Проектирование электрической части ТЭЦ 652 МВт
Выбор площадки для теплоэлектроцентрали. Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе. Выбор количества и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем. Расчёт параметров токов короткого замыкания.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 27.07.2014 |
| Размер файла | 4,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Таблица 31. Выбор разъединителей на напряжения 6-10 кВ
|
Условия проверки |
Расчетные данные |
Данные по разъединителюРВП(З-1,2)-20/12500У3 |
|
; |
|||
Таким образом, выбранные разъединители проходят по всем условиям и пригодны к установке в цепи генераторов 63 и 100 МВт, в цепи секционных реакторов, РТСН и в цепи НН трансформаторов связи.
Следует оговориться о том, как производился выбор выключателей и разъединителей на ГРУ. При их выборе предполагалось, что секционные выключатели при КЗ на выводах одного из генераторов включены, таким образом, точка КЗ была электрически неудалённой относительно других генераторов на ГРУ. Если же в нормальном режиме держать секционные выключатели отключенными или осуществлять каскадное отключение при коротком замыкании, то есть в первую очередь производить отделение источников, питающих точку КЗ, а уже затем отключать повреждённый участок, то значения токов КЗ могут быть значительно ниже. Однако в курсовом проекте были приняты наиболее тяжёлые, но в то же время весьма вероятные условия, при которых происходит КЗ. В случае раздельной работы источников и применения каскадного отключения КЗ может быть значительно увеличен ресурс установленных выключателей по отключению токов короткого замыкания.
4.3.3 Выбор трансформаторов напряжения и тока
Вначале произведём выбор трансформаторов напряжения.
Трансформаторы напряжения в цепи генераторов устанавливаются встроенными в комплектный токопровод. В выбранные токопроводы (см. далее) встроены трансформаторы ЗНОЛ-6(10) [15], имеющие номинальную мощность основной вторичной обмотки 75 ВА в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счётчиков.
Рис. 46. Внешний вид трансформаторов напряжения ЗНОЛ
Согласно [23], в цепи генераторов необходима установка следующих измерительных приборов:
Таблица 32. Измерительные приборы, подключаемые к трансформатору напряжения
|
Прибор |
Тип |
одной обмотки,ВА |
Число обмоток |
Число приборов |
Общая |
||||
,Вт |
,вар |
||||||||
|
Ваттметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
2 |
6 |
0 |
|
|
Варметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
0 |
|
|
Счетчик активной энергии |
Меркурий 233 |
2 |
2 |
0,5 |
0,866 |
1 |
2 |
3,464 |
|
|
Вольтметр |
Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
1 |
2 |
0 |
|
|
Вольтметр регистрирующий |
Н-344 |
10 |
1 |
1 |
0 |
1 |
10 |
0 |
|
|
Частотомер |
Э-372 |
3 |
1 |
1 |
0 |
2 |
6 |
0 |
|
Ваттметррегистрирующий |
Н-344 |
10 |
1 |
1 |
0 |
1 |
10 |
0 |
|
|
Датчик активной мощности |
Е-829 |
10 |
- |
1 |
0 |
1 |
10 |
- |
|
|
Датчик реактивной мощности |
Е-830 |
10 |
- |
1 |
0 |
1 |
10 |
0 |
|
|
Сумма: |
59 |
3,464 |
|||||||
|
59,1 ВА |
, т.к. . Мощность трансформаторов напряжения умножаем на 3, поскольку для однофазных трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, следует брать суммарную мощность всех трех фаз. Таким образом, данный трансформатор способен работать в классе точности 0,5.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами примем кабель КВВГ (с медными жилами, с поливинилхлоридной изоляцией в поливинилхлоридной оболочке) с сечением жил 2,5мм2.
Выполним проверку по потерям напряжения.
.
Сопротивление проводов при длине кабеля 40 м [5], стр. 170:
.
Тогда потеря напряжения:
.
Полученная потеря напряжения меньше 0,5%, что нужно для подключения счетчиков согласно ПУЭ.
Таким образом, трансформаторы напряжения ЗНОЛ-6У3, ЗНОЛ-10У3 и кабель КВВГ сечением 2,5 мм2 удовлетворяют всем требованиям и принимаются к установке.
Теперь произведём выбор трансформаторов тока.
В выбранный к установке комплектный токопровод (см. далее) встроены трансформаторы тока ТШ-20-10000/5 [5].
Рис. 47. Внешний вид трансформатора тока ТШ
Таблица 33. Параметры трансформаторов тока
|
Тип TA |
, кВ |
Номинальный ток, А |
Номинальная нагрузка в классе точности 0,2, Ом |
||
|
первичный |
вторичный |
||||
|
ТШ-20-10000/5 |
20 |
10000 |
5 |
12 |
Проверку по номинальному напряжению, электродинамической и термической стойкости не проводим, так как указанные трансформаторы тока встроены в пофазно-экранированный токопровод, прошедший все эти проверки. Остается проверить трансформаторы тока по вторичной нагрузке.
