• RU
  • icon На проверке: 7
Меню

Теплоэлектростанция мощность 300 кВт

  • Добавлен: 01.06.2022
  • Размер: 3 MB
  • Закачек: 0
Узнать, как скачать этот материал

Описание

Тэц -300 МВт 
Содержание

1. Введение…………………………………………………………………………………………4   

2. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии………...... 5

  2. 1. Разработка вариантов схем выдачи энергии………………………………………………5

  2. 2. Выбор генераторов………………………………………………………………………… 5

  2. 3. Выбор трансформаторов для 2-ух вариантов схем выдачи электроэнергии……………6

3. Выбор и технико–экономическое обоснование главной схемы электрических 

соединений………………………………………………………………………………………....9

  3. 1. Определение числа и мощности трансформаторов собственных нужд………………....9

  3. 2. Определение числа присоединений в каждом из  РУ для 2-ух вариантов схем 

выдачи электрической энергии…………………………………………………………………...9

  3. 3. Выбор схемы распределительных устройств для 2-ух вариантов структурных

схем выдачи электрической энергии…………………………………………………………….10

  3. 4. Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений........11       

4. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих 

частей………………………………………………………………………………………………14

  4. 1. Составление расчетной схемы и расстановка точек КЗ…………………………………14

  4. 2. Определение параметров схемы замещения расчетной схемы…………………………14

  4. 3. Определение токов короткого замыкания в соответствующих точках

расчетной схемы…………………………………………………………………………………..17

5. Выбор аппаратов (высоковольтных выключателей, разъединителей  и др.)………………27

6. Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов  и трансформаторов,

 шины распределительных устройств всех напряжений)……………………………………...32

7. Выбор типов релейной защиты (генераторов, трансформаторов, шин, ЛЭП)…………….38

8. Выбор измерительных приборов (в цепях генераторов, трансформаторов, 

ЛЭП)……………………………………………………………………………………………….39

9. Описание всех распределительных устройств……………………………………………….45

10. Выводы и рекомендации…………………………………………………………..…………47

 Литература…………………………………………………………………………………………….48

Состав проекта

icon титульник.doc
icon 5.doc
icon Литература.doc
icon Содержание.doc
icon 2.doc
icon 9.doc
icon ТЭЦ-300.frw
icon 7.doc
icon 8.doc
icon 4.doc
icon 3.doc
icon 6.doc

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon титульник.doc

Белорусский национальный технический университет
Факультет “Энергетический”
Кафедра “Электрические станции”
По дисциплине “Электрическая часть станций и подстанций”
Тема “ ТЭЦ-300 МВт ”
Руководитель проекта:

icon 5.doc

5. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели разъединители разрядники).
Выключатель – это аппарат предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.
Разъединителем называется аппарат предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения при отсутствии в них тока. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между токоведущими частями оставшимися под напряжением и токоведущими частями аппарата выведенного в ремонт.
Разрядники или ограничители перенапряжений предназначены для защиты от коммутационных и атмосферных перенапряжений.
Как было отмечено выше выбор аппаратов токоведущих частей и т. п. осуществляется на основании рассчитанных выше трехфазных токов КЗ.
Для цепей напряжения 330 кВ в качестве выключателей как было отмечено выше возьмем высоковольтные элегазовые выключатели ВГУ-330Б-403150У1 [2 стр.243]. В качестве разъединителей для цепей 330 кВ. возьмем разъединители РНД-3303200 У1 [2 стр.276]. Основные параметры выбранных электрических аппаратов приведем в таблице 5. 1 вместе с их выбором.
В качестве ограничителей перенапряжений для цепей 330 кВ принимаем ограничители перенапряжений с полимерной внешней изоляцией ОПН-330У1 [2 стр.366].
Таблица 5. 1. Расчетные и каталожные данные выключателей и разъединителей цепей 330 кВ.
Номинальные (каталожные) величины разъед РНД-3303200 У1
Номинальные (каталожные) величины выключателя
Условия для выбора и проверки
Номинальное напряжение кВ
Номинальный ток отключения кА:
)симметричный (эффективное знач.)
)асимметричный (максимальное значение)
√2Iпt+iаt=√27194+3932=
√2Iн.откл(1+н) = =√240136=
Номинальный ток динамической стойкости кА:
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость) кА2с
Вк=I2п0(tоткл+Ta)=(72262)2
В таблице 5. 1 максимальный рабочий ток определен по мощности автотрансформатора (то есть максимальная мощность которую он может пропустить от энергосистемы): Iр.макс=160103(√3330)=280А.
В качестве выключателей для цепей 110 кВ возьмем элегазовые выключатели ВЭК-110-402000У1 [2 стр.243]. а в качестве разъединителей разъединители РНД-1102000У1 [2 стр.272] каталожные параметры которых приведем в таблице их выбора приведенной ниже (табл. 5. 2).
В качестве ограничителей перенапряжения для цепей 110 кВ возьмем ограничители перенапряжений марки ОПН-110У1 [2 стр.366].
Таблица 5. 2. Расчетные и каталожные данные выключателей и разъединителей цепей 110 кВ.
Номинальные (каталожные) величины разъед. РНД-1101250 У1
Номинальные (каталожные) величины выключателя ВЭК-110-401250 У1
√2Iп t+iаt=√212628+10647=22226
√2Iн.откл(1+н)= =√240136=
Вк=I2п0(tоткл+Ta)=(12896)2(01+004+026)=
В таблице 5. 2 максимальный рабочий ток определен по максимальной мощности нагрузки на стороне СН (110кВ): Iр.макс=160103(√3110085)=988 А
Выберем секционный выключатель на потребительском КРУ которые принимаются на основании рассчитанного выше трехфазного тока КЗ в точке К-3 для этого возьмем вакумный выключатели ВВЭ-10-3152000 У3 [2 стр.232].
Таблица 5. 3. Расчетные и каталожные данные выключателей цепей 105кВ.
Номинальные (каталожные) величины выключателя ВВЭ-10-201000 У3
√2Iп t+iаt=√28739+6525=18884
√2Iн.откл(1+ н)= =√22014=
Вк=I2п0(tоткл+Ta)=(8739)2(12+015)=
В таблице 5. 2 максимальный рабочий ток определен по половине мощности нагрузки на стороне НН так как трансформаторы с ращепленной вторичной обмоткой (10кВ): Iр.макс=(252)103(√310085)=849 А;
Для цепей генераторов Г1 Г2 . Для данных цепей в качестве выключателей возьмем выключатели серии МГУ-20-909500 У3 [2 стр.235]. а в качестве разъединителей –разъединители серии РВРЗ-208000 У3 [2 стр.266]. Выбор данных аппаратов приведем в таблице 5. 4.
Таблица 5. 4. Выбор выключателей и разъединителей для цепей генераторов Г1 Г2 .
Номинальные (каталожные) величины разъед. РВРЗ-208000 У3
Номинальные (каталожные) величины выключателя МГУ-20-909500 У3
Iр.макс=60376 (Iр.макс=160103(√318085095)=63554
√2Iп t+iаt=√24909+26136=9556
√2Iн.откл(1+ н)= =√29012=
Вк=I2п0(tоткл+Ta)=(53736)2(03+02+0267)=
Для питающей линии НН (10кВ) выбираем шкафы КРУ выкатного исполнения К-ХХV c вакумным выключателем ВВЭ-10-3152000 У3 а на потребительские линии шкафы КРУ выкатного исполнения К-ХХV c маломасленным выключателем ВМПЭ-М-10-630 У3.
Расчетные условия и технические данные выключателей приведены в таблице 5.5-5.6.
Таблица 5. 5. Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей .
√2Iн.откл(1+ н)= =√23514=
Таблица 5. 6. Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей .
Номинальные (каталожные) величины выключателя ВМПЭ-10-630 У3
Iпt1=18375; Iпt2=1097
√2Iн.откл(1+ н)= =√2315132=
Iп01=21489; Iп02=1097
Вк1=I2п01(tоткл+Ta1)= =(21489)2(01+0025+ +005)=8081;
Вк2=I2п02(tоткл+Ta2)= =(1097)2(01+0025+ +0125)=301
Выберем выключатель за рабочим трансформатором собственных нужд . Для данных цепей в качестве выключателей возьмем выключатели серии ВВЭ-6-201000 У3 устанавливаемый в шкафе КРУ выкатного исполнения К-ХХV . Расчетные условия и технические данные выключателей приведены в таблице 5.7
Таблица 5. 7. Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей .
(Iр.макс=16000(√36)=1540 А)
√2Iп t+iаt=√21525+295=2157
Вк=I2п0(tоткл+Ta)=(22994)2(12+015)=
За пускорезервным трансформатором собственных нужд выбираем выключатели серии ВВЭ-6-202500Т3 устанавливаемый в шкафе КРУ выкатного исполнения К-ХХV с номинальным током Iн=2500 ( остальные характеристики которого аналогичны характеристикам выключателя ВВЭ-6-202000 У3 см. таблицу 5.7)
На отходящие линии устанавливаются аппараты высокочастотной обработки (конденсаторы связи фильтры присоединения и заградители) отдельных фаз для образования каналов связи проводам ЛЭП. Конденсатор связи создает путь для токов высокой частоты от приемопередатчика в линию и одновременно отделяет последний от высокого напряжения промышленной частоты линии. На линиях 110 кВ устанавливаем два бумажно-масленных конденсатора типа а на линиях 330 кВ – четыре.
Фильтр присоединения согласовывает входное сопротивление высокочастотного кабеля с входным сопротивлением линии и соединяетконденсатор связи с землёй образуя таким образом замкнутый контур для токов высокой частоты. На линии 110 и 330 установливаем фильтр присоединения ОФП-4.
Заградитель преграждает выход токов высокой частоты за пределы линии. На линии 110 и 330 установливаем заградители ВЗ-500.

icon Литература.doc

Рожкова Л. Д. Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. М. “Энергия” 1975.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.: ил.
Методические указания по курсу “Основы проектирования электрических станций и подстанций”.
Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. Изд. 2-е перераб. и доп. М. “Энергия”. 1974.

