выключателей в РУВН 220 кВ
Выключатели в пределах РУ будем выбирать по цепи самого мощного присоединения т. е. по цепи трансформатора ТДЦ-200000220. Расчётные токи для выбора коммутационных аппаратов находятся по следующим формулам:
где Sном.т. – номинальная мощность трансформатора связи Uном. - напряжение РУ в цепи которого выбирается выключатель.
Вычислим токи для выбора выключателей и разъединителей в цепях
Согласно выше приведённым условиям выберем элегазовый выключатель ВГУ–220II-503150У1 с трансформаторами тока ТГФ-220-I-20005 и разъединитель РНДЗ-2-2203150 У1.
Проверим выбранное оборудование:
)На номинальный ток отключения:
)На возможность отключения апериодической составляющей:
Выбранный выключатель по данному критерию проходит т.к. согласно условию (8.5):
аном=288кА.а =006кА.
)На электродинамическую устойчивость:
Для выключателя: 127 кА 1437 кА.
Для разъединителя: 80кА1437кА
)На термическую устойчивость:
Найдём расчётный тепловой импульс для данного случая по формуле (8.9):
Вычислим тепловой импульс по паспортным данным по формуле (9.8):
Для выключателя: Вк. дан.=tт=502.2=5000кА2с
Для разъединителя: Вк. дан.=tт=3152.3=29767кА2с
Вк.расч= 2781 кА2сВк.дан=5000кА2с; 2976кА2с19845кА2с.
Таким образом принимаем выключатели ВГУ–220II-503150У1 и разъединители РНДЗ-2-2203150 У1 т. к. они проходят по всем условиям выбора и проверки.
2 Выбор выключателей в РУ 110 кВ
Выключатели в пределах РУ будем выбирать по цепи самого мощного присоединения т. е. по цепи автотрансформатора АТДЦТН-250000220110. Расчётные токи для выбора коммутационных аппаратов находятся по следующим формулам:
Согласно выше приведённым условиям выберем из [8] для присоединений ОРУ–110кВ вакуумный выключатель ВРС–110-2500 У1 с трансформаторами тока ТГФ-110-I-20005 и разъединитель РНДЗ-2-1102000 У1.
аном=136кА.а =0094кА.
Для выключателя: 80 кА 199 кА.
Для разъединителя: 80кА199 кА
Для выключателя: Вк. дан.=tт=3152.2=19845А2с
Для разъединителя: Вк. дан.=tт=3152.2=19845А2с
Вк.расч= 12 кА2сВк.дан=19845А2с; 12кА2с19845А2с.
Таким образом принимаем выключатели ВРС–110-2500 У1 и разъединители РНДЗ-2-1102000 У1 т. к. они проходят по всем условиям выбора и проверки.
3. Выбор выключателя в цепи генератора Т3В-63
где - номинальная активная мощность генератора.
Выбираем выключатель ВВГ -20-1608000 ТСЗ и разъединитель РВП-2012500Н У3. Выключатели предназначены для выполнения включений и отключений при заданных условиях в нормальных и аварийных режимах в цепях главных выводов генераторов.
Выбранный выключатель по данному критерию проходит т.к. согласно условию (9.5):
аном=9216 кА.а =0845кА.
Для выключателя: 385 кА 2106 кА
Для разъединителя: 410кА2106 кА
Найдём расчётный тепловой импульс для данного случая по формуле (9.9):
Для выключателя: Вк. дан.=
Вк.расч= 3467044 кА2сВк.дан=76800кА2с
Выбранное оборудование отвечает предъявляемым требованиям.
4. Выбор выключателя в цепях линии 10кВ
В линию устанавливается ячейка КРУ в состав которой входит выключатель разъединитель трансформатор тока (ТТ) и трансформатор напряжения (ТН).
Расчётные токи для выбора оборудования ЛЭП находим следующим образом:
n - количество линий 10 кВ
Намечаем к установке вакуумный выключатель BBTEL-10-20630 У1 встроенный в КРУ К-105-10-40У3.
Выключатели выбираются по условиям (8.1):
)Imax цепи=Imax 1л=1833А
Поскольку уровень токов короткого замыкания превышает возможности выключателя то уменьшим их применением токоограничивающих реакторов. Учитываем что линии распределены по пять на каждую ветвь реактора т. е.:
Реакторы выбираются по условиям:
Определим Хртреб. Для этого:
)определим сопротивление цепи до короткого замыкания без реактора по формуле:
)определим результирующее сопротивление до точки к.з. необходимое для ограничения тока к.з.