Согласно [23], перечень приборов для подключения к трансформатору тока в цепи генератора будет следующим:
Таблица 34. Измерительные приборы, подключаемые к трансформатору тока
|
Прибор |
Тип прибора |
Нагрузка фаз, ВА |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр регистрирующий |
Н-344 |
- |
10 |
- |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
|
Варметр |
Д-335 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
|
Счетчик активной энергии |
Меркурий 233 |
0,1 |
- |
0,1 |
|
|
Ваттметр (щит турбины) |
Д-335 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
|
Ваттметр регистрирующий |
Н-348 |
10 |
- |
10 |
|
|
Сумма: |
11,6 |
10 |
11,6 |
Общее сопротивление приборов:
.
Допустимое сопротивление проводов:
.
Рассмотрим кабель с медными жилами длиной 40 м, схема соединения трансформаторов тока по [18] - полная звезда, поэтому .
.
Согласно [18] по механической прочности примем кабель КВВГ (с медными жилами, с поливинилхлоридной изоляцией в поливинилхлоридной оболочке) сечением 2,5 мм2. Тогда:
;
.
Как видим, полученное значение меньше номинальной вторичной нагрузки трансформатора тока (12 Ом).
Трансформаторы тока ТШ-20-10000/5, встроенные в комплектный токопровод, проходят по всем параметрам и принимаются к установке.
Выберем трансформаторы тока в цепи отходящих линий 6 кВ, в цепи секционного выключателя и в цепи НН трансформаторов связи.
В КРУ 6 кВ в цепи отходящих линий установлены трансформаторы тока ТПЛ-10-М производства ОАО "Свердловский завод трансформаторов тока" на номинальный ток 1000 А с номинальной нагрузкой 25 Ом в классе точности 0,2 [8]. Поскольку перечень приборов в цепи отходящих линий будет тем же, что и в цепи линий 110-220 кВ, то и сопротивление приборов, подключенных к данному трансформатору тока, будет тем же. Вторичная нагрузка составляла 2 Ом при длине соединительных проводов 100 м. Поскольку на напряжении 6 кВ длина проводов составляет 40 метров, то расчётная нагрузка трансформатора тока окажется меньше номинальной, и он однозначно подойдёт к установке в цепи отходящих линий.
Рис. 48. Внешний вид трансформатора тока ТПЛ
Проверим выбранный трансформатор тока на термическую и электродинамическую стойкость:
Таблица 35. Проверка трансформаторов тока на термическую и электродинамическую стойкость
|
Условия проверки |
Расчетные данные |
Данные по трансформатору токаТПЛ-10-М |
|
В общем случае данный трансформатор тока на стойкость при коротких замыканиях можно было не проверять, поскольку он устанавливается в КРУ, уже рассчитанном на уровни токов КЗ при выбранном реакторе. Как мы убедились, выбранные трансформаторы тока проходят по всем условиям и пригодны для установки в цепи отходящих линий 6 кВ.
Для установки в цепи секционного реактора и в цепи НН трансформатора связи примем шинные трансформаторы тока ТШЛ-20I того же производителя [8]. Данные трансформаторы тока рассчитаны на номинальный первичный ток 18000 А, имеют номинальное напряжение 20 кВ, вторичный ток 1 А и номинальную вторичную нагрузку 30 Ом в классе точности 0,2. Данные трансформаторы тока используются согласно [23] только для подключения амперметра (в цепи секционного реактора) или для подключения амперметра, ваттметра и варметра с двухсторонней шкалой (в цепи трансформатора связи). Очевидно, что вторичная нагрузка при этом будет значительно ниже, а номинальная вторичная нагрузка, напротив, выше, чем в предыдущих случаях установки трансформаторов тока. Таким образом, трансформатор тока ТШЛ-20I пригоден к установке по условию загрузки вторичной обмотки.
Проверим выбранный трансформатор тока на термическую и электродинамическую стойкость по наиболее тяжёлым условиям:
Таблица 36. Проверка трансформаторов тока на термическую и электродинамическую стойкость
|
Условия проверки |
Расчетные данные |
Данные по трансформатору токаТШЛ-20I |
|
Таким образом, выбранные трансформаторы тока проходят по всем условиям и пригодны для установки в цепи секционного реактора и в цепи НН трансформаторов связи.
4.3.4 Выбор токоведущих частей
Вначале произведём выбор пофазно-экранированных токопроводов.
По известному току утяжелённого режима для генераторов 100 МВт (7234,966 А) и генераторов 63 МВт (7596,714 А) по [15] выбираем комплектные токопроводы ТЭНЕ-20-8000-300УХЛ1 (для генераторов 100 МВт) и ТЭНЕ-20-11250-400УХЛ1 (для генераторов 63 МВт) на напряжение 20 кВ производства ОАО "ВНИИР".
Рис. 49. Внешний вид пофазно-экранированных токопроводов ТЭНЕ
Проверим токопроводы на термическую и электродинамическую стойкость по наиболее тяжёлым условиям:
Таблица 37. Проверка комплектных токопроводов на термическую и электродинамическую стойкость
|
Условия проверки |
Расчетные данные |
Данные по токопроводуТЭНЕ-20-8000-300УХЛ1 |
|
Следовательно, выбранные токопроводы могут быть установлены в цепи генераторов 63 и 100 МВт. Теперь выберем шины генераторного распредустройства. Сечение плоских шин согласно [18] выбирают по допустимому нагреву при максимальном токе. Наибольший ток, протекающий по шинам ГРУ, равен 7596,714 А. По [16], стр. 398 принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения 2x(200х90х12) мм2, имеющие допустимый продолжительный ток .