icon Содержание.doc

Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии 5
1. Разработка вариантов схем выдачи энергии 5
2. Выбор генераторов 5
3. Выбор трансформаторов для 2-ух вариантов схем выдачи электроэнергии 6
Выбор и технико–экономическое обоснование главной схемы электрических
1. Определение числа и мощности трансформаторов собственных нужд 9
2. Определение числа присоединений в каждом из РУ для 2-ух вариантов схем
выдачи электрической энергии 9
3. Выбор схемы распределительных устройств для 2-ух вариантов структурных
схем выдачи электрической энергии .10
4. Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений 11
Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих
1. Составление расчетной схемы и расстановка точек КЗ 14
2. Определение параметров схемы замещения расчетной схемы 14
3. Определение токов короткого замыкания в соответствующих точках
расчетной схемы ..17
Выбор аппаратов (высоковольтных выключателей разъединителей и др.) 27
Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов
шины распределительных устройств всех напряжений) 32
Выбор типов релейной защиты (генераторов трансформаторов шин ЛЭП) .38
Выбор измерительных приборов (в цепях генераторов трансформаторов
Описание всех распределительных устройств .45
Выводы и рекомендации .. 47
Современная электроэнергетика базируется на трехфазном переменном токе с частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока объясняется большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока а также возможностью применения наиболее надежных простых и экономичных асинхронных электродвигателей по сравнению с электродвигателями других типов.
В городах поселках и на крупных предприятиях электрические сети строятся на напряжение 1ОкВ и реже 6кВ. Напряжения 35 и 11ОкВ применяются для связи электростанций между собой при небольших расстояниях и в распределительных сетях при питании потребителей от мощных станций. Напряжения 220 330 и 500кВ применяются для связи мощных электростанций между собой передачи больших мощностей на дальние расстояния а также для межсистемной связи.
ТЭЦ как правило сооружаются в городах рабочих поселках и при крупных промышленных предприятиях т. е. в центре тепловых и электрических нагрузок. Поэтому большая часть генераторов ТЭЦ присоединяется непосредственно к сборным шинам генераторного напряжения 6-10кВ от которых отходят линии для питания местных потребителей т. е. промышленных предприятий и городских трансформаторных пунктов ТП. С этих же сборных шин питаются и трансформаторы собственных нужд при наличии избыточной мощности на ТЭЦ последняя передается в энергосистему с помощью повышающих трансформаторов связи сборных шин повышенного напряжения и линий электропередачи ВЛ. В случае дефицита (недостатка) генерирующей мощности последняя поступает из энергосистемы через те же трансформаторы связи.
Электрическая часть каждой электростанции прежде всего характеризуется схемой электрических соединений на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты и аппараты электрической части станции и соединения между ними.
В данном курсовом проекте разрабатывается технический проект электрической станции . В проекте приводится перечень подлежащих разработке вопросов:
- разработка вариантов структурной схемы выдачи мощности;
- выбор генераторов и трансформаторов для них;
- технико-экономическое сравнение структурных схем выбор оптимального варианта;
- разработка главной схемы соединений;
- расчет токов трехфазного КЗ;
- выбор выключателей и разъединителей;
- выбор токоведущих частей и сборных шин;
- выбор контрольно-измерительных приборов;
- выбор измерительных трансформаторов и средств защиты от перенапряжений;
- выбор типов и разработка конструкции РУ.

icon 2.doc

2.Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии.
Главная схема электрических соединений электростанции (подстанции) – это совокупность основного электрооборудования (генераторы трансформаторы линии) сборных шин коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.
Схема выдачи электроэнергии (мощности) - это часть главной схемы которая определяет пути передачи электроэнергии от генераторов к распределительным устройствам разных напряжений и связь между ними а также от РУ к потребителям. На чертежах этих схем указываются все генераторы трансформаторы блоки генератор-трансформатор нагрузка и токоведущие части соединяющие генераторы трансформаторы и нагрузку с распределительными устройствами. Ни какой аппаратуры: выключателей трансформаторов тока и т.д – в схеме не показывают. Схемы выдачи электроэнергии составляют при выборе главных схем электрических станций и подстанций.
1. Разработка вариантов схем выдачи энергии.
Схемы выдачи электроэнергии зависят от состава оборудования (числа генераторов трансформаторов) и распределения нагрузки между распредустройствами (РУ) разного напряжения.
Теплофикационные электростанции (ТЭЦ) обычно имеют потребителей на генераторном напряжении 6-10 кВ что вызывает необходимость сооружения главного распределительного устройства (ГРУ).
Связь с энергосистемой осуществляется линиями высокого напряжения 110-330 кВ поэтому на ТЭЦ кроме ГРУ сооружается распределительное устройство высшего напряжения (РУ ВН).
При установке на ТЭЦ мощных генераторов 100-250 МВт нецелесообразно присоединять их к ГРУ. Это привело бы к значительному увеличению токов к. з. а следовательно к утяжелению и удорожанию всей аппаратуры ГРУ. Кроме того известно что мощные генераторы имеют номинальное напряжение 138-24 кВ а питание потребителей от ГРУ осуществляется обычно на напряжении 6-10 кВ. Все это делает целесообразным присоединение мощных генераторов ТЭЦ непосредственно к РУ ВН по схеме блоков генератор-трансформатор.
На электростанциях имеющих шины генераторного напряжения предусматривается установка трансформаторов для связи этих шин с РУ повышенного напряжения. Такая связь необходима для выдачи избыточной мощности в энергосистему в нормальном режиме когда работают все генераторы и для резервирования питания нагрузок на напряжении 6-10 кВ при плановом или аварийном отключении одного из генераторов.
На рисунке 2.1.1 предтавленны две схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ .
Рис. 2. 1. 1. Структурные схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ.
2. Выбор генераторов.
При выборе числа и мощности генераторов следует руководствоваться следующими соображениями:
)все генераторы принимаются одинаковой мощности;
)число генераторов должно быть не менее 2-ух и не более 8-ми;
)единичная мощность генератора не должна превышать 10% установленной мощности системы.
При выборе числа и мощности генераторов ТЭЦ присоединенных к шинам ГРУ руководствуются следующими соображениями:
)число генераторов присоединенных к ГРУ не должно быть меньше 2-ух и больше 4-ех;
)ударный ток КЗ на шинах генераторного напряжения должен быть не более 300 кА;
)суммарная мощность генераторов присоединенных к шинам генераторного напряжения должна несколько превышать мощность выдаваемую с этих шин потребителям (включая собственные нужды Рсн).
В нашем случае мощность проектируемой ТЭЦ составляет 300 МВт: для первой и второй схемы выдачи электроэнергии возьмем 2 генератора типа ТВВ-160-2ЕУ3 [2 стр.76-81] параметры которых сведем в таблицу 2. 2. 1.
Таблица 2. 2. 1. Параметры турбогенератора.
Номинальная мощность
Номинальное напряжение кВ
Номинальная частота вращения обмин
Соединение обмоток статора
3. Выбор трансформаторов для 2-ух вариантов схем выдачи электроэнергии.
На электростанциях имеющих шины генераторного напряжения предусматривается установка трансформаторов для связи этих шин с РУ повышенного напряжения. Такая связь необходима для выдачи избыточной мощности в энергосистему в нормальном режиме когда работают все генераторы и для резервирования питания нагрузок на напряжении 6-10 кВ (35 кВ) при плановом или аварийном отключении одного из генераторов.
Число трансформаторов связи обычно не превышает 2-ух и выбирается из следующих соображений:
) при трех или более секциях сборных шин ГРУ использование 2-ух трансформаторов связи позволяет создать симметричную схему и уменьшить перетоки между секциями при отключении одного из генераторов;
) при выдаче в энергосистему от ТЭЦ значительной мощности соизмеримой с величиной вращающегося резерва системы наличие 2-ух трансформаторов обеспечивает надежный резерв для энергосистемы на случай аварийного отключения одного из трансформаторов.
В остальных случаях когда ГРУ состоит из одной-двух секций выдаваемая мощность не велика допустима установка одного трансформатора связи но обычно на ТЭЦ устанавливается 2 трансформатора связи которые выбираются исходя из условия
где Sпер.макс – наибольшая из мощностей которая может протекать по одному из трансформаторов при отключенном втором вычисляемая по формулам 2. 2 и 2. 3 МВА.
Для выбора мощности трансформаторов связи на ТЭЦ необходимо рассмотреть следующие режимы работы:
) выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:
где Рг и соsφг – номинальная мощность (МВт) и номинальный коэффициент мощности генераторов;
Рг.н мин – минимальная нагрузка шин генераторного напряжения МВт ;
cosφcp – средний коэффициент мощности нагрузки принимаемый 08-09 [3 стр. 12];
Рсн – мощность потребляемая собственными нуждами МВт;
cosφcн – коэффициент мощности собственных нужд принимаемый равным 08 [3 стр.12].
) пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов определяется:
где Рг.н. макс и cosφср – максимальная нагрузка (МВт) шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки;
Рс макс и cosφc – максимальная нагрузка (МВт) и коэффициент мощности потребителей на среднем напряжении (для Uc=35 кВ сosφс принимается равным 09).
Для первой схемы на основании выражений 2. 1- 2. 3 будем иметь следующее:
)Рассчитаем мощность блочных трансформаторов Т3 и Т4 :
Выбираем блочные трансформаторы ТДЦ-200000110 [2 стр. 155] параметры которого сведем в таблицу 2.3.1
) Определим расчетную нагрузку на автотрансформаторы связи Т1 и Т2 :
Расчетная нагрузка в режиме максимальной мощности :
Где реактивная нагрузка на средней стороне (110 кВ) в режиме максимальной мощности :
Расчетная нагрузка в режиме минимальной мощности :
Где реактивная нагрузка на средней стороне (110 кВ) в режиме минимальной мощности :
Расчетная нагрузка в аварийном режиме :
По наибольшей расчетной мощности выбираем номинальую мощность трансформаторов с учетом перегрузки
Где Кп принят равным 14 так как график нагрузки и условия работы автотрансформаторов неизвестны. Выбираем два автотрансформатора АТДЦТН-160000330110 [2 стр. 157] параметры которого сведем в таблицу 2. 3. 1.
Проверяем загрузку обмоток автотрансформатора в комбинированном режиме передачи мощности из обмотки НН в обмотку ВН и одновременно из обмотки СН в обмотку ВН . Тогда в режиме минимальной загрузки загрузка последовательных обмоток автотрансформаторов :
Что меньше чем т.е. выбранные автотрансформаторы в этом режиме работать могут .
Проверяем загрузку обмоток автотрансформаторов при отключении одного из энергоблоков .В таком трансформаторном режиме загрузка обмотки автотрансформатора не должна превышать типовую мощность :
Что меньше чем следовательно этот режим допустим .
Таблица 2. 3. 1. Параметры трансформаторов для структурной схемы выдачи электрической энергии изображенной на рис. 2. 1. 1. а.
Напряжение обмотки кВ
Для второй структурной схемы выдачи электрической энергии выбираем 1 трансформатор связи как в предыдущем случае и 4 трансформатора для блока генератор-трансформатор т. е. для второй структурной схемы выдачи электрической энергии будем иметь следующее:
Выбираем блочные трансформаторы ТДЦ-160000110 [2 стр. 155] параметры которого сведем в таблицу 2.3.2
)Выберем блочный трансформатор на потребительское КРУ с учетом перегрузки :
Выбираем блочные трансформаторы ТРДНС-40000110 [2 стр. 135] параметры которого сведем в таблицу 2.3.2
)Выберем мощность автотрансформатора связи :
Где реактивная нагрузка на низкой стороне (10 кВ) в режиме максимальной мощности :
Где реактивная нагрузка на низкой стороне (10 кВ) в режиме минимальной мощности :
По наибольшей расчетной мощности выбираем номинальую мощность трансформаторов без учета перегрузки .
Выбираем автотрансформатор АТДЦТН-160000330110 [2 стр. 157] параметры которого сведем в таблицу 2. 3. 2.
Таблица 2. 3. 2. Параметры трансформаторов для структурной схемы выдачи электрической энергии изображенной на рис. 2. 1. 1. б .