Хртреб=Хтреб- Хрез= 03 – 0065= 0235 Ом
Выбираем реактор РБ-10-1000-028У3.
Таблица 9.1. Технические характеристики выбранного реактора
)Определим результирующее сопротивление цепи с учетом реактора
ХIIрез=Хрез+Хр=0055+028=0335 Ом
)Определим ток к. з. с учетом реактора
IПО= Iоткл.выкл.=20 кА.
)проверим реактор на динамическую устойчивость
iпрсквiу= IПО ку (ку=185)
кА>4232 кА условие выполняется.
)Проверим реактор на термическую устойчивость:
Найдём расчётный тепловой импульс для данного случая по формуле (9.9) Вк.расч.==18092
Выбранный реактор по данному критерию проходит т.к
Вк.расч= 36кА2сВк.дан=25205кА2с; условие выполняется.
) Проверим на потери напряжения в нормальном режиме:
Все требования выполняются.
5. Выбор выключателя в ветви реактора
Данный выключатель должен выдерживать ток в случае отключения одного трансформатора. Намечаем к установке вакуумные выключатели ВВЭ-СМ-10-404000У3
)4000А>1833.15=27495А
Проверим выбранный выключатель:
аном=2304.а =0845кА.
Для выключателя: 128 кА 4232 кА.
Для выключателя: Вк. дан.=tт=402
Вк.расч= 6545 кА2сВк.дан=4800кА2с
Таким образом принимаем выключатели ВВЭ-СМ-10-404000У3 встроенные в КРУ двухстороннего обслуживания типа К-105.
6. Выбор выключателя в схеме СН
Выбираем выключатель ВВЭ-СМ-10-404000У3
Выключатель предназначен для работы в шкафах КРУ.
Проверяем выключатель по следующим условиям:
аном=2304кАа =0127кА.
Для выключателя: 128 кА 304 кА.
Вк.расч= 12781 кА2сВк.дан=
Комплектные распределительные устройства (КРУ) внутренней установки двухстороннего обслуживания предназначены для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц на номинальное напряжение 6-10 кВ.
Шкафы КРУ широко применяются на всех видах электрических станций и подстанций. Они имеют жесткую металлическую конструкцию состоящую из корпуса шкафа выкатного элемента и релейного шкафа. В корпусе шкафа КРУ могут быть встроены трансформаторы тока трансформаторы напряжения токоведущие части. В верхней части шкафов устанавливаются релейные шкафы со встроенной аппаратурой релейной защиты и автоматики (РЗиА) аппаратурой управления измерения сигнализации клеммниками. Выключатели трансформаторы напряжения и разъемные контакты (выполняющие роль разъединителей) устанавливаются на выкатном элементе (тележке). Конструкция шкафов КРУ и выкатных элементов предусматривает возможность фиксирования выкатных элементов в рабочем контрольном или разобщенном положениях а также их выкатывание из шкафа в ремонтное положение.
В качестве коммутационных аппаратов применяются вакуумные элегазовые или маломасляные выключатели. Шкафы с вакуумными и элегазовыми выключателями имеют высокий коммутационный и механический ресурс более высокую эксплутационную надежность по сравнению с маломасляными выключателями.
Таблица 9.2 - Технические данные К-105
Номинальное напряжение (линейное) кВ
Максимальное рабочее напряжение кВ
Номинальный ток главных цепей А
Номинальный ток сборных шин А
Номинальный ток отключения выключателей кА
Ток термической стойкости (3 сек. для главных цепей; 1 сек. для заземляющих ножей) кА
Типы применяемых выключателей
Вакуумный элегазовый
Номинальное напряжение вспомогательных цепей В
0; 110—для постоянного тока;
0 220—для переменного тока
0-1330 ( в зависимости от исполнения)
Габаритные размеры мм:
Наличие изоляции токоведущих частей
с неизолированными шинами
местное дистанционное
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА
Измерительные трансформаторы тока (ТА) представляют собой аппараты для преобразования токов первичных цепей в стандартные токи (5 или 1А) для измерительных приборов устройств релейной защиты и автоматики.
Трансформатор напряженияпредназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100√3В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Трансформатор напряжения в отличие от трансформатора тока работает в режиме близком к холостому ходу т.к. сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое а ток потребляемый ими не велик.