Рис. 50. Шина коробчатого сечения
Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ. Минимальное сечение, обеспечивающее термическую стойкость шин ():
.
Получили величину меньше выбранного сечения, следовательно, выбранные шины термически стойки.
Проверим шины на электродинамическую стойкость при КЗ.
Значение суммарного тока КЗ на шинах ГРУ равно 329 кА.
Примем расположение шин в вершинах прямоугольного треугольника в связи с более компактным их размещением в ГРУ.
Рис. 51. Шины, расположенные в вершинах треугольника
Расчёт будем вести в соответствии с указаниями [3].
Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления . При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетная формула имеет вид:
,
где: l = 2 м - расстояние между изоляторами;
а = 0,8 м - расстояние между фазами.
Условие электродинамической стойкости шин:
.
Допустимое напряжение для алюминиевых шин согласно [3] составляет 90 МПа. Таким образом, шины удовлетворяют условию электродинамической стойкости.
Выберем также изоляторы для крепления на них шин ГРУ.
По [16] выбираем опорные изоляторы ИО-10-30УЗ. Минимальная разрушающая сила для выбранного изолятора , высота изолятора 154 мм. Проверяем изоляторы на механическую прочность при КЗ.
Максимальная сила, действующая на изгиб, определяется по формуле:
.
Поправка на высоту коробчатых шин:
.
Тогда расчётная сила, действующая на изолятор:
.
Условие механической прочности изоляторов при КЗ:
;
.
Таким образом, изолятор ИО-10-30,00УЗ не проходит по механической прочности, поэтому принимаем решение уменьшить расстояние между изоляторами до 0,75 м. При этом:
;
;
.
Таким образом, опорные изоляторы ИО-10-30,00УЗ, установленные на расстоянии 0,75 м друг от друга, проходят по условию механической прочности при КЗ.
Теперь произведём выбор гибкого токопровода от шин ГРУ до трансформаторов связи.
Допустимая стрела провеса по габаритно-монтажным условиям согласно [18] равна 2,5 м.
Выбираем сечение по экономической плотности тока. Тогда .
Принимаем два несущих провода АС-700/86. Тогда сечение алюминиевых проводов должно быть равно:
.
Число проводов А-500:
.
Принимаем число проводов равным 13.
Таким образом, к установке принимаем токопровод 2AC-700/86+12А-500 диаметром 160 мм с расстоянием между фазами 3,5 м.
Проверяем по допустимому току:
.
Данное значение меньше тока, возникающего при отключении одного из трансформаторов связи (2·7596,714 А = 15193,428 А).
Пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения, поэтому проверка на термическую стойкость согласно [18] не производится.
Проверяем токопровод по условиям схлестывания.
Сила взаимодействия между фазами на единицу длины токопровода:
.
Сила тяжести 1 м токопровода (с учетом массы колец 1,6 кг, массы 1 м провода АС-700/86 1,9 кг, 1 м провода А-500 1,38 кг) определяется как:
.
Принимая время действия релейной защиты 0,1 с, находим:
;
.
По [22] для значения находим . Отсюда:
.
Допустимое отклонение фазы:
,
где - наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения. Для токопроводов ГРУ согласно [18].
Схлестывания нe произойдет, так как действительное отклонение фазы в 1,65 м меньше допустимого в 3,24 м.
Проверяем гибкий токопровод по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы.
Усилие на каждый провод:
.
Удельная нагрузка на каждый провод А-500 от взаимодействия при КЗ:
,
где q - сечение провода, мм2 .
Удельная нагрузка на провод А-500 от собственного веса:
.
Принимая максимальное натяжение на фазу в нормальном режиме Тф,max = 100·103 Н, определяем максимальное механическое напряжение:
Определяем допустимое расстояние между распорками внутри фазы:
,
где:
k = 1,8 -- коэффициент допустимого увеличения механического напряжения в проводе при КЗ;
?max -- максимальное напряжение в проводе при нормальном режиме, МПа;
? -- коэффициент упругого удлинения материала провода (для алюминия он равен 159·10-13 м2/Н);
1 -- удельная нагрузка от собственной массы провода, МПа/м;
к -- удельная нагрузка от сил взаимодействия при КЗ, МПа/м:
Таким образом, в токопроводе необходима установка внутрифазных распорок на расстоянии не более 0,755 м друг от друга.
5. Выбор схемы собственных нужд ТЭЦ
5.1 Характеристика систем потребителей собственных нужд ТЭЦ
Технологический цикл производства энергии на современных электростанциях полностью механизирован. Имеются многочисленные механизмы собственных нужд как основного технологического оборудования, так и вспомогательных цехов станции.
Установки собственных нужд являются важным элементом электрических станций и подстанций. Повреждения в системе собственных нужд неоднократно приводили к нарушению работы электростанций и к аварийному состоянию энергосистем.
