Сравнительный анализ конструкций распределительного устройства высокого напряжения на проектируемой газомазутной ГРЭС-2400 МВт (8 К-300)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Паспорт станции

1. Теплотехническая часть

1.1 Расчет тепловой схемы

1.2 Выбор основного и вспомогательного оборудования

2. Электротехническая часть

2.1 Выбор генераторов

2.2 Разработка структурной схемы проектируемой электроустановки

2.2.1 Основные положения по разработке структурной схемы

2.2.2 Характеристика предлагаемых вариантов схемы проектируемой электроустановки

2.2.3 Основные теоретические положения технико-экономического расчета

2.2.4 Выбор силовых трансформаторов, автотрансформаторов

2.2.5 Расчет приведенных затрат

2.2.6 Выводы

2.3 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

2.3.1 Основные теоретические положения

2.3.2 Расчет токов короткого замыкания

2.3.3Координация уровня токов короткого замыкания

2.4 Разработка схемы собственных нужд

2.4.1 Основные характеристики механизмов собственных нужд

2.4.2 Характеристика схемы собственных нужд

2.4.3 Выбор места присоединения, количества и мощности рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд

2.5 Разработка схем распределительных устройств

2.5.1 Выбор схемы РУ на напряжение 500 кВ

2.5.2 Выбор схем РУ на напряжение 220 кВ

2.6 Выбор аппаратов и проводников

2.6.1 Выбор коммутационных аппаратов на всех напряжениях

2.6.2 Выбор проводников

2.6.3 Выбор измерительных трансформаторов и контрольно-измерительных приборов, щитов управления

2.7 Разработка конструкции РУ

2.7.1 Выбор конструкции РУ

2.7.2 Выбор аппаратов для ограничения перенапряжений

2.8 Разработка генерального плана проектируемой электроустановки

2.9 Выбор режима работы нейтрали

3. Релейная защита.

4. Охрана труда.

5. Специальная часть.

6. Экономическая часть

Заключение

Литература



ВЕДЕНИЕ

Задачей дипломного проекта является разработка Конденсационной электрической станций. В качестве основного топлива используется газ, в качестве резервного - мазут. Установленная мощность электростанции 2400 Мвт. Станция предназначена для электроснабжения крупного промышленного центра. Связь с системой осуществляется по 2линиям 500кВ. От шин 220 кВ отходят 6 воздушных линии в районную сеть. В дипломном проекте произведены следующие расчеты:

- расчёт тепловой схемы и выбраны основные и вспомогательные оборудования;

-расчет электротехнической части (выбраны генераторы, разработаны структурные схемы, выбраны силовые трансформаторы произведен технико-экономический расчет, рассчитаны токи к.з, выбраны проводники и аппараты. -рассчитана релейная защита, специальная и экономическая часть.



Паспорт станции:

Тип и мощность станции: ГРЭС-2400

Связь с энергосистемой на напряжение 500 кВ по двум воздушным линиям.

Параметры системы 1: мощность 6000 МВА, сопротивление 0,85 о. ед. длина ЛЭП 150 км, резервная мощность 500 МВт. Параметры системы 2: мощность 4000 МВА, сопротивление 1,1 о. ед. длина ЛЭП 120 км., резервная мощность 400 МВт. От шин 220 кВ отходят 6 линий в районную сеть. Расположение: РФ, Коми- Пермяцкий автономный округ. Топливо: газ, резервное мазут.

Система технического водоснабжения: из реки. Турбины: 8ЧК-300- 240.

Турбогенераторы типа ТГВ-300- 2УЗ. Блочные силовые трансформаторы типа ТДЦ-400000/500, ТДЦ--400000/220 и автотрансформаторы связи типа 3*АОДЦТН-167000/500/220. Трансформаторы собственных нужд: ТРДНС-32000/35, ТРДНС-32000/220. Распределительные устройства:

На высокое напряжение 500 кВ - КРУЭ схема три вторых 3/2. На среднее напряжение 220 кВ - КРУЭ две системы сборных шин

Электрические аппараты и проводники напряжением выше 1 кВ:

- Элегазовые ячейки ЯЭУ-500, ЯЭГ-220.

- Выключатели: ВГГ-20, BB/TEL-10. Разъединитель РВПЗ-1-20/12500УЗ.

? Проводники: гибкие сталеалюминевые провода 3АС-600/72, 2АС-400/22, комплектный пофазно-экранированый токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400, жесткие шины ША 100х8.

? Измерительные трансформаторы тока: встроенные ТШ-20-12000/5 .

? Измерительные трансформаторы напряжения: для наружной установки НКФ-500, НКФ-220, встроенные ЗНОЛ-20.

Распределительные устройства 500 и 220 кВ выполнены типа КРУЭ, собственных нужд 6 кВ - комплектного типа внутренней установки с шкафами типа К-104 М.



1. Тепловая часть

1.1 Расчет принципиальной тепловой схемы К-300-240

1.1.1 Краткая характеристика турбоустановки К-300-240

Конденсационная паровая турбина К-300-240 номинальной мощностью 300 МВт, с начальным давлением пара 23,5 МПа предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТГВ-300-2УЗ, для работы в блоке с прямоточным котлом.

Номинальные значение основных параметров турбины К-300-240-3

Таблица 1.1

Турбина	Мощность номинальная, МВт	Частота вращения,1/с	Параметры свежего пара: давление, Мпа/температура, С.	Параметры пара промерегрева: давление, Мпа/ температура, С.	Число отборов пара на регенерацию	Температура питательной воды, С	Номинальная температура охлаждающей воды, С
К-300-240-3	300	50	23,5/540	3,65/540	8	275	12

Характеристика отборов

Таблица 1.2

Потребители пара	Подогреватель	Давление Мпа (кгс/см3)	Температура, С	Количество отбираемого пара, кг/с(т/ч)
1	пвд1	6,12(62,4)	375	15,97(57,5)
2	пвд2	3,92(40,0)	315	23,5(84,6)
3	пвд3	1,559(15,9)	450	7,16(25,8)
	Турбопривод	1,559(15,9)	450	24,72(89,0)
4	Деаэратор	1,039(10,6)	395	5,0(18,0)
5	пнд4	0,505(5,15)	300	9,72(35)
6	пнд3	0,235(2,4)	240	8,33(30)
7	пнд2	0,087(0,895)	14	8,77(31,6)
8	пнд1	0,017(0,172)	56	6,3(22,7)

Рисунок 1. Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-300-240

1.1.2 Расчет

Для заданной ПТС определяем параметры пара (энтальпию, температуру, давление).

Давление пара выписываем из справочника Ривкина, энтальпию i определяем из табл. Ривкина.

P-давление пара в отборах турбины;

t- температура пара в отборах турбины;

Pн-давление пара насыщения в подогревателях;

tн-температура пара насыщения в подогревателях;

iн-энтальпия пара насыщения в подогревателях;

Pв-давление воды после каждого подогрева;

tв-температура воды после каждого подогрева;

iв-энтальпия воды после каждого подогрева;

tдр-температура дренажа;

iдр-энтальпия дренажа.

0-точка параметра пара на входе;

1-отбор пара на ПВД1;

Пока часть пара идет на подогревание из отбора турбины пар теряет 7% давления на гидравлическое сопротивление.

Давление в отборе-потери давления=давление насыщенного пара в

Подогревателе

Все деаэраторы рассчитаны на 6 ? 7ата

Зная Pн из табл. Ривкина определяем tн и iн.

Принимаем недогрев

Для ПВД принимаем недогрев 1%

Потери давления ДPпвд составляет 0,5 Мпа, потери в ДPпнд составляет 0,1 Мпа.

Отнимая от давления питательного насоса Pпн потери в ПВД, получаем давление питательной воды:

Чтобы определить энтальпию воды iв нужно знать Pв и tв.