icon 9.doc

9. Описание всех распределительных устройств имеющихся в проекте.
РУ должны удовлетворять ряду требований. Основные из них: надёжность экономичность удобство и безопасность обслуживания безопасность для людей находящихся вне РУ пожаробезопасность возможность расширения.
Надёжность в работе означает малую вероятность возникновения повреждения оборудования КЗ в РУ локализацию повреждения если оно возникло.
Требования экономичности предполагает возможно меньшие размеры РУ (площадь объём зданий) капитальные затраты и сроки сооружения.
Для оперативного персонала необходимо обеспечить безопасность и удобство осмотра оборудования произведений переключений и выполнения работ по устранению мелких неполадок для ремонтного персонала – безопасность и удобство ремонта и замены оборудования при снятии напряжения лишь с того присоединения которому принадлежит ремонтируемое оборудование. Требование возможности расширения означает возможность подключения к РУ новых присоединений.
Площадка ОРУ окружается от остальных территорий станции внутренним забором высотой 16 м – сплошным сетчатым и решётчатым. Компоновку ОРУ выбирают исходя из схемы соединений перспектив развития и особенностей конструкций установленных электрических аппаратов.
Открытое распределительное устройство 330 кВ.
Распределительные устройства расположенные на открытом воздухе называются открытыми распределительными устройствами. Открытые РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми: меньше объем строительных работ так как необходима лишь подготовка площадки устройство дорог сооружение фундаментов и установка опор в связи с этим уменьшается время сооружения и стоимость ОРУ; легче выполнить расширение и реконструкция; все аппараты доступны для наблюдения. В то же время ОРУ менее удобны в эксплуатации при низких температурах и в ненастье занимают значительную большую площадь чем ЗРУ а аппараты на ОРУ подвержены запылению загрязнению и колебаниям температуры.
Ошиновка ОРУ как это было отмечено выше выполняется гибким сталеалюминевым проводом.
В ОРУ 330 кВ необходимо сооружение дорог вдоль выключателей ширина РУ (размер в направлении пенпендикулярном сборным шинам ) состовляет 1574 м.. Проводники сборных шин укреплены на П-образных порталах высотой 12 м. установленные через каждые 48 м. (две ячейки ). Растояние между фазами равно 45 м. Разъединители установленны на стальных конструкциях высотой 18 м. Для защиты РУ от прямых ударов молнии на опорах установленны молниеотводы высотой 365 м. При ремонтно-монтажных работах высшая точка крана может находится на высоте 16 м. Учитывая что минимальное растояние от крана до проводов находящихся под напряжением принимается равным 4 м. а стрела провеса проводов – 3м. высота опор принята 23 м.
К ОРУ-330 кВ присоединены три воздушные ЛЭП напряжением 330 кВ и автотрансформатор связи АТДЦТН-160000330110. Каждый элемент схемы линий автотрансформатор присоединяются между двумя соседними выключателями.
Открытое распределительное устройство 110 кВ.
Для ОРУ 110 кВ со схемой с двумя рабочими и обходной системой шин принимаем компоновку в которой все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин что облегчает их обслуживание. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Выход линии предусмотрен как вправо так и влево; силовые трансформаторы расположенны справа (см. лист 2)
Особенность расматриваемого РУ заключается в своеобразном расположении полюсов шиных разъеденителей . Полюсы разъединителей первой системы шин установленны перпендикулярно направлению сборных шин. Полюсы разъеденителей второй системы сборных шин установленны ступенчато и параллельно направлению сборных шин. Провода соединяющие разъеденители первой и второй систем укрепленны на соответствующих полюсах разъеденителей и дополнительных опорных изоляторах.
Все геометрические размеру ОРУ 110 кВ указаны на прилогаемом к проекту чертеже (см. лист 2)
Закрытое распределительное устройство 10 кВ.
Комплектное распределительное устройство (КРУ) – это распределительное устройство состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах что позволяет добится тщательной сборки всех узлов и обеспечениея надежной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранными и готовыми к работе оборудованием поступают на место монтажа где их устанавливают соединяют сборные шины на стыках шкафов подводят силовые иконтрольные кабели. КРУ безопасно в обслуживании так как все части находящиеся под напряжением закрыты металлическим кожухом .
Для питания потребителей 10кВ в данном проекте используются шкафы КРУ серии К-ХХVI с вывключателем ВМПЭ-М-10-630 У3. Шкаф КРУ состоит из металлического корпуса внутри которого размещена вся аппаратура .Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделен на отсеки металлическими шторками. Выключатель с приводом установлен на выкатной тележке .В верхней и нижней частях тележки расположенны подвижные разъединяющие контакты которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинным и линейным неподвижными контактами . При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются и выключатель при этом будет отсоединен от сборных шин и кабельных вводов . Когда тележка находится вне корпуса шкафа обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта .
Для ввода от трансформаторов связи использую шкафы КРУ серии К-ХХVII с вывключателем ВВЭ-10-3152000 У3 . Особенностью этого шкафа является использование трансформаторов тока ТПШЛ для ввода токоведущих частей из соседней ячейки справа (или слева) .
Выводы и рекомендации
При выполнении данного курсового проекта были разработаны две структурные схемы выдачи электрической энергии на ТЭЦ и произведен выбор основного оборудования (генераторы трансформаторы типы распределительных устройств и виды их конструктивного исполнения для трех напряжений). Затем были произведены технико-экономические расчеты выбранных вариантов по которым был выбран лучший (меньшие капитальные затраты ).
Затем произвели расчет токов короткого замыкания выбранной схемы с использованием которых затем произвели выбор аппаратов (высоковольтных выключателей разъединителей и др.) а также токоведущих частей .
При выполнении проекта выполнен следующий перечень графической части:
- первый лист – полная принципиальная схема электрических соединений ;
- второй лист – конструктивный чертеж ОРУ 110 кВ.
При выполнении данного курсового проекта было выбрано довольно современное оборудование.

icon ТЭЦ-300.frw

ТЭЦ-300.frw

icon 7.doc

7. Выбор типов релейной защиты (генераторов трансформаторов шин отходящих ЛЭП и т. д.).
Основная задача релейной защиты состоит в обнаружении повреждённого участка и возможно быстрой выдаче управляющего сигнала на его отключение. Наиболее частыми повреждениями ЭО станций а также ЛЭП являются короткие замыкания (к.з.) при которых повреждённый участок отключается выключателем. Дополнительным назначением релейной защиты является выявление аномальных режимов работ не требующих немедленного отключения но требующих принятия мер для ликвидации (перегрузка обрыв оперативных цепей и др.). В этом случае защита действует на линии.
Защиты блока генератор – трансформатор
)продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ – 565;
)продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ – 565;
)защита напряжения нулевой последовательности – от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;
)газовая защита трансформатора – от замыкания внутри кожуха трансформатора;
)токовая защита обратной последовательности состоящая из двух фильтр – реле тока обратной последовательности РТФ – 2 и РТФ – 3. При этом чувствительный орган реле РТФ – 2 и РТФ – 3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле РТФ – 2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;
)токовая защита с пуском по минимальному напряжению – резервная от симметричных КЗ;
)защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания н землю;
)максимальная токовая защита от симметричных перегрузок используется ток одной фазы;
)цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;
)односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени – для защиты генератора.
Защиты трансформаторов собственных нужд.
)от повреждений внутри кожуха и на выводах – продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ – 562;
)от повреждений внутри кожуха трансформатора сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла – газовая защита;
)от внешних КЗ а так же для резервирования защит по пунктам 1) – 2) – МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
)от перегрузки – МТЗ использующая ток одной фазы с действием на сигнал.
)дифференциальная токовая защита без выдержки времени охватывающая все элементы которые подсоединены к системе шин осуществляется с помощью реле тока отстроенного от переходного и установившегося тока небаланса;
)на обходном выключателе устанавливается трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;
)на обходном выключателе – четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;
)на шиносоединительном выключателе – двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;
)на шиносоединительном выключателе – трёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.
Защита ВЛЭП 110 и 330 кВ .
)дистанционная защита
)токовая защита нулевой последовательности
)направленная защита с высокочастотной блокировкой
Защита кабельных линий 10 кВ .
Кабельные линии 10кВ должны предусматривать устройства релейной защиты от междуфазных замыканий и от однофазных с действием на сигнал наиболее распространенной является максимальная токовая защита.