На ТЭЦ к собственным нуждам относятся механизмы топливного склада и транспорта топлива в котельный цех (разгрузочные краны, скреперы, транспортёры, ковшовые конвейеры, мазутные насосы и др.), угледробильные установки (дробилки пылеприготовления, угольные мельницы, питатели сырого угля, мельничные вентиляторы, шнеки для транспорта пыли и т. д.), механизмы котельных агрегатов (питатели угольной пыли, дутьевые вентиляторы, питательные насосы, насосы зологидроудаления и др.), турбоагрегатов (конденсатные и циркуляционные насосы, насосы систем регулирования и смазки и др.).
Надёжность работы системы собственных нужд в значительной степени определяет надёжность работы станции в целом. В зависимости от роли в технологическом процессе станции основные механизмы подразделяют на ответственные и неответственные.
Ответственными являются те механизмы собственных нужд, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке основных агрегатов станции. Кратковременной прекращение питания неответственных потребителей собственных нужд не приводит к немедленному аварийному останову основного оборудования. Однако, чтобы не расстроить технологический цикл производства электроэнергии, их электроснабжение спустя небольшой промежуток времени должно быть восстановлено.
Основным приводом механизмов собственных нужд являются асинхронные короткозамкнутые электродвигатели различного исполнения с прямым пуском. Для тихоходных механизмов (шаровые мельницы), а также для очень мощных механизмов находят применение синхронные электродвигатели. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения в широких пределах или особой надежности, применяют двигатели постоянного тока, а также асинхронные двигатели с дросселями насыщения или с управляемыми тиристорами в цепи статора.
5.2 Выбор схемы рабочего и резервного питания собственных нужд
В практике проектирования, сооружения и эксплуатации электростанций сложились некоторые общие принципы построения схемы электроснабжения собственных нужд. Это упрощает разработку схем при проектировании конкретных станций, уменьшая возможное количество вариантов решений. Эти общие принципы следующие:
1. Рабочее питание всех видов электроприемников собственных нужд, включая и особо ответственные, осуществляют путем отбора мощности на генераторном напряжении главной электрической схемы с помощью понижающих трансформаторов или реакторов. Последние работают раздельно, чем достигается ограничение токов короткого замыкания в сети собственных нужд и уменьшение влияния КЗ на сети, подключенные к другим секциям.
2. Для питания электроприемников собственных нужд в большинстве случаев используют два уровня напряжения: 6-10 кВ для питания мощных электродвигателей и 0,4-0,66 кВ для питания мелких двигателей, электросветильников и прочей нагрузки. При этом используют принцип последовательной двухступенчатой трансформации.
3. Распределительные устройства собственных нужд выполняют с одной секционированной системой шин с одним выключателем на присоединение с использованием ячеек КРУ.
4. Резервное питание ответственных и неответственных электроприемников собственных нужд обеспечивают также отбором мощности от главной электрической схемы при соблюдении условия, что места присоединения цепей резервного питания должны быть независимы от мест присоединения цепей рабочего питания. Для особо ответственных потребителей собственных нужд предусматривают независимый дополнительный источник энергии.
Как уже было сказано ранее, в качестве рабочих источников питания собственных нужд на проектируемой ТЭЦ применяются реактированные отпайки со сдвоенными реакторами от четырёх генераторов 100 МВт. Количество секций собственных нужд равно восьми, что соответствует числу котлоагрегатов.
В качестве резервного источника питания собственных нужд, что также уже упоминалось ранее, применяется резервный трансформатор собственных нужд, подключенный к одной из секций ГРУ и работающий как повышающий с 6 кВ на 10 кВ.
5.3 Выбор количества и мощности источников рабочего и резервного питания собственных нужд
Ранее были выбраны сдвоенные сухие реакторы РСТСТГ(У) 10-2х1000-хххУ3 для питания собственных нужд. Определим сопротивление реактора исходя из необходимой степени ограничения токов КЗ.
В схеме собственных нужд предполагается установка комплектных распределительных устройств КРУ СЭЩ-63 производства ЗАО Группа компаний "Электрощит"на номинальный ток 1000 А с вакуумными выключателями, имеющими номинальный ток отключения 25 кА [9]. Выберем реакторы по тому же алгоритму, по которому выбирались реакторы в цепи отходящих линий 6 кВ. Из расчётов токов КЗ очевидно, то ток подпитки от двигателей при КЗ существенно меньше суммарного тока от генератора и от блочного трансформатора. Поэтому результирующее сопротивление до установки реакторов:
.
Желаемое сопротивление для ограничения тока КЗ:
.
Требуемое сопротивление реактора:
.
Выбираем по [7] сдвоенный реактор РСТСТГ(У) 10-2x1000-0,22У3 со следующими параметрами:
;
;
;
;
;
.
Фактическое значение сверхпереходного тока после установки реактора:
.
Проверяем выбранный реактор на электродинамическую стойкость:
.
Ударный ток КЗ найдём приближённо, приняв ударный коэффициент равным 1,95:
.
.
Таким образом, реактор удовлетворяет требованиям электродинамической стойкости.
Проверяем реактор на термическую стойкость:
.
Интеграл Джоуля найдём приближённо, считая постоянную времени после установки реактора той же, что до установки:
.
;
.
Таким образом, условие термической стойкости выполняется.
Остаточное напряжение на выводах генератора при коротком замыкании за реактором:
.
Согласно требованиям [23], стр. 150, остаточное напряжение на шинах должно быть не меньше 65%.