Для ПНД, в которые не втекают дренажи из других подогревателей tдр=tнасыщ.

пара в этом ПНД.

Для остальных подогревателей температура дренажа=температуре на входе в

этот подогреватель+100С.

Зная температуру дренажа, по таблице Ривкина определяем энтальпию.

Все значения заносим в таблицу 1.3

Таблица 1.3

Таблица состояния воды и водяного пара турбины К-300-240

Подогрев	Давление, Р Мпа	Температура t	Энтальпия i	Давление насыщения пара, Рн	Температура насыщения пара, tн	Энтальпия насыщения iн	O	Рв	tв	iв	tдр	iдр
23,5	23,5	540	3323	21,85	-	-	-	-	-	-	-	-
ПВД1	6,12	375	3110,6	5,7	272,23	1196,8	1	29,65	271,23	1181,8	271,23	1181,9
ПВД2	3,92	315	2978,3	3,64	244,8	1061	1	30,15	243,8	1042,9	205,4	865,34
ПВД3	1,559	450	3363,02	1,44	196,4	836,1	1	30,55	195,4	845	174,96	757
Д	1,039	395	3252,7	0,7	164,96	697,1	0	0,7	164,96	675,5	156,53	647,29
ПНД4	0,505	300	3064,2	0,47	149,53	630,1	3	2,3	146,55	633,3	146,53	618,4
ПНД3	0,235	240	2949,55	0,22	123,37	516,6	3	2,4	120,27	506,4	100,82	424
ПНД2	0,087	140	757,56	0,081	93,82	393	3	2,5	90,82	382,3	62,34	263
ПНД1	0,017	56	2604	0,016	55,34	236,93	3	2,6	52,34	221,3	52,34	219,04
К	0,0034	26,2	2549	0,00316	25,178	105,5	0	0,0034	28,178	109,78	-	-

1.1.3 Расчёт тепловой схемы

Составляем уравнения тепловых балансов ПВД, последовательное решение которых позволяет определить расходы пара регенеративных отборов на ПВД.

Расходы пара через отсеки турбины :

270,8 кг/с;

270,8-19,64=251,16 кг/с;

251,16-17,9=233,26 кг/с ;

233,26-19,17=214,09 кг/с ;

217,09-1,66=212,43кг/с;

212,43-9,43=203 кг/с;

203-10,03=182,94 кг/с;

182,94-10,9=172,04 кг/с;

172,04-8,82=163,22 кг/с.

Внутренняя мощность, развиваемая потоком пара в отсеках турбины:

212,4 270,8=57,5 МВт;

132,3251,16=33,2 МВт;

181,8 233,26=42,4 МВт;

110,32 214,09=23,6МВт;

188,5212,43=40,0 МВт;

114,65203=23,3 МВт;

191,99182,94=35,12 МВт;

153,56 172,04=26,42 МВт;

55 163,22=8,9 МВт.

Внутренняя мощность турбоагрегата, МВт:

1.2 Выбор основного и вспомогательного оборудования КЭС

По параметрам пара и виду топлива принимаем к установке котел типа: Пп-1000-255ГМ .

Таблица 1.3.

Маркировка по ГОСТу	Маркировка Заводская	Паропроизводи-тельность, т/ч	Температура пара свежего / вторичного перегретого, С	Топливо
Пп-1000-255ГМ	ТГМП-344СО	1000	545/545	Газ и мазут

Выбор питательного насоса.

Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды при максимальной мощности установки с запасом 5 %:

Типоразмер питательного электронасоса выбираем по производительности и напору. Выбираем марку ПЭ 600-300-, количество 2 штуки.

Таблица 1.4

Марка	Перекачиваемая среда, C	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин	Мощность двигателя, кВт	КПД, %
ПЭ 600-300	вода, до 165	580	2030	2985	5000	81

Питательный турбонасос выбираем марки ПТНА 1100-350-24-3, количество 1ш



Таблица1.5

Типоразмер	Давление на входе в насос, кгс/см2, не менее	Частота вращения, об/мин	Мощность двигателя, кВт	Давление пара в котле, кгс/см2
ПТНА 1100-350-24-3	15	6000	12500	255

Выбор конденсатного насоса.

Конденсаторные насосы выбираем по напору и производительности:

Выбираем конденсатный насос 1 подъема марки КсВ500-85-1 (3 шт.).

Выбираем конденсатный насос 2 подъема марки КсВ500-220 (3 шт.).

Таблица 1.6

Марка насоса	Подача, мі/ч	Напор, м	Мощность, кВт	Частота, об/мин
КсВ500-85-1	500	85	200	985
КсВ500-220	500	220	500	1480

Выбор циркуляционного насоса.

Циркуляционный насос выбирается по расходу охлаждающей воды на один блок:

Таблица 1.7

Типоразмер	Подача м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об./мин	Мощность насоса, кВт	КПД %
ОПВ10-145	33500	17	365	2150	86

Выбор деаэратора.

Типоразмер деаэратора питательной воды определяем по давлению греющего пара и максимальному расходу питательной воды на электростанции.

Необходимый объем деаэраторного бака Vб, который способен обеспечивать 5-10-минутнию работу паротурбинной установки определяем из выражения, м3:

Выбираем деаэратор марки ДП-1000/100 (1шт).

Таблица 1.8

Марка деаэратора	Производительность, т/ч	Давление, МПа	Полезная вместимость, м3	Среда
ДП-1000/100	1000	0,7	100	Вода, пар

Выбор вентилятора и дымососа.

Производительность вентилятора:

Таблица 1.9

Газопровод	Объем воздуха, , м3/м3	Объем продуктов сгорания, , м3/м3	Удельная теплота сгорания, , кДж/кг
Бухара - Урал	9,54	10,72	36170

Выбираем вентилятор марки ВДН-25-2 2 штуки.

Таблица 1.10

Типоразмер	Производительность тыс. м3/ч	Давление, кПа	Мощность двигателя кВт	Частота вращения об/мин	Масса без эл. двиг., т	Максимальный КПД
ВДН-25-2	520	8	1320	1000	268	86

Выбор дымососа

Выбраны два дымососа типа ДОД-31,5 2 штуки.



Таблица 1.11

Типоразмер	Производительность тыс. м3/ч	Давление, кПа	Мощность двигателя кВт	Частота вращения об/мин	Масса без эл. двиг., т	Максимальный КПД
ДОД-31,5	750	3	790	500	50,7	82,5

Высота дымовых труб.

Высота дымовых труб ведется по расходу топлива при максимальной

электрической и тепловой нагрузке электростанции при средней температуре наиболее холодного месяца.



2. Электрическая часть

2.1 Выбор типа и конструкции синхронных генераторов

На электростанции для выработки электроэнергии используются трехфазные синхронные генераторы. Мощность генераторов выбирается в соответствии мощности турбин, установленных на станции.

Исходя из условия:

Рнг ?Рнт

где Рнг - номинальная активная мощность генератора, МВт;

Рнт - номинальная активная мощность турбины, МВт.

В соответствии с заданием на станции устанавливаются турбины:

тип 8ЧК-300-240

Параметры: турбина К-300-240 - конденсационная, Рном=300 МВт.

Выбираем для турбины турбогенераторы: для К-800 - ТГВ-300-2УЗ.

Основные данные выбранных генераторов занесены в табл. 2.1.

Основные параметры генераторов Таблица 2.1

Тип генератора

Sном., МВА

Сos ц

Iном, кА

Uном., кВ

Ном. частота вращения, об/мин

, о.е.