icon 8.doc

8. Выбор измерительных приборов (в цепях генераторов трансформаторов ЛЭП) и измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Контроль за режимом работы основного и вспомогательного основного электрооборудования на электрических станциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающих и регистрирующих). Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаться в разных цепях и разных местах: на центральном пульте управления на главных щитах управления на блочных щитах управления и на местных щитах.
На сборных шинах 330 кВ на каждой системе шин устанавливаются: вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений приборы синхронизации (2 частотомера 2 вольтметра синхроноскоп осциллограф). В таблице 8.1 приведем типы используемых щитовых электроизмерительных приборов [1 стр. 436-437]. Для данного и последующего расчета следует отметить что все катушки напряжения измерительных приборов кроме катушки напряжения счетчиков имеют cos φ=1. Катушки же напряжения счетчиков активной и реактивной энергии имеют cos φ=038 [1 стр. 437]
Таблица 8. 1. Щитовые электроизмерительные приборы сборных шин 330 кВ.
Потребляемая мощность обмотки напряжения ВА (Вт)
Для питания выше указанных приборов выберем трансформатор напряжения вторичная нагрузка которого будет равна сумме потребляемой мощности приборами приведенными в таблице 8. 1: S2=7 ВА. На основании полученного значения S2=7 ВА принимаем трансформатор напряжения типа НКФ-330-73У1 параметры которого приведем в таблице
Таблица 8. 2. Параметры трансформатора напряжения типа НКФ-330-73У1.
Номинальное напряжение обмотокВ
Номинальная мощность при классе точности 05 ВА
Предельная мощность ВА
дополнительной вторичной
Обычно для трансформаторов напряжения контрольные провода выбираются исходя из условия механической прочности: для проводников медного сечения минимальное сечение по механической прочности составляет 25 мм2 (в настоящее время республиканские нормы предписывают использование медных проводов в любых случаях).
На межсистемных линиях 330 кВ контролируются токи в каждой фазе так как выключатели 330 кВ имеют пофазное управление и перетоки активной и реактивной мощности .
Принимаем к установке амперметры типа Э377 класса точности 15 и потребляемой мощностью 01 ВА [2 стр. 387].
Для питания обмотки амперметра примем трансформатор тока типа ТФУМ 330А У1 [2 стр. 306-307] параметры которого приведем в таблице 8. 3.
Таблица 8. 3. Параметры трансформатора тока типа ТФУМ 330А У1.
Номинальное напряжения кВ
Номинальное рабочее напряжения кВ
Номинальная нагрузка при классе точности 05 Ом
Ток эл. динам. ст. кА
Доп. ток кАдоп. время с терм. стойкости
Проверим выбранный трансформатор тока по следующим критериям:
) по напряжению: Uуст=330 кВ≤Uн=330 кВ;
) по току: Iраб.иакс=280АIн=500 А;
) по динамической стойкости:
) по термической стойкости: Вк=9399кА2с(Iтерм.ст)2tк=19322=74498 кА2с;
) по вторичной нагрузке (проверка на данный критерий осуществляется выбором требуемого сечения контрольно-измерительных кабелей): принимая переходное сопротивления контактов rк=005 Ом [1 стр. 439] минимальное сечение соединительных проводов будет определяться:
где ρ – удельное сопротивление меди равное 00175 Оммм2м;
Sприб - мощность потребляемая приборами (в данном случае тремя амперметрами ) ВА;
I2 – вторичный номинальный ток прибора А.
На основании полученного значения в качестве соединительного кабеля принимаем кабель КВРГ с сечением жилы 25 мм2.
На сборных шинах 110 кВ на каждой системе шин устанавливаются: вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений приборы синхронизации (2 частотомера 2 вольтметра синхроноскоп осциллограф). В таблице 8. 4 приведем типы используемых щитовых электроизмерительных приборов [1 стр. 436-437]. Для данного и последующего расчета следует отметить что все катушки напряжения измерительных приборов кроме катушки напряжения счетчиков имеют cos φ=1. Катушки же напряжения счетчиков активной и реактивной энергии имеют cos φ=038 [1 стр. 437]
Таблица 8. 4. Щитовые электроизмерительные приборы сборных шин 110 кВ.
Для питания выше указанных приборов выберем трансформатор напряжения вторичная нагрузка которого будет равна сумме потребляемой мощности приборами приведенными в таблице 8.4 : S2=7 ВА. На основании полученного значения S2=7 ВА принимаем трансформатор напряжения типа НКФ-110-83У1 параметры которого приведем в таблице
Таблица 8. 5. Параметры трансформатора напряжения типа НКФ-110-83У1.
На основании полученного значения и предписаний ПУЭ в качестве соединительного кабеля принимаем кабель КВРГ с сечением жилы 25 мм2.
В цепях шиносоединительного выключателя ОРУ 110 кВ должен быть установлен амперметр. Принимаем к установке амперметр типа Э377 класса точности 15 и потребляемой мощностью 01 ВА [2 стр. 387].
Для питания обмотки амперметра примем трансформатор тока типа ТФЗМ110Б-I-У1 [2 стр. 304-305] параметры которого приведем в таблице 8. 3.
Таблица 8. 6. Параметры трансформатора тока типа ТФЗМ110Б-I-УХЛ1.
) по напряжению: Uуст=110 кВ≤Uн=110 кВ;
) по току: Iраб.иакс=988 АIн=1000 А;
) по термической стойкости: Вк=66523 кА2с(Iтерм.ст)2tк=6823=13872 кА2с;
Sприб - мощность потребляемая приборами (в данном случае амперметром) ВА;
В цепи обходного выключателя должны быть установлены: амперметр ваттметр варметр с двухсторонней шкалой расчетные счетчики и фиксирующий прибор. В таблице 8.7 приведем типы указанных приборов с указанием мощности катушек тока и напряжения приборов [1 стр. 436-437 и 2 стр. 388-389].
Таблица 8. 7. Щитовые электроизмерительные приборы цепи обходного выключателя
Потребляемая мощность катушки ВА (Вт)
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
На основании принятых для данной цепи приборов распределим нагрузку между трансформатором тока и трансформатором напряжения.
Таблица 8. 8. Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Таблица 8.9. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.
мощность одной катушки Вт
В данном случае принимаем такой же трансформатор тока как и для цепи шиносоединительного выключателя. Определим для данного трансформатора тока сечение медных проводов контрольного кабеля согласно выражению 8. 1:
здесь при числе приборов больше 2-3 принимается rк=01 Ом [1 стр. 439]. Принимаем кабель КВРГ с медными жилами сечением 25 мм2.
В качестве трансформаторов напряжения принимаем трансформатор типа типа НКФ-110-83У1 параметры которого приведены в таблице 8. 2. Проверим выбранный трансформатор напряжения:
) по напряжению Uycт=110 кВ≤Uн=110 кВ;
) по вторичной нагрузке: S2=3232 ВАSн=200 ВА.
На высокой стороне автотрансформатора связи трансформатора устанавливаются амперметры. К установке примем амперметр типа Э377 класса точности 15 и потребляемой мощностью 01 ВА [2 стр. 387]. В качестве трансформатора тока примем трансформатор тока ТВТ330-I-6005. В качестве контрольно-измерительного кабеля принимаем кабель КВРГ с медными жилами сечением 25 мм2. Можно предположить что данный трансформатор тока будет удовлетворять и условию термической стойкости и условию динамической стойкости так как он встроенный в автотрансформатор.
На средней стороне автотрансформатора связи устанавливаются: амперметр ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой. В качестве указанных приборов возьмем амперметр типа Э377 ваттметр Д335 и варметр Д355 параметры которых приведены в таблице 8. 8.
На основании приведенных выше критериев выбора выбераем трансформаторы тока для данной цепи (выбираем трансформатор тока типа ТВТ110-I -10005[2 стр. 304-305]):
) по напряжению: Uуст=110кВ≤Uн=110кВ;
) по току: Iраб.макс=988А Iн=1000 А;
) по динамической устойчивости:
) по термической стойкости: Вк=66523 кА2с(Iтер.ст)2tк=6823=13872 кА2с;
) определим сечение медной жилы контрольного кабеля КВРГ по выражению 8. 1:
Принимаем сечение 25 мм2.
В качестве трансформатора напряжения для питания обмоток напряжения ваттметра и варметра принимаем трансформатор типа НКФ-110-83У1 класса точности 05 для которого номинальная мощность в выбранном классе точности Sн=400 ВА [2 стр. 328-329].
На стороне низшего напряжения трансформаторов связи должны быть установлены такие же приборы как и на стороне среднего напряжения автотрансформатора: амперметр ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой.
В качестве указанных приборов возьмем: амперметр Э377 ваттметр Д335 и варметр Д355 параметры которых приведены в таблице 8. 4.
Токовые обмотки амперметров ваттметров и варметров будут подключены к трансформатору тока в качестве которого примем трансформатор типа ТШЛ-20-У3 [2 стр. 300-301]. В таблице 8.10 приведем нагрузку данного трансформатора тока.
Таблица 8. 10. Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Проверим выбранный трансформатор тока:
) по напряжению: Uуст=18 кВUн=20кВ;
) по току: Iраб.макс=60376АIн=8000А;
) по динамической стойкости: не прверяется;
) по термической стойкости: Вк=2214.96кА2с(Iтерм.ст)2tк=16023=76800 кА2с;
) по вторичной нагрузке которая заключается в определении минимального сечения контрольного кабеля:
Принимаем кабель КВРГ сечением 25 мм2.
Обмотки напряжения ваттметров и варметров будут подключаться к трансформатору напряжения в качестве которого примем трансформатор напряжения типа ЗОМ 06-18У3 класса точности 1 номинальной мощностью Sн=150 ВА [2 стр. 332-333].Данные трансформаторы тока и напряжения поставляются в комплекте с комплектным токопроводом .
В цепи статора турбогенератора устанавливаются следующие приборы: амперметр вольтметр ваттметр варметр счетчики активной и реактивной мощности. В таблицах 8.11-8.12 приведем значения суммарной нагрузки трансформаторов тока и напряжения которую будем использовать для выбора трансформаторов тока и напряжения.
Таблица 8. 11. Вторичная нагрузка трансформатора тока.
Ваттметр (машинный зал)
В данном случае принимаем трансформатор тока типа ТШЛ-20Б-II У3 класса точности 05 [2 стр. 300-301]. Данный трансформатор тока выбирался по следующей методике:
) по напряжению: Uуст=18 кВ≤Uн=20 кВ;
) по току: Iраб.иакс=60376 АIн=8000 А;
) по термической стойкости: Вк=221496 кА2с(Iтерм.ст)2tк=16023=76800 кА2с;
) по вторичной нагрузке (проверка на данный критерий осуществляется выбором требуемого сечения контрольно-измерительных кабелей): принимая переходное сопротивления контактов rк=01 Ом [1 стр. 439] минимальное сечение соединительных проводов будет на основании выражения 8. 1 определяться:
принимаем контрольный кабель КВРГ сечение медных жил 25 мм2.
Таблица 8.12. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.
Ваттметр (машинный зал)
В качестве трансформатора напряжения принимаем ЗНОЛ.06-20У3 класса точности 05 номинальной мощностью Sн=75 ВА.
Для остальных цепей выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов будет осуществляться аналогично (все контрольно-измерительные приборы приведены на главной схеме электрических соединений которая прилагается к данному курсовому проекту).