Потеря напряжения в реакторе в нормальном режиме:
;
;
.
Как видим, потеря напряжения в нормальном режиме не превышает 2%.
В качестве резервного источника питания собственных нужд был принят трансформатор ТРДНС-25000/10/6. Поскольку типовых решений для двухобмоточных трансформаторов такой мощности и с таким сочетанием напряжений нет, то к установке был принят трансформатор с расщеплённой обмоткой на 6 кВ. Однако расщепление в трансформаторе не используется: обмотки НН соединены параллельно, а сам трансформатор работает как повышающий. Резервная магистраль выполняется с помощью комплектного токопровода.
В результате схема собственных нужд будет выглядеть следующим образом:
Рис. 52. Схема собственных нужд ТЭЦ
6. Выбор средств ограничения тока короткого замыкания до заданного уровня в схеме проектируемой ТЭЦ
В качестве средств ограничения токов короткого замыкания на электрической станции могут быть использованы:
1) применение блоков различного вида для ограничения токов короткого замыкания на генераторном и повышенном напряжениях;
2) раздельная работа блоков на повышенном напряжении;
3) каскадное отключение короткого замыкания;
4) применение трансформаторов вместо автотрансформаторов;
5) применение реакторов, трансформаторов с повышенным сопротивлением или с расщеплением для собственных нужд;
6) применение трансформаторов связи с расщеплением;
7) применение реакторов в цепи трансформаторов связи;
8) применение секционных реакторов на ГРУ;
9) применение линейных реакторов;
10) использование напряжения 35 кВ для выполнения третичной обмотки автотрансформаторов связи;
11) применение автотрансформаторов без обмотки низшего напряжения.
Как видим, большинство из этих мероприятий были выполнены при проектировании ТЭЦ или же могут выполняться в процессе её эксплуатации (например, каскадное отключение КЗ, раздельная работа источников). Вопросы выбора токоограничивающих реакторов были решены в предыдущих разделах курсового проекта.
Библиографический список
1. ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки.
2. ГОСТ 27514-87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ.
3. ГОСТ 30323-95, ГОСТ Р 50254-92. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия тока короткого замыкания.
4. ГОСТ 7.1-2003. Библиографическая запись. Библиографическое описание. Общие требования и правила составления.
5. Гук Ю. Б. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие для вузов / Ю. Б. Гук, В. В. Кантан, С. С. Петрова - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ие, 1985. - 312 с., ил.
6. Материалы сайта http://www.abb.ru
7. Материалы сайта http://www.cs66.ru
8. Материалы сайта http://www.cztt.ru
9. Материалы сайта http://www.electroshield.ru
10. Материалы сайта http://www.energy-portal.siemens.com
11. Материалы сайта http://www.power-m.ru
12. Материалы сайта http://www.ptd.siemens.ru
13. Материалы сайта http://www.ramenergy.ru
14. Материалы сайта http://www.uetm.ru
15. Материалы сайта http://www.vniir.ru
16. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.
17. Околович М. Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. - М.: Энергоиздат, 1982. - 400 с., ил.
18. Правила устройства электроустановок. Действующие главы шестого и седьмого изданий. - Электронная версия.
19. Проектирование электростанций. Методические указания к практическим занятиям студентов специальности 10.01 "Электрические станции". Составитель А. С. Жданов. - Иркутск: ИрГТУ, 1999. - 18 с.
20. Расчёт трёхфазных коротких замыканий на ПЭВМ: Методическое пособие по использованию программы "KZ 3F" для студентов направления 551700-Электроэнергетика. Составили О. В. Лобанова, А. М. Тришечкин. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2000. - 59 с.
21. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчёту токов короткого замыкания и выбору электрооборудования / Под ред. Б. Н. Неклепаева. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 144 с.
22. Рожкова Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов / Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.: ил.
23. Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ. сред. проф. образования / Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова. - 4-е изд., стер. - М.: Издательский центр "Академия", 2007. - 448 с.
24. СТО ИрГТУ.005-2007. Система менеджмента качества. Учебно-методическая деятельность. Общие требования к оформлению текстовых и графических работ студентов.
25. Тришечкин А. М. Электрическая часть электрических станций и подстанций: Дипломное проектирование. Учебное пособие для вузов / А. М. Тришечкин, А. С. Жданов. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2002. - Ч.1. - 172 с.
26. Тришечкин А.М. Электрическая часть электрических станций и подстанций: Дипломное проектирование. Учебное пособие для вузов / А. М. Тришечкин, А. С. Жданов. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2002. - Ч.2. - 236 с.
27. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. Учебник электротехнических и энергетических вузов и факультетов. - М.: "Энергия", 1970. - 520 с.
28. Фадеев В. А. Современное состояние электроэнергетики и её влияние на развитие национальной экономики. - Электронная версия.
29. Электрическая часть электростанций и подстанций: методические указания к практическим занятиям. Составители: Н. А. Мурашко, А. С. Жданов, Э. Б. Старостина, А. Г. Акишина, Н. Ю. Снопкова. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2008. - 60 с.
30. Электрическая часть электростанций и подстанций. Основы устройства электроустановок. Проектирование и конструирование электрической части электростанций и подстанций (токопроводы и КРУЭ). Методические указания к лабораторным занятиям. Составитель А. С. Жданов. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. - 60 с.
