Технический проект теплофикационной электростанции – теплоэлектроцентрали

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Введение

2. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

3. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

4. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

5. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели, разъединители, разрядники и др.)

6. Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов, шины распределительных устройств всех напряжений)

7. Выбор типов релейной защиты (генераторов, трансформаторов, шин, отходящих ЛЭП и т.д.)

8. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов (в цепях генераторов, трансформаторов, ЛЭП) и измерительных трансформаторов (тока и напряжения)

9. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте

Выводы

Список использованных источников

1. Введение

Важнейшие задачи, решаемые энергетиками, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов и реконструкции старых, уменьшение удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т. д.

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие её свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния. Производство электроэнергии осуществляется на электростанциях.

Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электрической энергии.

В настоящем курсовом проекте разрабатывается технический проект теплофикационной электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электрической энергией и теплом.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется положением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. Это вызывает необходимость сооружения главного распределительного устройства (ГРУ). В отдельных случаях питание потребителей целесообразно осуществлять от комплектных распределительных устройств (КРУ).

Если на ТЭЦ устанавливаются мощные генераторы 100, 250 МВт, то они соединяются в блоки с повышающими трансформаторами.

Рекомендуется устанавливать на ТЭЦ агрегаты мощностью 6, 12, 30, 50, 60, 100, 120, 135(165), 175(200), 250(300) МВт.

Связь с энергосистемой осуществляется по линиям высокого напряжения 110, 220, 330 кВ, поэтому на ТЭЦ, кроме ГРУ, сооружается распределительное устройство высшего напряжения (РУ ВН).

Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции с учетом выдачи тепла. Это обстоятельство предопределяет большой относительный расход электроэнергии на собственные нужды.

2. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и нового оборудования. При проектировании электроустановок нужно выбирать только новейшее оборудование. Допускается закладывать в проект головные (опытные) образцы оборудования, на которые имеются технические характеристики.

До разработки главной схемы составляем структурные схемы выдачи электроэнергии (мощности), на которых показываем функциональные основные части установки (генераторы, трансформаторы, РУ) и связи между ними.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования (числа генераторов и трансформаторов) и распределения нагрузки разного напряжения.

Выбор той или иной структурной схемы электростанции производится на основании технико-экономического сравнения двух вариантов.

На основании выданного задания и рекомендациям, описанных в [3, стр. 7] составляем следующие структурные схемы:



Вариант 1.

Рис. 2.1.

Вариант 2.

Рис. 2.2.

Для первого варианта схемы выбираем генераторы: Г3, Г2 - ТВФ - 110 - 2ЕУЗ; Г1 - ТВВ - 160 - 2ЕУЗ.

Для второго варианта схемы: Г1,Г2, Г3,Г4 - ТВФ - 120 - 2УЗ.

Полученные данные сведем в таблицу 2.1

Таблица 2.1

Тип генератора							Цена,тыс. руб.
ТВВ-160-2ЕУЗ	188	160	18	0,85	5,67	0,213	650
ТВФ-120-2УЗ	125	100	10,5	0,8	6,875	0,192	350
ТВФ-110-2ЕУЗ	137,5	110	10,5	0,8	7,56	0,189	350

В типе генератора: Т - турбогенератор, В - водородное охлаждение, ВВ - водоводяное охлаждение, ВФ - водородное форсированное охлаждение. Число после первого дефиса - номинальная мощность, после второго - количество полюсов, Е - принадлежность к единой унифицированной серии, буквы У или Т - климатическое исполнение (У - для районов с умеренным климатом), цифра 3 - для работы в помещениях с естественной вентиляцией.

Вариант 1:

Теперь выберем необходимые трансформаторы. Для первого варианта при выборе трансформаторов Т2 и Т3 рассмотрим режимы минимальных нагрузок и аварийный режим (максимальные нагрузки при отключении одного из генераторов). Здесь также следует учесть особенность конфигурации принятых схем. Очевидно, что Т2 и Т3 не работают параллельно, поэтому выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки следует определять по формуле:

, (2.1)

где и - номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности одного генератора; - минимальная нагрузка шин КРУ (в нашем случае она составляет 72 % от максимальной); - средний коэффициент мощности нагрузки; - мощность, потребляемая собственными нуждами (в нашем случае её расход составляет 12 %); - коэффициент мощности собственных нужд.