icon 4.doc

4. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей.
Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо прежде всего правильно оценивать расчетные условия КЗ: составить расчетную схему наметить места расположения расчетных точек КЗ определить расчетное время протекания тока КЗ и наконец расчетный вид КЗ.
Расчетная схема – это однолинейная электрическая схема проектируемой станции в которую включены все источники питания и все возможные связи между ними и системой.
На схеме намечают расчетные точки соответствующие наиболее тяжелым условиям:
) на сборных шинах РУ каждого напряжения а если установлены секционные реакторы то на каждой секции;
) на выводах генераторов;
) за линейным реактором;
) за трансформаторами (реакторами) собственных нужд.
В качестве расчетного вида КЗ принимается как правило трехфазное.
Чаще всего расчет КЗ ведут в относительных единицах задаваясь базисными параметрами: Sн Uб.
1. Составление расчетной схемы и расстановка расчетных точек КЗ.
На основании данных задания и принятой структурной схемы выдачи электрической энергии (рис. 2. 1. 1 б) расчетную схему для определения токов КЗ представим в виде изображенном на рис. 4. 1. 1.
Рис. 4. 1. 1. Расчетная схема составленная для определения токов КЗ.
2. Определение параметров схемы замещения расчетной схемы.
Для определения параметров расчетной схемы рассмотрим как определяются параметры различных элементов:
) синхронные машины которые задаются сверхпереходным значением индуктивного сопротивления по продольной оси х’’d которая обычно указывается в каталогах в относительных единицах при номинальных условиях вводятся. в расчетную схему сопротивлением х’’d* приведенным к базисным условиям и ЭДС которая будет определяться по ниже приведенному выражению:
где Sнг – номинальная мощность генератора МВА;
Uн* - номинальное напряжение на шинах генератора до возникновения КЗ о. е.;
Iн* - номинальные ток генератора до возникновения КЗ о. е.
) энергосистема которая задается номинальной мощностью Sном и индуктивным сопротивлением хс в о. е. вводиться в расчетную схему приведенным индуктивным сопротивлением хс* и ЭДС:
) двухобмоточный трансформатор который задается номинальной мощностью Sном и напряжением короткого замыкания uk в процентах вводиться в расчетную схему сопротивление определяемым:
) трехобмоточный трансформатор который задается номинальной мощностью Sном и напряжениями короткого замыкания uk(в-с) uk(в-н) и uk(c-н) в процентах вводиться в расчетную схему сопротивлениями трех обмоток:
где uкв ukc и ukн – напряжения короткого замыкания трех обмоток выраженное в процентах которые определяются на основании следующих выражений:
) воздушная линия электропередач которая задается своей длиной l вводиться в схему замещения сопротивлением определяемым по формуле:
где Ucрн – средненоминальное напряжение соответствующей ступени кВ.
Также следует отметить что влиянием нагрузки пренебрегают но если КЗ произошло вблизи группы крупных двигателей то нагрузку следует учитывать.
Примем Sб=100 МВА а Uб будем принимать в зависимости от места КЗ.
Определим теперь параметры расчетной схемы присваивая им определенный порядковый номер и опуская символ “*”:
) синхронные генераторы:
) двухобмоточные трансформаторы Т1 и Т2 с обмоткой низшего напряжения разделенной на две ветви:
Сопротивление трансформаторов Т3 и Т4 :
) Автотрансформатор Т5 :
) воздушные линии электропередач присоединенные к РУ 330 кВ:
Воздушные линии электропередач соединены параллельно эквивалентируем их :
) трансформаторы собственных нужд:
Для пускорезервного трансформатора собственных нужд:
Также следует заметить что в данной расчетной схеме проектируемая ТЭЦ-380 имеет связь с другой электрической станцией КЭС-1200 (Г3Г4Г5 Г6) которую представим 4-мя параллельными генераторами ТГВ-300-2ЕУ3 номинальной мощностью Sном=353 МВА с х’’d=0195 о. е и с cos=085 подключенные на параллельную работу с другими станциями через 4 параллельных трансформатора ТДЦ-400000110 номинальной мощностью
Sном=400 МВА uk%=11%; Iх=045%. Тогда данная электрическая станция будет вводиться в расчетную схему следующими параметрами
ЭДС для турбогенераторов 100-1000 МВт принимаем по [3стр.130] .
На основании полученных результатов представим расчетную схему изображенную на рис. 4. 1. 1 в виде расчетной схемы замещения.
Рис. 4. 2. 1. Схема замещения.
3. Определение токов короткого замыкания в соответствующих точках расчетной схемы.
Рассмотрим КЗ в точке К-1 которое является расчетным для всех цепей напряжения 330 кВ. В данном случае Uб=340 кВ следовательно Iб=100(√3·340)=01698 кА.
На основании простейших последовательно-параллельных преобразований включая замену генераторов одним эквивалентным получим схему изображенную на рис. 4. 3. 1.а для которой:
С помощью метода коэффициентов токораспределения преобразуем данную схему изображенную на рис. 4. 3. 1.а к лучевому виду показанному на рис. 4. 3.1.б который заключается в следующем:
) определяем сопротивление эквивалентное сопротивлениям х21 х22согласно выражению:
) определяем коэффициенты распределения по ветвям :
) далее определяем результирующее сопротивление :
)теперь определяем реальные сопротивления ветвей :
Рис. 4. 3. 1. К расчету КЗ в точке К-1.
На основании полученной схемы замещения изображенной на рис. 4. 3. 1.б. получим следующие значения периодической составляющей токов короткого замыкания в начальный момент времени направляемых к точке КЗ К-1 всеми источниками причем расчет будем вести в именованных единицах:
Тогда суммарный ток КЗ подтекающий к точке К-1 будет равен:
Ударный ток КЗ имеет место через 001 с после начала КЗ и его величина определяется:
где I’’ - периодическая составляющая трехфазного тока КЗ в начальный момент времени кА;
kу – ударный коэффициент зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Та (принимаются в зависимости от места КЗ или типа генератора на основании таблиц 3-7 3-8 [1 стр. 181-182]).
Следовательно в нашем случае для системы- Та = 004 kу=178 для генераторов ТЭЦ- Та = 0267 kу=1963 для генераторов КЭС - Та = 032 kу=197 [1 стр. 182] ударный ток КЗ будет составлять:
Для выбора коммутационной аппаратуры необходимо знать токи КЗ в момент расхождения контактов выключателя . Это время для современных выключателей не превышает 02 с. При расчете периодической составляющей тока КЗ для момента времени до 05 с рекомендуют метод типовых кривых (рис. 3. 1[3 стр. 26]). Для этого:
) приведем номинальный ток генераторов к ступени напряжения где находится точка КЗ по выражению:
где Uсркз – средненоминальное напряжение той ступени на которой произошло КЗ кВ;
) для каждого генератора определить отношения I’’Г
) для заданного момента времении в данном случае кривой изображенной на рис. 3. 1 а [3 стр. 26] определяют отношение IГ I’’Г
) для системы ток КЗ является величиной не затухающей.
На основании полученного значения периодической составляющей тока КЗ для момента времени можно определить соответствующее значение апериодической составляющей по выражению:
В данном случае для установки в РУ ВН 330 кВ будем использовать выключатели ВГУ-330Б-403150У1 с собственным времем отключения=004 с. Тогда :
) приведенный номинальный ток генераторов будет равен:
От Г1 Г2 - I’ном=2·160(√3·340·085)=0639 кА;
) отношения I’’ГiI’ном для генераторов будут равны:
Для Г1 Г2- I’’ГI’ном1=103220639=1615;
Для системы и генераторов КЭС это отношение меньше единицы поэтому для них
) на основании полученных значений отношений рис. 3. 1. а [3 стр. 26] значения периодической составляющей токов КЗ генераторов для момента времени =005 с будут следующие:
Для Г1 Г2 – ItГК-1 =096·I’’ГК-1=096·10322=1кА;
Для генераторов КЭС
) суммарная периодическая составляющая тока КЗ в точке К-1 для момента времени =005 с будет равна:
ItК-1= ItГК-1+ ItСК-1+ ItГкКЭСК-1=1+5855+0399=7194 кА.
На основании выражения 4.15 [1 стр. 182] суммарная апериодическая составляющая тока КЗ будет равна:
Для Г1 Г2 – iаtГК- 1=кА
Где найденнопо кривым [3 стр. 151] для =005 с и при Та=0267
Для системы – iаtС =кА
Где найденнопо кривым [3 стр. 151] для =005 с и при Та=004
Для генераторов КЭС– iаtГКЭС =кА
Где найденнопо кривым [3 стр. 151] для =005 с и при Та=032
Рассмотрим трехфазное КЗ в точке К-2 которое является расчетным для всех цепей 110 кВ. В данном случае следует принять Uб=115 кВ и следовательно Iб=Sб(√3Uб)=100(√3115)=0502 кА.