31. Электрическая часть электростанций и подстанций. Техника электрической части электростанций (элегазовые выключатели). Методические указания к лабораторным занятиям. Составители А. Г. Акишина, А. С. Жданов. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. - 40 с.
32. Электроэнергетика: производство, передача и распределение электроэнергии. Методические указания к лабораторным занятиям студентов. Составители: А. Г. Акишина, А. С. Жданов, Н. А. Мурашко, Н. Ю. Снопкова. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. - 84 с.
Приложение
Источники оперативного тока
Приборы, аппараты, соединительные провода и кабели систем управления, сигнализации, измерения, релейной защиты, автоматики и телемеханики относят к оборудованию вспомогательных цепей. Вспомогательная цепь электрического устройства - это электрическая цепь различного функционального назначения, не являющаяся силовой электрической цепью. Все электрические цепи управления, сигнализации, измерения и защиты называются оперативными.
Для обеспечения работы устройств вспомогательных цепей в нормальном и аварийном режимах электроустановок требуется источник энергии - источник оперативного тока. При этом возможно применение как постоянного, так и переменного тока.
Питание оперативных цепей может осуществляться как от специальных независимых источников энергии (аккумуляторных батарей, химических элементов), так и путем отбора мощности от первичных источников энергии (генераторов, силовых и измерительных трансформаторов, предварительно заряженных конденсаторов и выпрямительных устройств). На электрических станциях и подстанциях применяют централизованные и индивидуальные схемы распределения оперативного тока.
Схемы индивидуального питания оперативных цепей применяются на электрических станциях малой мощности и подстанциях с небольшим числом выключателей или без них на высокой стороне.
Ограничения в применении трансформаторов тока и напряжения для питания оперативных цепей вызываются их неспособностью выдавать достаточную мощность при нормальном режиме (ТА) и коротких замыканиях (ТV) соответственно.
При централизованном питании оперативных цепей источником тока обычно служат аккумуляторные батареи с подзарядными устройствами. В качестве источника постоянного оперативного тока на электрических станциях и подстанциях в основном примененяются свинцово-кислотные аккумуляторные батареи.
Произведём выбор аккумуляторных батарей для проектируемой ТЭЦ. На современных электрических станциях и подстанциях используют установки постоянного оперативного тока, как правило, с номинальным напряжением 220 В.
На электростанциях, как правило, применяют установки постоянного оперативного тока с элементным коммутатором или специальным тиристорным переключателем.
Рис. 53. Схема установки постоянного тока с элементным коммутатором: I - цепи управления и сигнализации; II - аварийное освещение и электродвигатели; III - электромагниты включения.
Схема на рисунке 53 применяется, как правило, на электрических станциях, когда из-за различного характера нагрузки, значительной её величины и продолжительности аварии на шинах аккумуляторной батареи (GB) наблюдаются глубокие посадки напряжения. С помощью элементного коммутатора обеспечивается требуемый уровень напряжения у потребителей постоянного тока в течение всего периода аварийного разряда аккумуляторной батареи.
Принимаем одну АКБ на три блока по 100 МВт и одну - на оставшийся блок и генераторы в неблочной части (один блок 100 МВт и 4 генератора по 63 МВт). Батарея будет работать в режиме постоянного подзаряда в схеме с элементным коммутатором. Расчетная длительность аварийной нагрузки 0,5 ч. Номинальное напряжение на шинах установки 230 В. Расчетная температура электролита +25оС.
От аккумуляторных батарей питаются следующие электроприемники:
· аппараты систем управления (реле защит, автоматики, блокировки, электромагниты управления выключателями и т.д.), часть этих аппаратов постоянно обтекается током, часть включается кратковременно;
· электромагниты включения выключателей. Для их питания целесообразно иметь особую сеть;
· лампы аварийного освещения;
· электродвигатели особо ответственных механизмов (аварийных маслонасосов систем регулирования, смазки, уплотнения подшипников турбин, генераторов и синхронных компенсаторов и т.д.);
· технологические защиты, электроприводы отсечных клапанов газопроводов, электрогидравлических преобразователей (ЭГП) систем регулирования и электромагниты отпорных клапанов турбин.
· преобразовательные агрегаты оперативной связи (двигатель-генераторы мощностью 7,2 и 9,0 кВт) или инверторы, служащие для автоматического питания устройств связи при полном отключении электроэнергии (потере источника питания собственных нужд станции), преобразуя постоянный ток от аккумуляторной батареи в переменный синусоидальный (гармонический) ток с помощью инверторов.
Таблица 38. Классификация электроприемников постоянного тока
|
Характер нагрузки |
в нормальном режиме |
в аварийном режиме |
||
|
переходном |
установившемся |
|||
|
Постоянная |
Токи аппаратов устройств управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты |
|||
|
Кратковременная |
Токи включения и отключения приводов выключателей и автоматов. Токи аппаратов устройств управления, блокировки, сигнализации и РЗ |
|||
|
- |
Пусковые токи электродвигателей |
- |
||
|
Временная |
- |
Токи аварийного освещения |
Токи электродвигателей и аварийного освещения |
В настоящее время на электрических станциях и подстанциях осуществляют режим постоянного подзаряда аккумуляторных батарей. Это значит, что в нормальном режиме электроустановки подзарядный агрегат питает всю постоянно включенную нагрузку () и компенсирует ток самозаряда аккумуляторной батареи (). Следовательно, батарея в режиме подзаряда всегда заряжена на полную емкость. Зарядка аккумуляторной батареи необходима, если в аварийном режиме на станции емкость ее заряда снизилась более, чем на 10% [5].