В учебном проектировании в пределах РУ ТА выбираются в тех же цепях что и выключатели по следующим условиям:
) I1н≥Imaxцепи (10.3)
где I1н – первичный ток трансформатора; Iнцепи – номинальный ток цепи в которой выбирается TА; Imaxцепи – максимальный ток цепи в которой выбирается ТА.
Выбранный ТА проверяется по следующим условиям:
)Проверка на термическую устойчивость:
)Проверка на электродинамическую устойчивость:
)Проверка на вторичную нагрузку:
Где Z2н – номинальная допустимая нагрузка ТА в выбранном классе точности; Z2расч - вторичная нагрузка ТА.
1Выбор измерительных трансформаторов тока
Расчетные токи для выбора TA:
Выключатель ВГУ–220II-503150У1 имеет трансформаторы тока ТГФ-220-I-20005. Проверка на термическую стойкость:
Таким образом ТА по этому условию проходит т.к.
Вк.дан=7500кА2с≥ Вк.расч=705 кА2с
) Проверка на электродинамическую устойчивость.
По данному условию TA также проходит т.к.: пр.скв.=125кА .≥у=1437кА.
) Проверка на вторичную нагрузку.
Поскольку индуктивное сопротивление приборов и проводов подключаемых к вторичной обмотке ТА по сравнению с активным сопротивлением мало будем считать что z2Нr2Н. Тогда сопротивление вторичной обмотки ТА равна:
r2расч.=rприб.+rконт.+rпрв.(10.5)
где rприб. – сопротивление приборов rконт. – сопротивление контактов rпров – сопротивление проводов.
Для определения rприб. необходимо составить таблицу (перечень приборов взят из [4] стр.370).
Таблица 10.1 – Перечень приборов и потребляемая ими мощность
Наименование прибора
Потребляемая мощность ВА.
Сопротивление прибора найдем по следующей формуле:
где суммарная мощность приборов - вторичный ток ТА.
Следовательно rприб.== Ом
Сопротивление контактов принимаем равным 005 Ом (≤3 прибора).
Принимаем r2расчr2Н= где S2Н – номинальная нагрузка выбранного TA.
Следовательно r2Н= Ом.
Тогда rпров.=r2Н – rприб. – rконт.=30 – 05 – 005=2945 Ом.
Согласно [4] стр.379 примем длину алюминиевого провода =85м.
Определим сечение провода по формуле:
где =00283 - удельное сопротивление материала провода (алюминия).
Согласно условию прочности сечение алюминиевого провода не должно быть меньше 4мм2 поэтому принимаем Sпров.=4мм2.
Произведём проверку: rпров.= ОМ
r2расч= rприб.+rконт.+rпрв =06+005+05=115 ОМ
Следовательно ТА проходит по данному критерию проверки т.к.:
r2Н=30 ОМ ≥ r2расч=115 Ом.
2Выбор измерительных трансформаторов тока
В данном проекте из-за особенностей строения ОРУ выберем трансформаторы тока ТГФ-110-I-20005 .
)Проверка на термическую стойкость:
Вк.дан=10800кА2с≥ Вк.расч=2139 кА2с
По данному условию TA также проходит т.к.: пр.скв.=170кА .≥у=199кА.
3Выбор измерительных трансформаторов тока для
В цепях РУ 10кВ трансформаторы тока встроены в КРУ поэтому не выбираются.
4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения для РУ 220 кВ
Для РУ 220кВ согласно условию (10.1) выберем из [8] TV НКФ-220-58У1. Произведём проверку выбранного TV по вторичной нагрузке. Для этого составим таблицу (перечень приборов и потребляемая ими мощность возьмем из [4]).
Таблица 10.2 - Перечень приборов и потребляемая ими мощность
Наименование цепи и приборов
Потребляемая мощность 1 кат.
Количест-во приборов
Регистрирую-щий вольтметр
Частотомер (регистрир.)
Частотомер (синхрон.)
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Авто-транс-форма-тор
Обходной выключатель
Таблица 10.3 – Паспортные и расчётные данные TV НКФ – 220 – 58У1*
Где S2Н – номинальная мощность в выбранном классе точности; S2расч. – нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к TV.
5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения для РУ 110 кВ
Для РУ 110кВ согласно условию (10.1) выберем из [8] TV НКФ-110-99У1. Произведём проверку выбранного TV по вторичной нагрузке. Для этого составим таблицу (перечень приборов и потребляемая ими мощность возьмем из [4]).
Таблица 10.4 - Перечень приборов и потребляемая ими мощность
Таблица 10.5 – Паспортные и расчётные данные TV НКФ – 110 – 99У1*
6 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Для определения составляем таблицу.