Для расчета КЗ в точке К-2 будем иметь следующую схему замещения используя преобразования с первоначальной схемой приведенные выше и изображенную на рис 4. 3. 2.
Рис 4. 3. 2. Схема замещения для расчета трехфазного КЗ в точке К-2.
Эквивалентируем сопротивления соединенные последовательно .Получим :
В результате данных преобразований перейдем к следующей схеме замещения изображенной на рис. 4. 3. 3.
Рис. 4. 3. 3. К расчету КЗ в точке К-2.
На основании полученной схемы замещения изображенной на рис. 4. 3. 3. получим следующие значения периодической составляющей токов короткого замыкания в начальный момент времени направляемых к точке КЗ К-2 всеми источниками причем расчет будем вести в именованных единицах:
Для генераторов Г1 Г2
Тогда суммарная периодическая составляющая тока КЗ в начальный момент времени подтекающего к точке К-2 будет равен:
Аналогично предыдущему случаю определяем: для системы- Та = 004 kу=178 для генераторов ТЭЦ- Та = 0267 kу=1963 для генераторов КЭС - Та = 032 kу=197 [1 стр. 182] ударный ток КЗ будет составлять:
Для установки в РУ СН 110 кВ будем использовать выключатели ВЭК-110-402000У1 с собственным времем отключения=004 с. Тогда :
От Г1 Г2 - I’ном=2·160(√3·115·085)=189 кА;
Для Г1 Г2- I’’ГI’ном1=5348189=283;
Для Г1 Г2 – ItГК-2 =096·I’’ГК-2=092·5348=492кА;
ItК-2= ItГК-2+ ItСК-2+ ItГкКЭСК-2=508+5803+1745=12628кА.
На основании выражения 4. 15 [1 стр. 182] суммарная апериодическая составляющая тока КЗ будет равна:
Рассмотрим КЗ в точке К-3 по которому рассчитываются сборные шины потребительского КРУ
кВ а также выбираются выключатели .
С учетом преобразований проведенных выше схема будет иметь следующий вид (рис. 4. 3. 4) :
Рис. 4. 3. 4. К расчету трехфазного КЗ в точке К-3.
Расчет трехфазного КЗ в точке К-3 начнем с преобразования ветвей системы и генератора Г2. Получим :
С помощью метода коэффициентов токораспределения преобразуем данную схему изображенную на рис. 4. 3. 4. к лучевому виду показанному на рис. 4. 3.5.а который заключается в следующем:
) определяем сопротивление эквивалентное сопротивлениям х21х23 х24согласно выражению:
Эквивалентируем ветви генераторов Г1 и Г2 :
Далее с помощью метода коэффициентов токораспределения преобразуем схему (рис. 4. 3.5.а) к лучевому виду показанному на рис. 4. 3.5.б
) определяем сопротивление эквивалентное сопротивлениям х25х26 х28согласно выражению:
Рис. 4. 3. 5. К расчету трехфазного КЗ в точке К-3.
На основании полученной схемы замещения изображенной на рис. 4. 3.5. получим следующие значения периодической составляющей токов короткого замыкания в начальный момент времени направляемых к точке КЗ К-3 всеми источниками причем расчет будем вести в именованных единицах ( Uб=105 кВ Iб=Sб(√3Uб)=100(√3105)=55 кА):
Тогда суммарная периодическая составляющая тока КЗ в начальный момент времени подтекающего к точке К-3 будет равен:
Для установки в РУ НН 10 кВ будем использовать выключатели ВВЭ-10-31.52000У3 с собственным времем отключения=0075 с. Тогда :
От Г1 Г2 - I’ном=2·160(√3·105·085)=207 кА;
Для Г1 Г2- I’’ГI’ном1=542071;
Для системы и генераторов КЭС это отношение также меньше единицы поэтому для них
) на основании полученных значений отношений рис. 3. 1. [3 стр. 26] значения периодической составляющей токов КЗ генераторов для момента времени =005 с будут следующие:
ItК-3= ItГК-3+ ItСК-3+ ItГкКЭСК-3=54+257+0769=8739кА.
Где найденнопо кривым [3 стр. 151] для =0085 с и при Та=0267
Где найденнопо кривым [3 стр. 151] для =0085 с и при Та=004
Рассмотрим трехфазное КЗ в точке К-4 то есть корткое замыкание на шинах генератора .
В данном случае на основании преобразований схемы замещения для расчета К3 в точке К-3 схема замещения будет выглядеть следующим образом (4.3.5.а только без сопротивления х18):
Рис. 4. 3. 6. К расчету трехфазного КЗ в точке К-4.
На основании схемы замещения изображенной на рис. 4. 3. 6 получим следующие значения периодической составляющей токов короткого замыкания в начальный момент времени направляемых к точке КЗ К-4 всеми источниками причем расчет будем вести в именованных единицах ( Uб=18 кВ Iб=Sб(√3Uб)=100(√318)=3208 кА):
Для установки в РУ НН 10 кВ будем использовать выключатели МГУ-20-909500У3 с собственным времем отключения=02 с. Тогда :
От Г1 Г2 - I’ном=2·160(√3·18·085)=12075 кА;
Для Г1 Г2- I’’ГI’ном1=331912075=28;
) на основании полученных значений отношений рис. 3. 1. а [3 стр. 26] значения периодической составляющей токов КЗ генераторов для момента времени =021 с будут следующие:
Для Г1 Г2 – ItГК-1 =086·I’’ГК-1=086·3319=2854кА;
ItК-4= ItГК-4+ ItСК-4+ ItГкКЭСК-4=2854+15803+4745=4909кА.
Где найденнопо кривым [3 стр. 151] для =021 с и при Та=0267
Где найденнопо кривым [3 стр. 151] для =021 с и при Та=032
Особыми случаями являются КЗ за трансформаторами собственных нужд (рабочими и пускорезервным). Особенностью здесь является то что при КЗ в системе собственных нужд существенное влияние на характер процесса и величину тока оказывают группы электродвигателей включенных в непосредственной близости от места повреждения.
Для расчета трехфазного КЗ в К-5 необходимо знать суммарный ток электродвигателей который можно приближенно оценить по следующим выражениям:
а) при питании от рабочего трансформатора собственных нужд:
где IнТСН – номинальный ток рабочего трансформатора собственных нужд;
б) при питании от пускорезервного трансформатора собственных нужд:
Iн=15IнПРТСН (4. 13)
где IнПРТСН – номинальный ток пускорезервного трансформатора собственных нужд.
Суммарное значение сверхпереходного тока с учетом действия внешних источников определяется следующим образом:
I’’=I’’c+55(Iн.а.д+Iн.с.д) (4. 14)
где Iн.а.д Iн.с.д – суммы номинальных токов рассматриваемых групп двигателей соответственно асинхронных и синхронных;
I’’c – сверхпереходной ток от внешних источников.
Суммарный ударный ток трехфазного КЗ с учетом подпитки от внешних источников определяется:
iу=iу.с+12(Iн.а.д+Iн.с.д) (4. 15)
где iу.с – ударный ток КЗ от внешних источников.
Суммарную периодическую и как следствие на основании выражения 4. 11 апериодическую составляющие трехфазного КЗ за трансформаторами СН определим на основании анализа выражений 3. 69 и 3. 70 [1 стр. 225] для определения суммарной периодической составляющей для станций с генераторами 60-150 МВт (время для системы собственных нужд принимается равным в данном случае 012):
IП=I’’c+11Iн.а.д. (4. 16)
В данном выражении составляющая тока от внешних источников I’’c принята незатухающей.
Рассмотрим КЗ за рабочим трансформатором ТСН т. е. при КЗ в точке К-5. В данном случае схема замещения будет иметь следующий вид (рис.4.3.7.) с учетом схемы замещения при расчете трехфазного короткого замыкания для точки К-3 только вместо сопротивления трансформатора связи к потребительскому КРУ ( х18) подставим сопротивление трансформатора собственных нужд (хСН):
Рис. 4. 3. 7. К расчету КЗ в точке К-5.
В данном случае в качестве базисного напряжения следует взять: Uб=63 кВ. Следовательно Iб=100(√363)=916 кА.
Так как расматриваемый трансформатор ТСН является рабочим следовательно на основании выражения 4. 12 суммарный ток двигателей будет равен (для простоты расчета будем считать что все двигатели собственных нужд асинхронные):
Iн=1216(√363)=176 кА.
Определим сверхпереходной ток от внешней сети в именованных единицах воспользовавшись результатами расчета точки К-3:
Так как ударный коэффициент для секций собственных нужд kу=18÷185 то следовательно на основании выражения 4. 9 ударный ток от внешних источников будет равен:
iу.сК-5=√218513314=34833 кА.
Следовательно сверхпереходной и ударный ток КЗ в точке К-5 с учетом двигателей собственных нужд на основании выражений 4. 14 и 4. 15 будут равны:
I’’К-5=13314+55176=22994 кА;
iуК-5=34833+12176=55953 кА.
На основании выражения 4. 16 суммарная периодическая составляющая трехфазного тока КЗ в точке К-5 в момент времени =012 с будет равна:
IпК-5=13314+11176=1525 кА.
По таблице 3-8 [1 стр. 182] находим что постоянная времени затухания апериодической составляющей равна: Та=0045÷007 с. Следовательно апериодическая составляющая трехфазного тока КЗ в точке К-5 в момент времени =012 с равна:
iаtК-5=22994·√2·e-012005=295 кА.
Полученные значения токов короткого замыкания сведем в таблицу 4. 4. 1.
Таблица 4. 4. 1. Результаты расчета токов короткого замыкания по данным пунктов 4. 3 и 4. 4.
Точка короткого замыкания
К-3 (шины КРУ 10 кВ)
КЗ на выводах генератора Г1(Г2)
КЗ за трансформатором