Определим нагрузку на аккумуляторную батарею.
Таблица 39. Перечень потребителей постоянного тока
|
Вид потребителя |
Кол-во электроприемников |
Параметры эл. приемников |
Расчетные нагрузки, А |
||||||
|
Ном. мощность, кВт |
Ном ток, А |
Расчетный ток длит режима, А |
Пусковой ток, А |
Аварийный режим до 30 мин |
Толчок тока в начале аварийного режима |
Наибольший толчковый ток (в конце разряда) |
|||
|
Постоянная нагрузка |
- |
- |
- |
30 |
- |
30 |
30 |
30 |
|
|
Аварийное освещение |
- |
- |
- |
200 |
- |
200 |
- |
200 |
|
|
Приводы выключателей |
2 |
- |
5 |
- |
- |
- |
30 |
- |
|
|
Преобразовательный агрегат оперативной связи |
1 |
7,2 |
38 |
30 |
100 |
30 |
100 |
30 |
|
|
Двигатели аварийного маслонасоса уплотнений генератора |
3 |
25 |
128 |
120 |
300 |
360 |
- |
360 |
|
|
Двигатели аварийного маслонасоса смазки подшипников турбины |
3 |
14 |
73,5 |
73 |
184 |
219 |
- |
219 |
|
|
Включение выключателя ВЭБ-110 |
1 |
- |
2,5 |
- |
- |
- |
10 |
- |
|
|
Итого: |
- |
- |
- |
- |
- |
839 |
170 |
839 |
Аккумуляторная батарея в нормальных условиях работает в режиме нормального подзаряда и, следовательно, постоянной нагрузки не несет. Поэтому расчетной является аварийная ситуация на станции, когда батарея принимает на себя всю аварийную нагрузку [17]. По [17], стр. 341 для ТЭС и ГЭС, работающих в системе, рекомендуется принимать длительность работы аварийного режима равной 0,5 ч.
Число основных элементов батареи (присоединяемых к шинам установки в режиме постоянного подзаряда):
,
где: - напряжение на шинах;
- напряжение на элементе в режиме подзаряда.
Общее число элементов в батарее:
,
где - напряжение на элементе в конце аварийного разряда.
Тогда число добавочных элементов, включаемых на элементный коммутатор:
.
Типовой номер батареи:
,
где - ток разряда аккумулятора первого номера, определяемый согласно [17] по рис. 8.16, кривой номер 1 по температуре электролита .
Принимаем ближайший больший типовой номер батареи .
Выбираем по [7] аккумуляторную батарею 10 БП 1000 Курск производства Курского завода аккумуляторов и проверяем её по условию :
.
Таким образом, условие выполняется.
В режиме кратковременной нагрузки значение определяем по условию надёжной работы приводов выключателей, то есть оно должно мыть не менее 85% от . С учётом потерь напряжения в питающем кабеле (~5%) принимаем . Для этого используем графическую зависимость, которая для аккумуляторов 10БП 1000 Курск задается в виде таблицы [7], где .
Таким образом, аккумуляторная батарея 10 БП 1000 Курск удовлетворяет всем условиям и принимается к установке.
Имея наилучшие токовые характеристики в режиме короткого разряда, аккумуляторные батареи серии БП значительно дешевле аналогичных аккумуляторных батарей зарубежного производства и существенно превосходят по эксплуатационным характеристикам [7].
Выбираем подзарядные устройства (ПЗУ) основных и добавочных элементов по току и напряжению, имеющие три автоматических регулятора напряжения (АРН-1 - для подзарядки основных аккумуляторов, АРН-2 - регулятор разряда с воздействием на элементарный коммутатор, АРН-3 - для подзарядки добавочных элементов):
Согласно [17] ток подзаряда должен быть 0,03N А. Однако, учитывая возможные продолжительные разряды, этот ток принимают равным 0,15N.
Ток подзаряда равен:
= 0,15·36 + 30 = 35,4 А,
где - ток постоянно включенной нагрузки.
Напряжение подзарядного устройства равно:
UПЗУ = Uпз·n0 = 2,15·108 = 232,2 В,
где Uпз=2,15 В.
Выбираем подзарядное устройство ВАЗП-380/260-40/80, выполненное на кремниевых выпрямителях с автоматической стабилизацией напряжения. Максимальное напряжение в рабочем режиме 260 и 380 В, рабочий ток 80 и 40 А соответственно. При небольшой нагрузке постоянного тока этот агрегат обеспечивает и заряд батареи.
Подзаряд добавочных элементов:
Iпз = 0,05N = 0,05·36 = 1,8 А;
UПЗУдоб. = Uпз·nдоб = 2,15·24 = 51,6 В.
Выбираем автоматическое подзарядное устройство типа АРН-3, которое поставляется комплектно с панелью автоматического регулирования напряжения типа ПЭХ-9045-00А2.