Таблица 10.5. Расчетная вторичная нагрузка трансформаторов напряжения
Вольтметр регистрир.
Выбираем трансформатор НТМК-06-10 У3
Выбранный трансформатор устанавливается по одному на каждую систему шин.
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы трансформаторы синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
1. Выбор токопроводов
Токопроводы предназначены для выполнения электрического соединения аппаратов главной цепи трехфазного переменного тока частотой 50 или 60 ГЦ на номинальное напряжение от 04 до 24 кВ с номинальным током от 1600 до 31500 А и постоянного тока напряжением до 12 кВ на номинальный ток от 2000 до 6300 А на электростанциях ТЭЦ ТЕЦ ГРЭС АЭС сетевых автотрансформаторных подстанциях крупных тепловых районных котельных а также подстанциях всех видов. Токопроводы применяются как высоковольтные электрические аппараты среднего или высокого напряжения в электрических соединениях на напряжение от 6 до 35 кВ включительно.
Выбор токопроводов осуществляется по двум условиям:
1.1 Выбор комплексного токопровода в цепи генератора Т3В-110
где - номинальная активная мощность генератора;
- номинальное напряжение на выводах генератора
Выбираем комплектный пофазно - экранированный токопровод ТЭНЕ-20-10000300 УХЛ1
Выбранный токопровод удовлетворяет условиям проверки.
1.3 Выбор комплексного токопровода в цепи генератора Т3В-63
Выбираем комплектный пофазно - экранированный токопровод ТЭНЕ-10-6000575 УХЛ1
2. Выбор токоведущих частей для РУ 220кВ
Согласно ПУЭ в РУ 220кВ и РУ 110кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины выполненные проводами АС.
Сечение гибких шин выбирается по длительно допустимому току:
где Imax – ток самого мощного присоединения РУ 110кВ при максимальной нагрузке на шинах.
Вычислим ток для выбора шин 220кВ:
Согласно (11.1) выберем по [4] стр.590 для РУ 110кВ сталеалюминевые провода марки АС–50027 q=500 мм2 d=294мм Iдоп.=960А; радиус провода: r0=108 см; расстояние между фазами: D=300 см фазы расположены горизонтально.
)Проверка на схлестывание не производится т. к. Iп.0 =634 20 кА;
)Проверка на термическое действие тока КЗ не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе;
)Проверка по условиям короны:
Выбранные шины проверяются по условиям коронирования:
Начальная критическая напряжённость электрического поля равна:
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода m=082 (стр.246 [4]); r0 – радиус провода см.
Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению:
где U=11Uном. – линейное напряжение кВ; Dср. – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см. при горизонтальном расположении фаз: Dср.=126D где D – расстояние между соседними фазами см.
Для данного случая:
Условие 107 выполняется следовательно данный токопровод по всем параметрам подходит.
3 Выбор токоведущих частей для РУ 110кВ
Вычислим ток для выбора шин 110кВ:
Согласно (11.1) выберем по [4] стр.590 для РУ 110кВ сталеалюминевые провода марки АС–50027 q=500 мм2 d=294мм Iдоп.=960А; радиус провода: r0=108 см; расстояние между фазами: D=300 см фазы расположены горизонтально. Учитывая что максимальный ток имеет значения при которых невозможно установить на каждую фазу один провод устанавливаем по 2 провода АС–50027 на фазу параллельно тем самым уменьшив ток в них в 2 раза.
)Проверка на схлестывание не производится т. к. Iп.0 =875 20 кА;
4 Выбор токоведущих частей для РУ 10 кВ.
Расчетные токи продолжительных режимов
Выбираем сечение алюминиевых шин по допустимому току т.к. по экономической плотности тока они не выбираются.
Принимаем шины коробчатого сечения алюминиевые 2х(100х45х6) сечением (2х1010) мм2 Iдоп=3500А r= 6мм высота h=100 мм ширина полки b=45 мм толщина шины с=6 мм.
Wy0-y0=301 cм3 Wy-y=317 cм3.
)Проверка шин по допустимому току:
Imax=2890А3500*094=3290 где 094- поправочный коэффициент на температуру.
)Проверка шин на термическую стойкость:
с-функция значение которой определяем по таблице 3-13 [4]
qmin=54427мм2≤q=1010мм2.
)Проверка на механическую прочность:
В шинах коробчатого сечения частота собственных колебаний f0 значительна что позволяет производить расчет без учета механических колебаний.