icon 3.doc

3.Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений.
Выбор главной схемы электрических соединений является важным и ответственным элементом проектирования станций и подстанций.
Для выбора главной схемы электрических соединений должны быть заданы следующие данные: напряжение на которых выдается электроэнергия станций; оптимальное распределение генераторов между РУ различных напряжений; схема сетей и число линий на каждом напряжении; величина перетоков мощностей между РУ разных напряжений.
1. Определение числа и мощности трансформаторов собственных нужд.
Для питания установок собственных нужд на станциях сооружают РУСН 6 и 04 кВ поэтому применяется последовательная трансформация т. к. генераторное напряжение 18 кВ.
Если на станции предусматривается ГРУ 6-10 кВ то распределительное устройство СН получает питание непосредственно с шин ГРУ через понижающие трансформаторы.
Рабочие трансформаторы блоков присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения.
Резервные трансформаторы СН на ТЭЦ присоединяются к секциям ГРУ или выводам низшего напряжения трансформаторов связи.
На ТЭЦ количество секций принимается равным числу котлов.
Мощность рабочих трансформаторов СН выбирается исходя из заданного процента расхода на СН от мощности генераторов электрической станции.
Мощность резервных трансформаторов СН принимается равной или несколько больше мощности наибольшего рабочего трансформатора .Выбор их мощности будем осуществлять по принципу изложенному выше.. Количество резервных трансформаторов СН принимается: на 6 рабочих трансформаторов СН принимается 1 резервный; количество пускорезервных – на 2 рабочих трансформатора СН принимается один пускорезервный (только в случае чисто блочной схемы ТЭЦ).
В данном случае для двух вариантов структурных схем выдачи энергии примем 2 рабочих трансформатора СН и один пускорезервный трансформатор СН два рабочих марки ТДНС-1600020 [2 стр. 131] которых будут подключаться к к отпайке блочного генератора а пускорезервный марки ТРДНС-25000110 [2 стр. 149] к шинам среднего напряжения так как на СН имеется связь с КЭС-1200. Параметры трансформаторов собственных нужд приведем в таблице 3. 1. 1.
Также следует отметить что РУСН выполняется с одной системой шин.
Таблица 3. 1. 1. Параметры трансформаторов собственных нужд для структурных схем выдачи электрической энергии изображенных на рис. 2. 1. 1.
Напряжение обмотки кВ
2. Определение числа присоединений в каждом из РУ для 2-ух вариантов схем выдачи электрической энергии.
Варианты главной схемы электрических соединений разрабатываются по составленным структурным схемам выдачи мощности станции. Для принятой схемы выдачи мощности определяется число присоединений в кажом из РУ которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (nлэп) числа линий связи с систеиой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св) или питающих трансформаторов (nт) подключенных к данному РУ:
n=nлэп+nсв+nт.св+nт. (3. 1)
Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономичности целесообразных величин передаваемых мощностей:
где Рмакс – наибольшая передаваемая мощность МВт;
Рл – наибольшая передаваемая мощность на одну цепь МВт (определяется на основании таблицы 2. 1 [3 стр. 15] ).
Рассмотрим первый вариант структурной схемы выдачи электрической энергии для которого число присоединений к каждому РУ будет следующим:
а) число линий связи с системой и другими электрическими станциями определим на основании задания :
б) число трансформаторов связи присоединяемых к РУВН :
и тогда число присоединений к РУ ВН будет определяться
а) количество отходящих линий к потребителям питающихся на среднем напряжении определим на основании выражения 3. 2
б) число трансформаторов связи и трансформаторов для блока генератор-трансформатор присоединяемых к РУСН а также пускорезервных трансформаторов :
в) число линий связи с другими электрическими станциями определим на основании задания
и тогда число присоединений к РУ СН будет определяться
) для КРУ количество отходящих линий к потребителям определим на основании выражения 3. 2
Рассмотрим второй вариант структурной схемы выдачи электрической энергии изображенный на рис. 2. 1. 1. б для которого число присоединений к каждому РУ будет следующим:
а) число линий связи с системой и другими электрическими станциями определим на основании задания к курсовому проектированию
б) число трансформаторов связи :
) для КРУ количество отходящих линий к потребителям определим на основании выражения 3. 2:
3. Выбор схем распределительных устройств для 2-ух вариантов структурных схем выдачи электрической энергии.
Схемы РУ должны удовлетворять следующим требованиям:
) на электростанциях с блоками 300 МВт и более повреждение или отказ любого из выключателей (за исключением секционного и шиносоединительного) не должен приводить к отключению более одного энергоблока;
) повреждение или отказ секционного или шиносоединительного выключателя а также совпадение отказа или повреждения одного из выключателей с ремонтом любого другого не должны приводить к отключению более двух блоков и линий если при этом сохраняется устойчивая работа энергосистемы или ее части;
) каждый генератор мощностью 200 МВт и выше должен присоединяться к шинам повышенного напряжения через отдельные трансформаторы и выключатели;
) отключение присоединений должно производиться: ЛЭП – не более чем 2-мя выключателями; энергоблоков трансформаторов связи трансформаторов собственных нужд – не более чем 3-мя выключателями РУ каждого напряжения;
) должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей 110 кВ и выше без отключения соответствующих присоединений.
В ГРУ 6-10 кВ применяются схемы с одной или двумя системами сборных шин в зависимости от особенностей электрической сети (наличия резервирования по сети характера потребителей пр.) . Питание потребителей генераторного напряжения как правило осуществляется через групповые сдвоенные реакторы и КРУ.
Сборные шины ГРУ секционируются по числу генераторов. Для ограничения токов трехфазного КЗ при единичной мощности генераторов 30МВт и более в схеме предусматриваются секционные реакторы или трансформаторы связи с расщепленной обмоткой низшего напряжения.
Для РУ 35-220 кВ при числе присоединений не более 4-ех рекомендуются следующие схемы: блок трансформатор-линия (с выключателем или без него) схема мостика схема треугольника или четырехугольника.
Для РУ с большим числом присоединений могут применяться схемы: с одной секционированной и обходной системами шин с двумя основными и третьей обходной системой шин. При этом для РУ 35 кВ обходная система шин не предусматривается. В РУ с 2-мя основными и третьей обходной системой шин при числе присоединений менее 12 системы шин не секционируются. При числе присоединений 12-16 секционируют одну рабочую систему шин получив таким образом 3 секции сборных шин. В случае применения одной секционированной системы сборных шин устанавливают отдельный обходной выключатель для каждой секции.
Для РУ 330-750 кВ могут применяться следующие схемы : полуторная 43 выключателя на цепь многоугольников исдвоенных многоугольников блоки генератор-трансформатор-линия с уравнительной системой шин .
На основании выше изложенного примем следующие конструкции распределительных устройств:
) в первом и во втором случаях для потребительского КРУ применим схему с одной системой секционированных сборных шин питание потребителей на напряжение 10кВ будет осуществляться через шкафы КРУ;
) так как число присоединений к РУ СН в первом случае равняется 9 а во втором 8 то к обоим вариантам применим схему с двумя рабочими и обходной системой шин которые на основании выше изложенного не секционируются;
) в случае РУ ВН на основании числа линий равного 5 у первого варианта применим схему с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи а для второго варианта примем схему четырехугольника (квадрата) .
4. Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений.
Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняется по следующим группам показателей которые должны быть определены для каждого варианта: количество и мощность основного оборудования и коммутационных аппаратов (выключателей разъединителей и т. п.); потери генерирующей мощности и отходящих линий при различных аварийных и ремонтных режимах; капитальные затраты; потери энергии и приведенные затраты.
Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:
Зi=pнКi+Иi+Yi (3. 3)
рн – нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений равный 012 [3 стр. 20];
Yi – ущерб от недоотпуска электроэнергии тыс. у. е.
Капиталовложения Кi определяют по укрепленным показателям стоимости элементов схем на основании таблиц 10. 14 – 10. 26 [2 стр. 562-579] причем при сравнении вариантов целесообразно исключать из расчета те капиталовложения которые являются одинаковыми для всех вариантов.
Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов связанных с потерей энергии в трансформаторах РУ ИРУ:
И=Иа+ИРУ=(Ра+Ро)К100+Э10-5 (3. 4)
где Ра и Ро – отчисления на амортизацию и обслуживание которые равны соответственно 63 и 2 о. е. [3 стр.21];
Э – потери энергии в трансформаторах кВтч;
– стоимость 1 кВтч потерянной энергии равная 8·10-6 тыс. у. е. [3 стр.21].
Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:
где Рхх – потери холостого хода трансформатора кВт;
Ркз – потери короткого замыкания трансформатора кВт;
Sн – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sм – максимальная нагрузка трансформатора МВА;
Т – число часов работы трансформатора которое можно принять равным 8760 час.;
- число часов максимальных потерь значение которого определяется по рис 5. 5 [1 стр. 458] на основании числа часов использования максимальной нагрузки Тм час.
Потери энергии в трехобмоточном трансформаторе определяются по формуле:
где индексами В С Н обозначены величины относящиеся соответственно к обмоткам высшего среднего и низшего напряжения; величины и определяются также по соответствующему значению Тм. В каталогах для трехобмоточных трансформаторов обычно приводится величина потерь короткого замыкания для пары обмоток В-Н: РкзВ-Н - и если мощности всех трех обмоток одинаковы то принимают: РкзВ=РкзС=РкзН =05РкзВ-Н.
Потери в нескольких параллельно работающих однотипных трансформаторах определяются:
Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется только в том случае если сравниваемые варианты существенно отличаются по надежности питания. Для учета этой величины необходимо знать вероятность и длительность аварийных отключений характер производства и ряд других факторов.
Примем число часов использования максимальной нагрузки для потребителей всех уровней напряжения Тм=8760 час. тогда на основании рис 10. 1[2 стр. 546] =4000 час.
Определим годовые потери электроэнергии в трансформаторах связи для первого варианта структурной схемы выдачи электрической энергии согласно выражениям (3. 6) и (3. 7):
Определим годовые потери электроэнергии в блочном трансформаторе согласно выражениям (3. 5):
Определим годовые потери электроэнергии в трансформаторах связи и в блочном трансформаторе для второго варианта структурной схемы выдачи электрической энергии согласно выражениям (3. 5) (3. 6) и (3. 7):
На основании укрупненных показателей стоимости электрооборудования приведенных таблицах 10. 14 – 10. 26 [2 стр. 562-579] оценим капитальные вложения в оба варианта результаты сведем в таблицу 3. 4. 1. Но в данную таблицу сведем только то оборудование которым отличаются оба варианта .
Таблица 3.4.1. Укрупненные показатели стоимости основного электрооборудования сравниваемых вариантов.
Количество единиц шт.
Общая стоимость тыс. у. е.
Трансформатор ТДЦ-200000110
Трансформатор АТДЦТН-160000330110
Трансформатор ТДЦ-160000110
Определим приведенные затраты на основании выражений (3. 3) и (3. 4) для обоих вариантов (следует отметить что выражение (3. 3) применимо в случае если строительство осуществляется за один год на самом же деле следует учитывать фактор времени):
На основании полученного результата принимаем второй вариант структурной схемы выдачи электрической энергии как наиболее экономически целесообразного.