Iст, кА

U ст, кВ

Система возбуждения

Охлаждение обмоток статора

Охлаждение обмоток ротора

ТГВ-300-2У3

353

0,85

10.2

15.75

3000

0,195

10.2

20

ТН,ТС, БЩ

НВ

НВ

Переводим графики нагрузок из относительных единиц в абсолютные (МВт):

Рис. 2.1 Суточный график выработки активной мощности генераторами КЭС.

Рис. 2.2. Суточный график потребления активной мощности по сети 220 кВ.

Определим долю выработки электроэнергии каждым генератором КЭС:

Рис. 2.3. Суточный график выработки активной мощности турбиной К-300

2.2 Разработка вариантов структурных схем КЭС

2.2.1 Основные положение по разработке структурных схем

Структурная схема ГРЭС зависит от единичной и суммарной мощности агрегатов и от соотношения суммарной генераторной мощности и минимальной мощности местной нагрузки. При наличии нагрузки структурная схема выполняется с автотрансформаторами связи.

Рис. 2.4. Структурная схема КЭС (1 вариант).

Рис. 2.5. Структурная схема КЭС (2 вариант).

Рис. 2.6. Структурная схема КЭС (3вариант).

Рис.2.7. Структурная схема КЭС (4 вариант).

Рис. 2.8. Структурная схема КЭС (5 вариант).

Рис. 2.9. Структурная схема КЭС (6 вариант).

Рис. 2.10. Структурная схема КЭС (7 вариант).

Рис. 2.11. Структурная схема КЭС (8 вариант).

Рис. 2.12. Структурная схема КЭС (9 вариант).

Рис. 2.13. Структурная схема КЭС (10 вариант).

2.2.2 Характеристика вариантов структурной схемы

Разработаны 10 вариантов схем. Во всех вариантах принята блочная схема подключения генераторов к сборным шинам высокого и среднего напряжения: генератор- повышающий трансформатор. во всех вариантах связь между РУ высокого и среднего напряжения выполнена 2-мя автотрансформаторными связи.

Распределение блоков по шинам высокого напряжения следующая :

В 1 варианте к шинам высокого напряжения подключены 4 блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 4 блока отходящих линий 6.

Во 2 варианте к шинам высокого напряжения подключены 5 блоков отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 3 блока отходящих линий 6.

В 3 варианте к шинам высокого напряжения подключены 6 блоков отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 2 блока отходящих линий 3. Дефицит мощности что приводит к значительному перетоку мощности и необходимости выбора мощных АТС.

В 4 варианте к шинам высокого напряжения подключены 3 блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 5 блока отходящих линий 6.На шинах среднего напряжения значительный избыток мощности.

В 5 варианте к шинам высокого напряжения подключены 2 блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 6 блока отходящих линий 9.

В 6 варианте к шинам высокого напряжения подключены 2 укрупненных блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 2 укрупненных блока отходящих линий 6. На шинах среднего напряжения значительный избыток мощности.

В 7 варианте к шинам высокого напряжения подключен 1 укрупненный блок отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 3 укрупненных блока отходящих линий 9.Применение укрупненных блоков снижает стоимость силовых трансформаторах и их количество, и упрощает схему РУ, но такая структурная схема целесообразна при большом количестве блоков (10-12).

В 8 варианте к шинам высокого напряжения подключены 3 укрупненных блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 1 укрупненный блок отходящих линий 1. Применение укрупненных блоков снижает стоимость силовых трансформаторах и их количество, и упрощает схему РУ, но такая структурная схема целесообразна при большом количестве блоков (10-12).

В 9 варианте к шинам высокого напряжения подключены 2 укрупненных блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 2 укрупненных и 2 блока отходящих линий 6. Применение укрупненных блоков снижает стоимость силовых трансформаторах и их количество, и упрощает схему РУ, но такая структурная схема целесообразна при большом количестве блоков (10-12).

В 10 варианте к шинам высокого напряжения подключены 2 блока и 2 укрупненных блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 2 укрупненных блока отходящих линий 6. Применение укрупненных блоков снижает стоимость силовых трансформаторах и их количество, и упрощает схему РУ, но такая структурная схема целесообразна при большом количестве блоков (10-12).

2.2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов схем

Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электростанции определяют: капиталовложения, потери энергии в трансформаторах , и ущерб. Затем на основании этих основных показателей вычисляют значение приведенных затрат З, по которому мы можем дать оценку экономичности и надежности сопоставляемых вариантов структурной схемы.

Технико-экономический расчет заключается в нахождении расчетных приведенных затрат:

З=К+И+У (тыс. руб.),

где К - капиталовложения в трансформаторы, автотрансформаторы и ячейуи РУ; И - издержки на обслуживание и амортизацию и потери в силовых трансформаторах; У - ущерб от недоотпуска электроэнергии.

2.2.4 Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

Выбор трансформаторов для схемы 1:

на высокое (500) ТДЦ 400000/500

на среднее (220) ТДЦ 400000/220

Выбор автотрансформаторов связи для схемы 1:

Автотрансформаторы связи выбираются по 4 расчетным режимам:

Нормальный режим зимой:

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

Нормальный режим летом:

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

Авария в системе летом:

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

Отключение одного блока зимой от РУ: ф. напряжения (220кВ)

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

По максимальной мощности (аварии в системе летом) выбираем автотрансформаторную группу из 3-х однофазных автотрансформаторов АОДЦН-267000/500/220

Выбор автотрансформаторов для схемы 2:

1) Нормальный режим зимой:

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

2) Нормальный режим летом:

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

3) Авария в системе летом:

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

4) Отключение одного блока зимой от РУ ср. напряжения

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

По максимальному перетоку авария система летом выбираем группу автотрансформаторов типа:3 АOДЦТН-167000/500/220

Основные параметры трансформаторов приведены в табл. 2.2

Основные параметры трансформаторов Таблица 2.2

Тип трансформатора	Sном., МВ А	Напряжения обм., кВ	Потери, кВт	, %	Iхх , %
		ВН	СН	НН	Рхх	Рк	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДЦ-400000/500	400	525		13,8;15,75;20	315	790		13		0,45
ТДЦ -400000/220	400	242	-	15,75:13,8;20;21	330	880	-	11	-	0,4
3*АОДЦТН 167000/500/220	167	500/3	220/3	10,5;13,,8;15,95;20	90	315	11	35	21,5	0,25
3*АОДЦТН 267000/500/220	267	500/3	220/3	10,5;13,,8;15,95;20	125	470;115;95	11,5	37	23	0,25

Типы выбранных трансформаторов и автотрансформаторов по вариантам сведем в табл. 2.3.

Таблица 2.3

	Вариант 1	Вариант 2
ТДЦ- 400000/500	Т5,Т6,Т7,Т8	Т4,Т5,Т6,Т7,Т8
ТДЦ -400000/220	Т1,Т2,Т3,Т4	Т1,Т2,Т3
3*АОДЦТН-267000/500/220	АТC1 , АТC2	-
3*АОДЦТН 167000/500/220	-	АТC1 , АТC2

2.2.5 Определение приведенных расчетных затрат

Расчет капиталовложений для схемы 1:

Рис. 2.14. Структурная схема КЭС (1 вариант).

Рассчитаем капиталовложения в трансформаторы и в автотрансформаторы:

Рассчитаем капиталовложения в РУ:

- издержки на обслуживание КЭС.

- амортизационные издержки.

- издержки на потерю электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах.

Рис. 2.15. Графики нагрузок трансформаторов

Рассчитаем для трансформаторов:

Потери во всех трансформаторах:

Суммарные издержки:

790812тыс. руб.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

Рис. 2.16. Структурная схема КЭС (2 вариант)

Капиталовложения в трансформаторы и в автотрансформаторы:

- издержки на обслуживание КЭС.

- амортизационные издержки.

- издержки на потерю электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах.