При расположении шин в горизонтальной плоскости и при соединении швеллеров жестко между собой W=Wy0-y0.
Шины механически прочны если
-напряжение в материале шин от действия силы взаимодействия между швеллерами составляющими шину коробчатого сечения; =0 т.к. шины соединены сварным швом по всей длине.
- допустимое механическое напряжение в материале шин по [4] =82 МПа.
Выбранная шина по всем параметрам подходит.
5. Выбор изоляторов
В РУ шины крепятся на опорных проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор которых производится по следующим условиям:
При горизонтальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила:
где - поправочный коэффициент на высоту шину если они расположены на ребро
5.1 Выбор изоляторов для цепи 220 кВ
Намечаем опорный изолятор С8-950-II У = 8 кН высота изолятора =2100 мм. Проверим на механическую прочность по формулам (11.5) (11.6):
5.2 Выбор изоляторов для цепи 110 кВ
Намечаем опорный изолятор С6-550-II У = 10 кН высота изолятора =1220 мм. Проверим на механическую прочность по формулам (11.5) (11.6):
5.3 Выбор изоляторов для цепи 10 кВ
Намечаем опорный изолятор ИОР-10-30 УХЛ1 = 30 кН высота изолятора =235 мм. Проверим на механическую прочность по формулам (11.5) (11.6):
Выбор проходного изолятора:
Намечаем изолятор П-10-5000-4250. Проверка:
Изолятор П-10-5000-4250 проходит.
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Согласно ПУЭ при напряжении 10кВ на подстанции 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.
1 Конструкция РУ 220 кВ
В данном курсовом проекте РУ-220кВ выполнено открытым так как подстанция не находится в химически активной зоне.
На ОРУ-220 кВ применяется схема 110-13 с двумя рабочими и обходной системами шин.
ОРУ - это открытое распределительное устройство расположенное на открытом воздухе. Так же как и ЗРУ открытые РУ должны обеспечить:
надежность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.
В ОРУ все выключатели устанавливаются в один ряд около второй системы шин. Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом который закрепляется на изоляторах установленных на ЖЗБ опорах. Разъединители шинных аппаратов или линейных крепятся на опорах.
2 Конструкция РУ 110 кВ
В данном курсовом проекте РУ-110кВ выполнено открытым так как подстанция не находится в химически активной зоне.
На ОРУ-110 кВ применяется схема 110-13 с двумя рабочими и обходной системами шин.
3. Конструкция РУ 10 кВ
Схемой для РУ 10кВ выбрана система ГРУ с 4 секциаями по 1 системе шин на 1 генератор Т3В-63 соединенные между собой секционной перемычкой с реактором и выключателем. Линии 10кВ подключены на шины соединенные с генераторными секциями через токоограничивающий реактор по 4 линии на 1 секцию.
КРУ – это распределительное устройство состоящее из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами.
Шкафы КРУ изготовляются на заводах что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования.
Конструкция шкафов КРУ предусматривает двухстороннее обслуживание при обязательном наличие монтажно-ремонтного прохода с задней стороны шкафов для обслуживания и ревизии сборных шин и аппаратов установленных в линейном отсеке шкафа для присоединения силовых кабелей их ремонта или замены. По разрешению РАО «ЕЭС России» минимальный размер монтажно-ремонтного прохода 700 мм (допускается местное уменьшение этого прохода до 600 мм)
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 твердая изоляция инертные газы.
Шкаф КРУ несгораемыми перегородками разделен на отсеки : выключателя с выдвижной тележкой; сборных шин; линейного ввода; релейного шкафа.
Произведен расчет ТЭЦ-520 МВт по наиболее экономичному варианту схемы. Выбрано основное оборудование и схемы распределительных устройств. Выбраны современные генераторы трансформаторы. Произведен расчет токов короткого замыкания для шести точек. По результатам расчета произведен выбор коммутационного и измерительного оборудования: выключателей разъединителей трансформаторов тока и напряжения.
Выбор современного оборудования позволяет улучшить надежность работы электростанции.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» Уфимск. авиац. техн. ун-т.; Сост. Т.Ю.Волкова Г.М. Юлукова.
Рожкова Л.Д. Карнеева Л.К. Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования. - М.: Издательский центр «Академия» 2004.
Электротехнический справочник: В 4 т. Т.2. Электротехнические изделия и устройства Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов) – 8-е изд. испр. и доп. – М.: Издательство МЭИ 2001. – 518 с.
Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. М.: Энергия 78с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П.Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат 1989.