Выбираем зарядное устройство. Ток и напряжение заряда равны:
Iз = 5N + Iп = 5·36 + 30 = 210 А;
Uз = 2,75= 2,75 ·132 = 363 В.
Выбираем зарядный агрегат, состоящий из генератора постоянного тока П-92 с Рном = 60 кВт, Uном = 260/380 В, Iном = 222 А и асинхронного двигателя типа А2-91-4 с Рном = 75 кВт.
Рис. 54. Внешний вид установки оперативного тока с аккумуляторными батареями
Высокочастотные заградители
Для передачи информации на высоких частотах используются линии электропередач. Одним из основных элементов в этой системе являются высокочастотные заградители серии ВЗ. Они предназначены для создания определенных сопротивлений на линиях высокого напряжения, предотвращения потери сигналов из-за распространения их на другие линии. ВЧ-заградители включают в себя три основных элемента: катушку индуктивности, разрядник для защиты от перенапряжений и элемент настройки. Элементы настройки типа ЭНЗ разработаны ОАО Раменский электротехнический завод "Энергия" совместно с ОАО "РОСЭП", адаптированы к условиям отечественных электрических сетей с учетом возможных перенапряжений и поставляются совместно с высокоэффективными защитными устройствами типа ОПН ВЗ. В этих элементах применены новые конструктивные решения с использованием твердой изоляции для повышения электрической прочности, установлены высокочастотные конденсаторы и высокостабильные резисторы, а для верхнего диапазона частот используется новая высокоэффективная электрическая схема.
Таблица 40. Параметры высокочастотных заградителей
Рис. 55. Внешний вид реактора-заградителя
Современные средства защиты от перенапряжений. В настоящее время наиболее перспективным средством защиты от перенапряжений являются нелинейные ограничители перенапряжений. Ограничители перенапряжений относятся к высоковольтным аппаратам, предназначенным для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных и коммутационных перенапряжении. В отличие от традиционных вентильных разрядников с искровыми промежутками и карборундовыми резисторами они не содержат искровых промежутков и состоят только из колонки нелинейных резисторов на основе окиси цинка, заключенных в полимерную или фарфоровую покрышку. Оксидно-цинковые резисторы благодаря своей высокой нелинейности позволяют применять ограничители перенапряжений для более глубокого ограничения перенапряжений по сравнению с вентильными разрядниками и способны выдерживать без ограничения времени рабочее напряжение сети. Полимерная или фарфоровая покрышка обеспечивает эффективную защиту резисторов от окружающей среды и безопасность эксплуатации. Габариты ОПН и их вес значительно меньше по сравнению с вентильными разрядниками.
Рис. 56. Внешний вид современных ОПН на напряжения 6 кВ (слева) и 110 кВ (справа)
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Разработка структурной схемы конденсационной электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов блока и собственных нужд, автотрансформаторов связи и блока. Выбор схемы, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов для генераторов.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 11.12.2013Выбор площадки для электростанции, её компоновки и структурной схемы электрических соединений. Выбор автотрансформаторов связи и собственных нужд. Определение показателей надежности структурных схем. Расчет токов и интеграла Джоуля для необходимых точек.
курсовая работа [6,1 M], добавлен 02.02.2012Обоснование необходимости расширения электростанции, выбора площадки строительства. Разработка вариантов схем выдачи мощности и выбор основного электрооборудования станции. Выбор токов короткого замыкания, релейной защиты, автоматики и КИП электростанции.
дипломная работа [4,6 M], добавлен 12.05.2015Выбор главной схемы электрических соединений. Проектирование структурной схемы станции. Выбор трансформаторов и источников питания. Способы ограничения токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей электрической станции.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 17.12.2015Выбор генераторов, блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов. Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, сечения отходящих линий, токопроводов.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 12.02.2013Разработка проекта и расчет электрической части тепловой пылеугольной электростанции. Выбор схемы ТЭЦ, коммутационных аппаратов, измерительных и силовых и трансформаторов. Определение целесообразного способа ограничения токов короткого замыкания.
курсовая работа [2,1 M], добавлен 18.06.2012Выбор главной электрической схемы проектируемой электростанции. Расчет числа линий и выбор схем распределительных устройств. Технико-экономический расчет объекта. Выбор измерительных трансформаторов и токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 02.12.2014Расход мощности на собственные нужды в неблочной части ТЭЦ. Потери в блочном трансформаторе типа ТРДЦН-160000. Выбор секционных реакторов, напряжение 10 Кв. Расчет токов короткого замыкания. Выбор схемы собственных нужд, трансформаторов на электростанции.
курсовая работа [461,2 K], добавлен 09.04.2011Разработка структурной схемы теплоэлектростанции. Проектирование ее конструктивного исполнения. Выбор генераторов, подачи мощности, блочных трансформаторов и трансформаторов связи. Расчет токов короткого замыкания. Выбор секционных и линейных реакторов.
курсовая работа [511,8 K], добавлен 03.12.2011Выбор генераторов исходя из установленной мощности гидроэлектростанции. Два варианта схем проектируемой электростанции. Выбор трансформаторов. Технико-экономические параметры электростанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор схемы собственных нужд.
курсовая работа [339,3 K], добавлен 09.04.2011