Рис. 2.17. Графики нагрузок трансформаторов

Рассчитаем для трансформаторов:

Потери во всех трансформаторах:

Суммарные издержки:

271900тыс. руб.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

Результаты технико-экономического расчета. Таблица 2.4

	Вариант 1	Вариант 2
Капиталовложения К, тыс.руб	8768000	8560000
Ущерб тыс.руб	26974	27760
Издержки, тыс.руб/год	790812	764960
Приведенные затраты, тыс.руб/год, %	1869946 103%	1819420 100%

2.2.6 Вывод

Разработаны 10 вариантов схем, на основании технического анализа вариантов схем для дальнейшего рассмотрения принимаем варианты 1 и 2.Для них выбраны автотрансформаторы 3АОДЦТН-167000/500/220, трансформаторы ТДЦ-400000/500 и ТДЦ-400000/220.Расчитаны приведенные затраты, для дальнейшего расчета выбираем схему 2,потому что экономичнее на 3 %.

2.3 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

2.3.1 Основные теоретические положения при расчете К.З

Для проверки аппаратов и токоведущих частей по термической и электродинамической стойкости, для проверки выключателей по отключающей способности необходимо определить следующие токи трехфазного к. з. :

Iп0 - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени t=0. Необходим для определения теплового воздействия тока КЗ;

iуд - ударный ток для проверки шин и аппаратов на электродинамическую стойкость;

Iпф - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени ф;

iaф - мгновенное значение апериодической составляющей тока КЗ в момент времени ф.

2.3.2 Расчет токов короткого замыкания

Рис. 2.18 Расчетная схема электроустановки

Рис.2.19 Схема замещения электроустановки

Производим расчет сопротивлений в о.е., относительно базовой мощности :

Расчет токов КЗ относительно т. К 1 500 кВ:

Таблица 2.5

Точка КЗ	К1
Базовая мощность,	1000
Uср, кВ	515
Источники	С1,2	8G
Рез. сопротивление, о.е.	0,13	0.12
	1,12
Е	1,00	1,13
	8,77	10.73
	11,2	2,69
	0,78	3.98
	0,06
	0,85	0,9
	7,45	9.65
	1,85	1,974
	0,06	0,388
	19,49	14.78
	0,36	0,86
	4,42	13.05

Расчет токов КЗ относительно т. К2:

Таблица 2.6

Точка КЗ	К2
Базовая мощность,	1000
Uср, кВ	220
Источники	С+5G	3G
Рез. Сопротивление, о.е	0.34	0.17
	2,62
Е	1,0	1,13
	7.7	17.4
	30,74	2,4
	0,25	7.25
	0,054
	0.85	0,80
	6.5	13.92
	1,717	1,974
	0,03	0,388
	18.7	48.5
	0,22	0,89
	2.37	21.6

Расчет токов КЗ относительно т. К3:

Таблица 2.7

Точка КЗ	К3
Базовая мощность,	1000
Uср, кВ	20
Источники	С+7G	1G
Рез. Сопротивление, о.е	0,40	0.55
	36.7
Е	1,0	1,13
	91.5	75.4
	355,8	8.8
	0,25	8.56
	0,03
	0.80	0,90
	73.2	61.07
	1,608	1,974
	0,02	0,388
	205.9	208.37
	0,17	0,91
	22	96.06

Таблица 2.8

Точка КЗ	К4
Базовая мощность,	1000
Uср, кВ	6,3
Источники	С+G
Рез. Сопротивление, о.е	7.5
	93,4
Е	1,0
	21.45
	1157.7
	0,02
	0,035
	1,00
	21.45
	1,82
	0,05
	54.65
	0,49
	15.01

Ток подпитки от двигателя.

Итоговая таблица результатов расчетов токов трехфазного КЗ

Таблица 2.9

Точка КЗ	Uср, кВ	Источник	Токи трехфазного КЗ, кА
			Iп0, кА	Iпф, кА	iаф, кА	iу, кА	v2·Iпф + iаф, кА
К - 1	500	УС, Г1-8	19.5	17.1	17.47	24.27	41.41
К - 2	220	УС,Г1-8	25.7	20.42	67.2	23.97	97.74
К - 3	20	Г1	75.4	61.07	96.06	208.37	181.5
		УС,Г2-8	91.5	73.2	22	205.9	151.4
К-4	6,3	С	21.45	21.45	15.01	54.65	45.04
		Двигатели	10,15	2,43	1,16	23,44	4,46

электрический станция замыкание генератор

2.3.3 Координация уровня токов короткого замыкания

Координация уровня достигается выполнением следующих исполнений:

- на станции принято 2 высоких напряжения : 500 и 220 кВ, что привело к уменьшению рабочих токов и токов КЗ;

- на станциях принята блочная схема соединения. Генераторный трансформатор без поперечной связи м/у генератором;

- в системе с.н. применяют трансформаторы с расщепленной обмоткой низкого напряжения, при этом их сопротивление в режимах КЗ почти 2 раза больше, чем у трансформаторов с тем же номинальным параметрами без расщепленной обмотки.

2.4 Разработка схемы собственных нужд

2.4.1 Основные характеристики механизмов собственных нужд

Основными потребителями электроэнергии в системе С.Н. электростанции являются электродвигатели - привод рабочих машин и механизмов.

Применяются в основном асинхронные двигатели трехфазного переменного тока, которые составляют 90% всей нагрузки С.Н.. Другими потребителями электроэнергии на электростанции являются электросветильники, обогревательные устройства и пр.

? Питательные насосы котлов (ПЭН). Подают питательную воду в котлы.

Являются важнейшими машинами, в качестве привода используют мощные асинхронные двигатели в несколько Мвт, для блоков мощностью до 300 МВт. Для регулирования частоты вращения используют гидромуфты или преобразователи частоты. Для блоков 300 Мвт и выше в качестве привода используют саму турбину (турбопривод).

Устанавливают аварийный питательный насос меньшей мощности в качестве привода асинхронных двигателей.

? Дутьевые вентиляторы и дымососы (ДВ, Д). Дутьевые вентиляторы подают воздух в камеры сгорания котлов для лучшей степени сгорания топлива. Дымососы отводят дымовые газы. В качестве привода используется мощные асинхронные двухскоростные электродвигатели.

? Циркуляционные и конденсационные насосы (ЦН и КН). В первом случае циркуляционные насосы подают холодную воду в градирни для охлаждения пара. Конденсационные насосы подают охлажденную воду в деаэраторы. В качестве привода используется мощные асинхронные двигатели вертикального использования.

2.4.2 Характеристика схемы собственных нужд станции

Рабочее питание собственных нужд осуществляется с выводов генераторов блоков. Количество рабочих ТСН - по 1 на блок (8 ТСН), мощность ТСН выбирается исходя из нагрузки собственных нужд (блочной и общестанционной), нагрузка составляет 29,8 МВА Выбираем трансформатор трехфазный с расщепленной обмоткой низкого напряжения (для ограничения тока КЗ) на генераторное напряжение 20кВ и низкое 6,3кВ ТРДНС-32000/35. Данные трансформаторов приведены в таблице. Выбираем трансформатор второй ступени на 6,3кВ мощностью 1кВА ТМ-1000/10. Для резервного питания выбираем РТСН (поскольку установлены генераторные выключатели), количество резервных трансформаторов 2 (по 2 на 4 блока). Резервные трансформаторы подключены: один на сборные шины 220 кВ, второй к обмотке низкого напряжения автотрансформаторов связи. Мощность РТСН при наличии генераторного выключателя, берется равной рабочему ТСН 32 МВА, выбираем трансформаторы ТРДН-32000/220 подключенный к шинам 220 кВ и низким напряжением 6,3кВ. Второй РТСН-2 ТРДН-32000/35 подключаем к обмотке НН автотрансформаторам связи.