icon 6.doc

6. Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов шины распределительных устройств всех напряжений ).
Основное электрическое оборудование станций 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 электрических установок.
Выберем сборные шины 105 кВ КРУ .Предполагаем что сборные шины будут расположены горизонтально при расположении большой грани полосы в вертикальной плоскости с расстоянием между фазами 08 м и расстоянием между опорными изоляторами (пролетом) 2 м.
Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току ) :
Сборные шины в связи с неравномерностью нагрузки по их длине по экономической плотности тока не выбираются поэтому сечение шин выбираем по допустимому току:
По табл. 7.3 [2 стр.395] выбираем прямоугольные медные шины 100х10 .
Условие выбора : ≤Iдоп;
≤Iдоп=1820А(на фазу)- однополосная шина. Сечение шины: 100×10.
Проверка шин на термическую стойкость:
Проверка шин на электродинамическую стойкость :
J- момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы см4 ;
q – поперечное сечение шины см2 .
Расчитанная собственная частота колебания меньше 30Гц значит механического резонанса не возникнет.
Проверка шин на механическую стойкость:
Наибольшее усилие при 3-х фазном К.З.
где =1-коэффициент формы при а>>2(b+h)
а- расстояние между шинами м
Напряжение в материале шины:
где W- момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной
=140 МПа (по табл. 4.2 [1])- допустимое напряжение в материале шины для марки АДО.
По табл. 5.7 [2 стр.282] выбираем опорные изоляторы ИОР-10-375УХЛ Т2
Изоляторы выбираем по:
- номинальному напряжению Uном. изол≥Uуст т. е. 10=10кВ;
- по допустимой нагрузке Fрасч ≤ Fдоп;
Fдоп =06 Fразр =06 3750=2250 Н;
Fрасч =3633 Fдоп =2250- условие выполняется .
По табл. 5.7 [2 стр.288] выбираем проходные изоляторы ИП-10-2000-3000УХЛ Т2
-по номинальному току 16982000А;
Fрасч =1209 Fдоп =063000=1800- условие выполняется .
Выберем сборные шины 330 кВ которые по экономической плотности тока не выбираются: принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равной току наиболее мощного присоединения в данном случае это автотрансформатор связи поэтому максимальный рабочий ток для данного участка рассчитывается на основании 50% перегрузки автотрансформатора связи:
Принимаем 3×АС-18529 диаметром провода d=188 мм и с допустимым длительным током Iдл.доп=510 А [2 стр. 428]. Расстояние между фазами D=45 м фазы расположены горизонтально.
Согласно ПУЭ на динамическую стойкость при токах КЗ должны проверяться гибкие шины РУ при мощностях короткого замыкания на них равной или большей следующих величин: Uн=110 кВ – S’’=4000 МВА; Uн=150 кВ – S’’=6000 МВА; Uн=220 кВ – S’’=8000 МВА; Uн=330 кВ – S’’=12000 МВА [1 стр. 279]. В нашем случае S’’=√372262330=4131 МВА следовательно схлестывание выбранных проводов не произойдет.
Проверка на термическое действие тока КЗ согласно ПУЭ не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе .
Однако согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий на 330 кВ выполненное не ращепленным проводом является АС 60072 .Поэтому окончательно принимаем провод АС 60072 диаметром провода d=332 мм и с допустимым длительным током Iдл.доп=1050 А [2 стр. 428]
Так как нагрузка по длине провода соединяющего ОРУ 330 кВ и выводы трансформаторов связи распределена равномерно то следовательно их выбор будем проводить по экономической плотности тока. На основании принятой ранее экономической плотности тока экономическое сечение в данном случае будет равно:
Принимаем два провода в фазе АС-24032 диаметром провода d=24 мм и с допустимым длительным током Iдл.доп=605А (одного провода) [2 стр. 429] Расстояние между фазами расположенными горизонтально при напряжении 330 кВ следует принять: D=45 м.
Проверяем провода по допустимому току :
Проверка на термическое действие тока КЗ согласно ПУЭ не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе .
Однако в соответствии с ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий на 330 кВ выполненное не ращепленным проводом является АС 60072 .Поэтому окончательно принимаем провод АС 60072 диаметром провода d=332 мм и с допустимым длительным током Iдл.доп=1050 А [2 стр. 428]
Выберем сборные шины 110 кВ которые по экономической плотности тока не выбираются: принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равной току наиболее мощного присоединения в данном случае это блок генератор-трансформатор .Блочный трансформатор не может быть загружен мощностью большей чем мощность генератора 160 МВт поэтому :
Принимаем АС-60072 диаметром провода d=332 мм и с допустимым длительным током Iдл.доп=1050 А [2 стр. 428]. Расстояние между фазами D=3 м фазы расположены горизонтально.
Согласно ПУЭ на динамическую стойкость при токах КЗ должны проверяться гибкие шины РУ при мощностях короткого замыкания на них равной или большей следующих величин: Uн=110 кВ – S’’=4000 МВА; Uн=150 кВ – S’’=6000 МВА; Uн=220 кВ – S’’=8000 МВА; Uн=330 кВ – S’’=12000 МВА [1 стр. 279]. В нашем случае S’’=√312896115=2569 МВА следовательно схлестывание выбранных проводов не произойдет.
Проверка по условиям коронирования в данном случае не производится так как согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ 70 мм2.
Так как нагрузка по длине провода соединяющего ОРУ 110 кВ и выводы трансформаторов связи распределена равномерно то следовательно их выбор будем проводить по экономической плотности тока. На основании принятой ранее экономической плотности тока экономическое сечение в данном случае будет равно:
Принимаем два провода в фазе АС-50027 диаметром провода d=294 мм и с допустимым длительным током Iдл.доп=960А (одного провода) [2 стр. 429] Расстояние между фазами расположенными горизонтально при напряжении 110 кВ следует принять: D=3 м.
Проверка на термическое действие тока КЗ согласно ПУЭ не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе . Проверка по условиям коронирования также не производится так как согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ 70 мм2.
Для участка от выводов генератора Г1(Г2) до блочного трансформатора в качестве токоведущих частей возьмем пофазно экранированный токопровод генераторного напряжения ГРТЕ-20-10000-300.
Проверим выбранный токопровод по следующим критериям:
) по напряжению: Uуст=20 кВ≤Uн=20 кВ;
) по току: Iраб.иакс=6356 АIн=8625А;
) по динамической стойкости:
Табл.6.1. Расчетные и каталожные данные
Номинальное напряжение кВ
Электродинамическая стойкость кА
Токоведущая шина dxsмм
Междуфазное расстояние А мм
Тип опорного изолятора
Шаг между изоляторами мм
Тип применяемого трансформатора напряжения
Тип встраиваемого трансформатора тока
Предельная длинна монтажного блока или секции м
Выберем сборные шины 63кВ дл собственных нужд. Предполагаем что сборные шины будут расположены горизонтально при расположении большой грани полосы в вертикальной плоскости с расстоянием между фазами 08 м и расстоянием между опорными изоляторами (пролетом) 15 м.
По табл. 7.3 [2 стр.395] выбираем прямоугольные алюминиевые шины 100х8.
Для неизолированных проводов и окрашенных шин:
Iдоп=1625А(на фазу)- однополосная шина. Сечение шины: 100×8.
=90 МПа (по табл. 4.2 [1])- допустимое напряжение в материале шины для марки алюминиевого сплава АД31Т1.
По табл. 5.7 [2 стр.282] выбираем опорные изоляторы ИО-6-375 У3
- номинальному напряжению Uном. изол≥Uуст т. е. 6 кВ = 6кВ;
Fрасч =12836 Fдоп =2250- условие выполняется .
- номинальному напряжению Uном. изол≥Uуст т. е. 10 кВ > 6кВ;
-по номинальному току 14662000А;
Fрасч =50836 Fдоп =300006=1800- условие выполняется .
Закрытый токопровод от трансформатора собственных нужд до шин СН:
По таб.9.14 [2] выбираем закрытый токопровод ТЗК-6-1600-51
Табл.6.2. Расчетные и каталожные данные
Цилиндрическая D=622
Выбор закрытого токопровода от пускорезервного трансформатора до шин РУ СН.
По таб.9.14 [2] выбираем 2 закрытых токопровода ТЗК-6-1600-81
Табл.6.3. Расчетные и каталожные данные
Выберем провода соединяющие ОРУ 110 кВ и выводы пускорезервного трансформатора собственных нужд .Так как нагрузка по длине провода распределена равномерно то следовательно их выбор будем проводить по экономической плотности тока. На основании принятой ранее экономической плотности тока экономическое сечение в данном случае будет равно:
Принимаем провод АС-2542 диаметром провода d=69 мм и с допустимым длительным током Iдл.доп=142А [2 стр. 429] Расстояние между фазами расположенными горизонтально при напряжении 110 кВ следует принять: D=3 м.
Однако согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий выполненное не ращепленным проводом для 110 кВ является АС 7011 .Поэтому окончательно принимаем провод АС 7011 диаметром провода d=11 и с допустимым длительным током Iдл.доп=265 А [2 стр. 428]

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 11 часов 59 минут
up Наверх