Основные данные трансформаторов приведены в таблице 2.12.

2.4.3 Выбор рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд

Подсчет блочной нагрузки С.Н. 6 кВ РЭС 8х300 МВт( на газе).

Таблица 2.10

Назначение механизмов и понижающих трансформаторов	Расчетная мощность на валу механизмов, кВт	Всего на блок300 МВт, шт	Нагрузка в норм. Режиме, кВт	Нагрузка при пуске с ТПН, кВт
		присоединение	длительно работает	секции	Количество присоединений	Расчетная мощность	секции
				А	Б			А	Б
Бустерный насос	352	4	3	704	704	1	360	360	-
Конденсатный насос турбины 1 ступени	385	2	1	585	585	1	373	-	373
Конденсатный насос турбины 2 ступени	1160	2	1	1160	1160	1	745	745	-
Сливной насос ПНД	145	2	1	145	145	-	-	-	-
Насос системы регулирования	168	1	-	168	-	-	-	-	-
циркуляционный насос	1250	2	2	1250	1250	1	1300	-	1300
Дутьевой вентилятор	1670	4	4	1670	1670	1	705	-	705
дымосос	2250	4	4	2250	2250	1	1000	1000	-
Питательный насос(ПЭН)	7600	1	1	-	-	-	-	-	-
Трансформатор главного корпуса	1000	4	3	2000	2000	2	2000	1000	1000
Трансформатор электрофильтров	1000	2	2	1000	1000	-	-	-	-
Итого.	-	-	-	10932	10764	-	-	-	-

Подсчет общестанционной нагрузки с.н. (ОСН) 6 кВ РЭС 8х300 Мвт ( на газе)

Таблица 2.11

Оборудование	Расчетная мощность на валу механизмов и понижающих трансформаторов, кВт	Всего на блок300 МВт, шт	Общая мощность, кВт	Нагрузка при наличии одного первого блока
		присоединение	длительно работает		Количество присоединени	Расчетная мощность
Противопажарный насос	250	2	1	500	2	1000
Багерный насос	270	8	4	2160	2	540
Трансформатор ОСН	630	4	4	2520	2	1260
Трансформатор ОРУ	630	3	2	1890	2	1260
Трансформатор ЦРМ и материального склада	1000	3	3	3000	1	1000
Трансформатор топливоподачи	1000	6	4	6000	2	2000
Трансформатор ХВО	1000	3	2	3000	2	2000
Насос сетевой воды	275	4	3	1100	2	550
Насос смывной воды низконапорный	250	4	2	11000	2	500
Насос кислотной промывки (работает переодически)	3150	2	-	6300	2	6300
Мазутонасос второго подъема	350	2	1	700	2	700
Насос осветленной воды	710	3	2	2130	2	1420
Итого Р9, кВт	-	-	-	40300	-	18530
Расчетная нагрузка Р10= 0,9Р9 кВА	-	-	-	36270	-	-
Расчетная нагрузка Р11= 0,4Р9 кВА	-	-	-	-	-	7412

Основные данные трансформаторов собственных нужд. Таблица 2.12

Тип трансформатора	Sном, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Рх, кВт	Рк, кВт	Uк, %
ТРДНС 32000/35	32000	20	6,3	29	145	12,7
ТМ 1000/10	1000	6	0,4	2,45	11	5,5
ТРДН 32000/220	32000	230	6,3	45	150	11,5

Рис. 2.24 Схема собственных нужд.

2.5 Выбор схем распределительных устройств

2.5.1 Выбор электрической схемы РУ 500кВ

Рассмотрим два варианта схем РУ на стороне ВН 500кВ : схема КРУЭ 3/2 и КРУЭ 4/3. В РУ 500кВ количество присоединений: 2ВЛ+2АТ+5Т=9 присоединений.

Рис.2.25. схема на 500 кВ КРУЭ 3/2

Рис2.26. схема на 500 кВ РУ 4/3

Для дальнейшего рассмотрения выбираем схему КРУЭ 3/2.

2.5.2 Выбор электрической схемы РУ 220кВ

На напряжении 220кВ выбираем схемы:

-КРУЭ две рабочие СШ.

В схеме РУ 220 кВ количество присоединений:

6ВЛ+2АТ+3 Т=11 присоединений.

2.6 Выбор аппаратов и проводников

2.6.1 Выбор коммутационных аппаратов

Выбор выключателя В1 и разъединителя Р1 в цепи высокого напряжения 500 кВ блока с генератором ТГВ-300-2УЗ

Расчетные токи продолжительного режима в цепи блока генератор-трансформатор определяются по наибольшей электрической мощности генератора ТГВ-300-2УЗ

I_НОРМ = I_MAX = S_НГ/ (v3*U_ВН) =353*10³/(v3*500) = 415,3А

Расчетные токи КЗ принимаются по пункту 3, точка КЗ-1 с учетом того, что все цепи на стороне ВН проверяются по суммарному току КЗ на шинах:

I_П0 =19.5 кА; i_УД = 24.27 кА; I_пф =17,1 кА; i_аф =17.47 кА.

Тепловой импульс:

В_К= I_П0²*(t_ОТКЛ+Т_А)= 19.5²*(0,15+0,45)= 228.15кА²с,

где t_ОТКЛ= 0,1+t_СВ = 0,1+0,05 = 0,15 сек.

Выбран по справочнику элегазовая ячейка ЯЭУ-500

Таблица 2.13. Расчетные и справочные данные

Расчетные данные	Справочные данные
	ЯЭУ-500
UУСТ=500 кВ	UH=500 кВ
IMAX =415,3А	IН=3150А
Iпф = 17.1 кА	IОТКЛ=50 кА
iаф = 17.47 кА	iан =v2* IОТКЛ*в/100 = v2*50*50/100= 35 кА
IП0 =19.5 кА	IДИН = 50 кА
iУД = 24.27 кА	-
ВК= 228.15 кА2с	IT2*tT=502*3=7500 кА2с
Условия выполняются

Выбор выключателя В2 и разъединителя Р2 в цепи среднего напряжения 220 кВ блока с генератором ТГВ-300-2УЗ

Расчетные токи продолжительного режима в цепи блока генератор-трансформатор определяются по наибольшей электрической мощности генератора ТГВ-300-2УЗ (353МВА):

I_НОРМ = I_MAX = S_НГ/ (v3*U_сн) =353*10³/(v3*220) = 943,85А

Расчетные токи КЗ принимаются по пункту 3, точка КЗ-2 с учетом того, что все цепи на стороне СН проверяются по суммарному току КЗ на шинах:

I_П0 =25.1; i_УД =67.2 кА; I_пф =20.4кА; i_аф =23.97 кА.

Тепловой импульс:

В_К= I_П0²*(t_ОТКЛ+Т_А)= 20.4*(0,155+0,41)= 352.8 кА²с,

где t_ОТКЛ= 0,1+t_СВ = 0,1+0,055 = 0,155 сек.

Выбран по справочнику элегазовая ячейка ЯЭГ-220.

Таблица . 2.14 Расчетные и справочные данные

Расчетные данные	Справочные данные
	ЯЭГ-220
UУСТ=220 кВ	UH= 220 кВ
IMAX =943,15А	IН= 3150А
Iпф = 21.6 кА	IОТКЛ= 50 кА
iаф = 23.97кА	iан =v2* IОТКЛ*в/100 = v2*50*50/100=35 кА
IП0 =25.1 кА	IДИН = 50 кА
iУД = 67.2 кА	iДИН = 125 кА
ВК= 352.8кА2с	IT2*tT=502*3=7500 кА2с
Условия выполняются

Выбор выключателя В3 и разъединителя Р3 в цепи генераторного напряжения 20 кВ блока с генератором ТГВ-300-2УЗ

Расчетные токи продолжительного режима в цепи блока генератор-трансформатор определяются по наибольшей электрической мощности генератора ТВГ-300-2У3 (353МВА):

I_НОРМ = I_MAX = S_НГ/ (v3*U_ГН) = 353*10³/(v3*20) = 10382,35А

Расчетные токи КЗ принимаются по пункту 3, точка КЗ-3 с учетом того, что в цепи генератора аппараты выбираются по наибольшему току КЗ:

I_П0 =91.5кА; i_УД =205.9 кА; I_пф =73.2кА; i_аф = 96.08 кА.

Тепловой импульс:

В_К= I_П0²*(t_ОТКЛ+Т_А)= 91.5²*(0,25+0,38)= 5274.5 кА²с,

где t_ОТКЛ= 0,1+t_СВ = 0,1+0,15 = 0,25 сек.

Выбран по [11] выключатель для внутренней установки типа ВГГ-20(Выключатель элегазовый на U_H=20 кВ, I_ОТКЛ=90 кА для умеренного климата). Гидропривод.

Выбран по [Н] разъединитель для внутренней установки типа РВПЗ-1-20/12500У3 (Разъединитель внутренней установки с поступательным движением главных ножей с одним комплектом заземляющих ножей на U_H=20 кВ, I_Н=12500А умеренного климата).

Расчетные и справочные данные приведены в таблице .



Таблица . 2.15Расчетные и справочные данные

Расчетные данные	Справочные данные
	ВГГ-20	РВПЗ-1-20/12500У3
UУСТ=20 кВ	UH= 20 кВ	UH= 20 кВ
IMAX =10382,35А	IН= 12000А	IН= 12500А
Iпф = 73.2кА	IОТКЛ= 90 кА	-
iаф = 22кА	iан =v2* IОТКЛ*в/100 = v2*90*20/100= 25,4 кА	-
IП0 =91.5 кА	IДИН = 125 кА	-
iУД = 205.9 кА	iДИН = 230 кА	iДИН = 490 кА
ВК= 5274.5кА2с	IT2*tT=1052*4= 44100 кА2с	IT2*tT=1802*4= 129600 кА2с
Условия выполняются

Выбор выключателя В4 в цепи ТРДНС- 32000/35

Расчетные токи продолжительного режима в цепи трансформатора определяются по наибольшей электрической мощности трансформатора ТРДНС- 32000/35 (32МВА):

I_НОРМ = I_MAX = S_НГ/ (v3*U_ГН) = 32/(v3*6,3) = 116,1А

Расчетные токи КЗ принимаются по пункту 4:

I_П0 = 21.45 кА; i_УД =54.6 кА; I_пф =21.45 кА; i_аф =15.01 кА.

Тепловой импульс:

В_К= I_П0²*(t_ОТКЛ+Т_А)=21.45²*(0,12+0,05)= 216.25 кА²с,

где t_ОТКЛ= 0,1+t_СВ = 0,1+0,02 = 0,12 сек.

Выбран выключатель для внутренней установки типа ВВ/ТЕL10. Гидропривод.



Таблица.2.16 Расчетные и справочные данные

Расчетные данные	Справочные данные
	ВВ/ТЕL10
UУСТ= 6,3 кВ	UH= 35 кВ
IMAX =116,1А	IН= 630А
Iпф = 21.45кА	IОТКЛ= 12,5кА
iаф = 15.01кА	iан =v2* IОТКЛ*в/100= v2*12,5*50/100=8,8 кА
IП0 =21.45кА	IДИН = 32 кА
iУД = 54.6кА	iДИН = 35 кА
ВК= 216.25кА2с	IT2*tT=32*3=3072 кА2с
Условия выполняются

2.6.2 Выбор проводников и изоляторов

Выбор сборных шин и ошиновки на напряжение 500 кВ и токоведущих частей в цепи генератора ТГВ-300-2УЗ

Таблица 2.17. Выбор ошиновки на напряжение 500 кВ и в цепи генератора.

Условия выбора и проверки	ошиновка на 500 кВ токоведущие части от трансформатора ТДЦ-400 до сборных шин 500 кВ	ошиновки на напряжение 500 кВ и в цепи генератора
Условие выбора IMAX<IДОП	По току наиболее мощного присоединения - в трансформаторе ТЦ-400 в блоке с генератором ТГВ-300-2УЗ (353МВА) IMAX = IНОРМ = SНГ/ (v3*UНОМ)= 353*103/(v3*500)= 407,6А	По типу генератора ТГВ-300-2УЗ, UНОМ = 20 кВ IMAX = SНГ/ (v3*UНОМ*0,95)= 353*103/(v3*20*0,85)= 11988,5А
Тип проводника, его параметры [Н]	три провода в фазе 3АС-600/72 IДОП= 2130А d= 24 мм	ТЭКН-Е-20-12500-400 UНОМ = 20 кВ IНОМ = 10200А iДИН= 400 кА
Проверка на схлестывание, электро-динамическую стойкость	не производится, т.к. IП0 = 19.5 кА < 20 кА	iУ < iДИН 24.27кА < 400 кА Условие выполняется
Проверка шин на термическое действие токов КЗ	не производится, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.	не производится
Проверка по условиям коронирования 1,07Е<0,9Е0 ДСР=1,26Д= 1,26*300 = 378 мм.	Е0 = 30,3m*[1+(0,299/vr0)]; m=0,82 Е0 = 30,3*0,82*[1+(0,299/v1,66)]= 30,56 кВ/см Для трех проводах в фазе: Е= k*0,354*1,1UНОМ / /[n*r0*lg(ДСР / rЭК)]= 1,14*0,354*1,1*500 / [2*1,66*lg(378/13,85)]= 25,6 кВ/см k=1+2* r0/a= 1+2*1,66/40= 1,14 rЭК = (r0*a2)? = (1,66*40)? = 13,85см. 1,07Е<0,9Е0 1,07*25,6 < 0,9*30,56 27,3 кВ/см < 27,54 кВ/см	не производится

Таблица 2.17

Тип токопровода	Тип генератора	Uном, кВ	Iном, А	iд, кА	Тип опорных изоляторов	Тип ТТ	Тип ТН
ТЭКН-Е-20-12500-400	ТГВ-300-2УЗ	20	10200	400	ОФР-20-500, ШАГ-3000	ТШ-20-12000-5	ЗНОЛ-20 ЗНОЛ-1/20

Выбор и ошиновки на напряжение 220 кВ

Таблица 2.18 Выбор ошиновки на напряжение 220 кВ

Условия выбора и проверки	ошиновка на 220 кВ токоведущие части от трансформатора ТДЦ-400 до сборных шин 220 кВ
Условие выбора IMAX<IДОП	По току наиболее мощного присоединения - в трансформаторе ТДЦ-400 в блоке с генератором ТГВ-300-2УЗ (353МВА) IMAX = IНОРМ = SНГ/ (v3*UНОМ)= 353*103/(v3*220)= 926,38А
Тип проводника, его параметры [11]	два провода в фазе АС-400/22 IДОП= 830А d= 26,6 мм r0= 1,47 см
Проверка на схлестывание, электро-динамическую стойкость	не производится, т.к. IП0 = 19.74кА < 20 кА
Проверка шин на термическое действие токов КЗ	-
Проверка по условиям коронирования 1,07Е<0,9Е0 ДСР=1,26Д= 1,26*400 = 504 мм.	Е0 = 30,3m*[1+(0,299/vr0)]; m=0,82 Е0 = 30,3*0,82*[1+(0,299/v1,47)]= 30,98 кВ/см Е= 0,354*1,1UНОМ / [r0*lg(ДСР / r0)]= 0,354*1,1*220 / [0,84*lg(504/1,47)]= 22,94 кВ/см 1,07Е<0,9Е0 1,07*22,94 < 0,9*30,98 24,54 кВ/см < 27,88 кВ/см

Выбор сборных шин на секции собственных нужд 6 кВ

Таблица 2.19.

ТРДНС 32000/35 - секция 6 кВ
ША 100х8 Iдоп =1625 А в=8мм, h=100 мм, q=800 ммІ
С учетом поправки на температуру окружающего воздуха отличную от номинальной на 25є Примем tокр=30єС
165· 0,943 = 156 А Условие выполняется
Проверка на термическую стойкость
Условие выполняется
Проверка шин на электродинамическую стойкость урасч? удоп для алюминевых шин удоп =700 кг/смІ
кг·см 689?800 Условие выполняется

2.6.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Выбор контрольно-измерительных приборов

Контрольно-измерительные приборы. Таблица 2.20

Цепь	Место установки приборов	Перечень приборов
Турбогенератор	Статор	Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр, вольтметр.
	Ротор	Амперметр, вольтметр; вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр.
Блочного трансформатор	ВН	Амперметр
	НН	-
Автотрансформатора связи	ВН	-
	НН	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой
Трансформатора собственных нужд	На одну секцию	Со стороны питания: амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии
Сборных шин собственных нужд	На каждой секции	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения, вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений, частотомер, приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра и синхроноскоп
	Общие приборы с переключением на любую секцию	Два регистрирующих вольтметра для измерения междуфазных напряжений, два частотомера
Шиносоединительного выключателя	-------	Амперметр.
Обходного выключателя	-------	Амперметр, ваттметри варметр с двухсторонней шкалой, расчетные счетчики и фиксирующий прибор.
Линии 220 кВ	-------	Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор для определения места КЗ, счетчики активной и реактивной мощности
Сборных шин высшего напряжения	На каждой шине	Вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер, суммирующий ваттметр; приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра, синхроноскоп, осциллограф
Секционный выкл.	-------	Амперметр

Рис.2.29 Измерительные приборы в основных цепях КЭС

Выбор трансформаторов тока.

В цепи генератора ТГВ-300-2УЗ

Т.к. участок от выводов генератора до вводов трансформатора выполнен комплектным токопроводом типа ТЭКН-Е-20-12500-400выбираем встроенные трансформаторы тока ТШ-20-12000/5

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Таблица 2.21.

Прибор	Тип прибора	Нагрузка от измерительных приборов в фазах, В·А
		А	В	С
Вольтметр показывающий, Варметр, Амперметр показывающий Расчетный счетчик Ваттметр регистрирующий Амперметр регистрирующий Датчик активной мощности Датчик реактивной мощности	Д 335 Д 335 Э 335 ЦЭ 6807Б-1 Н 3180 Н 344 Е 829 Е 830	0,5 0,5 0,5 2,5 10,0 --- 5,0 ---	--- --- 0,5 --- --- 10 --- 5,0	0,5 0,5 0,5 2,5 10,0 --- 5,0 ---
Итого:		19,0	15,5	19,0

Вторичная номинальная нагрузка в классе точности 0,5 составляет

Z2ном.=1,2 Ом.

Таблица 2.22.Сравнение данных.

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст.=20Кв Imax.= 10926,71А iу.=160,65 кА Вк =3683,4 кА2с	Uном. =20кВ Iном. =30000А не проверяется

Общее сопротивление приборов:

rприб. = Sприб. ? ІІ2 = 19,0 ? 25 = 0,76 Ом

сопротивление контактов примем 0,1 Ом, тогда сопротивление соединительных проводов: Zпр.= Z2ном. - Zприб. - rкон. = 1,2 - 0,76 - 0,1 = 0,34 Ом. Принимая длину соединительных проводов с медными жилами 40 м;

q = с ? lрасч. ? rпр. = 0,0175 • 40 ? 0,34 = 2,06 ммІ п

ринимаем контрольный кабель КРВГ с жилами сечением 2,5 ммІ.

Выбор трансформаторов напряжения

В цепи генератора трансформаторы напряжения предназначены для подключения измерительных приборов, для подключения колонки синхронизации и приборов контроля состояния изоляции. Приборы синхронизации и контроля состояния изоляции подключаются к трансформатору напряжения кратковременно, поэтому их можно не учитывать при подсчете нагрузки

Таблица 2.23

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип прибора	Нагрузка ТН, ВА, включенная между фазами,
		АВ	ВС	СА
Вольтметр показывающий, Ваттметр показывающий, Ваттметр показывающий, Частотомер показывающий, Вольтметр регистрирующий, Ваттметр регистрирующий, Счетчик, Датчик активной мощности, Датчик реактивной мощности.	Э - 335; Д - 335; Д - 335; Э - 371; Н - 344; Н - 3180; ЦЭ 6807Б-1 Е -829; Е - 830;	--- 1,5 1,5 --- --- 10,0 2,0 5,0 ---	--- 1,5 1,5 --- --- 10,0 2,0 --- 5,0	2,0 --- --- 3,0 10,0 --- --- 5,0 ---
Итого:	20,0	20,0	20,0

В цепи генератора ТГВ-300-240 выбираем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-20.

Таблица 2.24.Сравнение данных

Расчетные данные.	Каталожные данные.
Uсети ном. = 20 кВ; S2 расч. = 20 ВА;	Uном. = 24 кВ; S2 ном. = 75 ВА;

Для остальных ступеней напряжения принимаем к установке ТН :

500 кВ марки ЗНГ - 500

220 кВ марки ЗНГ-220

2.7 Разработка конструкции РУ

Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ), благодаря занимаемыми ими малым площадям и объемам, а также высоким уровнем надежности и готовности, стали неизменной особенностью современных систем электропередачи.

КРУЭ предоставляют наилучший выбор, особенно при использовании в районах, требующих концентрации мощностей, например, в больших городах и индустриальных центрах, обеспечивая низкий уровень шумов при невысоких фактических издержках.

КРУЭ в зависимости от схемы заполнения представляет собой комплекс аппаратов (ячеек, отдельных модулей и изделий, необходимых для подсоединения воздушных и кабельных линий).

Ячейки и модули состоят из отдельных элементов, заключенных в герметичную металлическую оболочку цилиндрической или шаровой формы, заполненной элегазом. Для сочленения между собой оболочки элементов имеют фланцы и патрубки, контакты и уплотнения.

По функциональному назначению ячейки КРУЭ могут быть линейные, шиносоединительные, трансформаторов напряжения и секционные, с одной или двумя системами сборных шин.

Ячейки, отдельные модули и элементы допускают возможность компоновки КРУЭ по различным электрическим схемам. Ячейки состоят из трех полюсов, шкафов и сборных шин. В шкафах размещена аппаратура цепей сигнализации, блокировки, дистанционного электрического управления, контроля давления элегаза и подачи его в ячейку, питания приводов сжатым воздухом.

Ячейки на номинальное напряжение 110-220 кВ имеют трехполюсное или пополюсное управление, а ячейки на 500 кВ - только пополюсное управление.

Полюс ячейки содержит набор элементов необходимых для работы распределительного устройства.

2.7.1 Выбор аппаратов для ограничения перенапряжений

Ограничители перенапряжений с высоконелинейными варисторами, предназначены для ограничения грозовых и коммутационных перенапряжений в сильноточных и слаботочных цепях однофазного и трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц в сетях 6 - 35 кВ, работающих в режиме изолирования нейтрали или её заземления через дугогасящий реактор. Условия работы аппаратов в сетях с резистивно-заземлённой нейтралью (2 - 4) несколько легче, что позволяет ОПН применять и в этих сетях и в сетях 110-750 кВ, работающих в режиме с глухим (эффективным) заземлением нейтрали. Ограничители перенапряжений могут быть установлены на открытых и закрытых распредустройствах, на тепловых, гидравлических и атомных электростанциях.

Ограничители перенапряжений могут быть подключены:

-между токоведущими частями и землей, например, между вводами силовых трансформаторов и землей;

-параллельно электрооборудованию вдоль передачи, например, параллельно токоограничивающим реакторам, а также реакторам высокочастотной связи;

-между фазами электрооборудования и линий, например, между фазами распредустройства с уменьшенными относительно общепринятых межфазными расстояниями;

-в нейтрали силовых трансформаторов 110 кВ;

-в нейтрали четырехлучевых шунтирующих реакторов;

-на опорах линий электропередачи в особых случаях, например, на гололедоопасных участках, где применение грозозащитных тросов нецелесообразно.

Места установки и рекомендуемые типы ОПН в схеме электроустановки

Таблица 2.19.

№	Место установки ОПН	Назначение ОПН	Рекомендуемый тип ОПН
1	У выводов 220 кВ трансформатора 220/10 кВ	Защита обмотки 220 кВ трансформатора от грозовых (и комутационных) перенапряжений	ОПН-П/ЗЭУ-220/88/10/550 УХЛ 1
2	У выводов 500, кВ трансформатора 500/10 кВ	Защита обмотки 500 кВ трансформатора от грозовых (и комутационных) перенапряжений	ОПН-500ХЛ 1
3	У выводов 10 кВ трансформатора 220/10 кВ	Защита обмотки 10 кВ трансформатора от грозовых перенапряжений	ОПН-П/ЗЭУ-10/12/10/400 УХЛ 1
4	В ячейке 10 кВ выключателя со стороны коммутируемого двигателя	Защита двигателя от коммутационных (и грозовых) перенапряжений	ОПН-П/ЗЭУ-10/10.5/10/550 УХЛ 1
5	У выводов 10 кВ трансформатора 10/0.4, или в ячейке 10 кВ выключателя со стороны этого трансформатора	Защита обмотки 10 кВ трансформатора 10/0.4 от коммутационных (и грозовых)перенапряжений	ОПН-П/ЗЭУ-10/12/10/400 УХЛ 1

2.8 Разработка генерального плана проектируемой электроустановки

Генеральный план (генплан) электростанции представляет собой план размещения на основной производственной площадке электростанции ее основных и вспомогательных сооружений.

Генплан электростанции включает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устройства:

- главный корпус с размещаемыми на открытом воздухе , дымососами, дымовыми трубами, повышающими трансформаторами;

- электрический щит управления, электрические распределительные устройства закрытого и открытого типа;

- устройства водоснабжения, топливного хозяйства ;

- химическую очистку добавочной воды;

- масляное хозяйство;

- лаборатории и мастерские, склады оборудования и материалов;

- служебные помещения и др.

Площадку для тепловой электростанции выбирают по возможности ближе к потребителям электрической энергии, к месту добычи топлива и источнику водоснабжения. Площадку электростанции располагают на землях, не содержащих ценных ископаемых, малопригодных для сельского хозяйства, не затапливаемых паводковыми водами реки, используемой для водоснабжения электростанции. Площадка электростанции должна иметь достаточные размеры для размещения всех необходимых ее сооружений и устройств. В зависимости от мощности электростанции, ее агрегатов и энергоблоков требуемая площадь составляет 0,04 - 0,06 га/МВт. Рельеф площадки (территории) электростанции должен быть по возможности ровным; разность высот в отдельных ее местах не должна превышать 2-4 м, обеспечивающим удобный отвод поверхностных вод. Грунтовые воды по химическому составу не должны быть агрессивны и не должны вызывать коррозию подземных частей зданий и сооружений.

Расположение площадки электростанции должно быть по возможности близким к железнодорожным магистралям, по которым предполагается подвоз топлива, а также оборудования, строительных конструкций и материалов.

При составлении вариантов компоновок электростанций руководствуются следующими общими принципами:

- оптимальная ориентация относительно естественных водоемов, при которой достигается экономия в строительстве гидротехнических сооружений и каналов;

- удобство внешних инженерных коммуникаций - подъездных дорог, линий электропередачи;

- удобство внутренних инженерных коммуникаций:

а) транспортной сети и подъемно-транспортного оборудования;

б) технологических (транспортеров, трубопроводов, водоводов и т. п.) и электрических (токопроводов разных конструкций) связей.

- размещение зданий вспомогательных хозяйств (ремонтных служб и мастерских, масляного хозяйства, пожарного депо, гаража и т.д.) в соответствии с их назначением. Это дает возможность осуществить более короткие технологические и транспортные связи с цехами, которые эти вспомогательные хозяйства обслуживают;

- наименьшие размеры площадки, занимаемой проектируемой электростанцией;

- возможность дальнейшего расширения станции до конечной мощности при минимально необходимом отчуждении земель.

Рис. 2.30 Генплан станций

2.9 Выбор режимов работы нейтрали в электроустановках

В соответствии с ПУЭ на станции выбраны следующие режимы работы нейтралей:

* В сетях 110 кВ и выше с глухим заземлением нейтрали.

* В сетях 6 - 35 кВ применяются не заземленные нейтрали, сеть

генераторного напряжения и трансформаторы собственных нужд 10,5/6,3.

* В сетях 0,4 кВ применяется глухо-заземленная нейтраль.

3. Релейная защита и автоматика блока 300 МВт

Основные защиты.

1.Продольная дифференциальная защита генератора.

Назначение: от междуфазных КЗ внутри и на выводах генератора.

Защита выполняется трехфазной, трехрелейной на реле ДЗТ-11/5 с процентным торможением, обеспечивающим отстройку от максимального тока небаланса при токе срабатывания, меньшем номинального тока генератора.

Защита действует на отключение выключателя генератора, на гашение поля, на останов котла и турбины мгновенно.

Расчет уставок защиты: вторичный ток срабатывания защиты

Fср = 100 Ав - МДС срабатывания реле;

Wраб = 144 витка - число витков рабочей обмотки со стороны линейных выводов.

Необходимое торможение определяется по условию отстройки защиты от тока небаланса при внешнем КЗ

Кодн = 0,5 - коэффициент однотипности;

- относительная погрешность трансформаторов тока.

Намагничивающая сила, создаваемая током небаланса в рабочей обмотке реле в режиме внешнего КЗ.

где КI= 12000/5

Котс = 1,6 - коэффициент отстройки;

КI = 8000/5 - коэффициент трансформации, трансформаторов тока линейных выводов генератора.

Расчетное число витков тормозной обмотки

Принятое число витков тормозной обмотки Wторм = 16 в (3 + 13)

Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительности при двухфазном КЗ на выводах генератора в режиме холостого хода генератора.

2. Поперечная дифференциальная защита генератора.

Ток срабатывания защиты выбирается на основании опыта эксплуатации с учетом отстройки от максимального тока небаланса при внешних КЗ

Iсз = 0,2 ·Iном = 0,2 · 10200 = 2040 А

Ток срабатывания реле и его уставка

Принимаем Iуст = 6,8 А и выбираем III диапазон уставок, зажимы 4-6.

3. Защита от замыканий на землю в обмотке статора.

На генераторах энергоблоков устанавливается блок-реле БРЭ 1301, состоящее из органов напряжения первой и третьей гармоник и охватывающее всю обмотку статора без зоны нечувствительности.

Орган третьей гармоники в защите БРЭ 1301.01 реагирует на относительное результирующее сопротивление третьей гармоники обмотки статора со стороны нейтрали на землю и называется «реле сопротивления» или «реле с торможением». Уставки относительного сопротивления срабатывания (в относительных единицах) могут изменяться в пределах 0,3-3.