МВ•А.

Пропуск от энергосистемы недостающей мощности в момент максимальной нагрузки при отключении одного из генераторов (для упрощения расчетов считаем, что нагрузка собственных нужд не изменяется):

; (2.2)

МВ•А.

Из произведенных расчётов можно заключить, что трансформаторы Т1 и Т2 имеют максимальную загруженность в режиме минимальных нагрузок, следовательно полученную мощность и примем в качестве расчётной:

МВ•А.

В качестве трансформаторов Т2 и Т3 выберем по табл.3.6 из [2] трансформаторы типа ТДЦ - 125000/110.

Трансформатор Т1 выбираем исходя из условия:

Выбираем: Т1 - ТДЦ-200000/110.

Вариант 2:

Выбираем трансформаторы Т1,Т2 аналогично варианту 1:

Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки:

МВ•А.

Пропуск от энергосистемы недостающей мощности в момент максимальной нагрузки при отключении одного из генераторов:

МВ•А.

Из произведенных расчётов можно заключить, что трансформаторы Т1 и Т2 имеют максимальную загруженность в режиме минимальных нагрузок, следовательно полученную мощность и примем в качестве расчётной:

МВ•А.

В качестве трансформаторов Т1 и Т2 выберем по табл.3.6 из [2] трансформаторы типа ТДЦ - 125000/110.

Трансформатор Т3 и Т4 выбираем исходя из условия:

Выбираем: Т1 - ТДЦ - 125000/110.

Технические данные выбранных трансформаторов сведены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2. Технические данные трансформаторов

Тип							Цена
	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%	тыс. руб.
ТДЦ-125000/110	115	10,5	120	400	11	0,55	140
ТДЦ-200000/110	115	18	200	640	10,5	0,5	222



Теперь произведем выбор трансформаторов собственных нужд.

Вариант 1:

Трансформатор собственных нужд выбирают по условию:

; (2.3)

где -процент расхода мощности на собственные нужды.

Для генератора Г1:

.

Выбираем трансформатор ТРДНС - 25000/10.

Для генераторов Г2, Г3:

.

Выбираем два трансформатора ТДНС - 16000/20. Резервный трансформатор, согласно рекомендации [3, стр.19], выбираем в 1,5 раза больше рабочего трансформатора. ТРДН - 40000/110.

Вариант 2:

Для всех 4 - х генераторов:

.

Выбираем трансформатор ТДНС - 16000/20. Резервный трансформатор, согласно рекомендации [3, стр.19], выбираем в 1,5 раза больше рабочего трансформатора как на КРУ, так и на ОРУ. ТРДНC - 25000/10.

Полученные данные сведем в таблицы 1.2 и 1.3

Таблица 2.3

Тип трансф-ра	Sном, МВА	UВН, кВ	UНН, кВ	Рх, кВ	Рк, кВ	Uк,%	Iх,%	Цена, тыс.руб.
ТРДН - 40000/110	40	115	6,3 - 6,3	34	170	10,5/30	0,65	88
ТДНС - 16000/20	16	10,5	6,3	17	85	10	0,7	34,33(53)
ТРДНC - 25000/10	25	10,5	6,3 - 6,3	25	115	10,5/30	0,65	68

Расшифровка условного буквено - числового обозначения трансформатора (слева - направо).

1). Вид (А - автотрансформатор, без обозначения - трансформатор).

2). Число фаз (О - однофазный, Т - трехфазный).

3). Наличие расщепленной обмотки низшего напряжения - Р.

4). Условное обозначение видов охлаждения.

5). Число обмоток (без обозначения - двухобмоточный, Т - трехобмоточный).

6). Наличие системы регулирования напряжения - Н.

7). Исполнение.

8). Номинальная мощность кВА.

9). Класс напряжения обмотки ВН.

Предварительно выберем реакторы.

Реакторы выбираем из условия:

где -мощность нагрузки; -номинальное напряжение. Выбираем по 2 реактора на каждый вариант РБДГ 10 - 4000 - 0,18У3.

3. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

; (3.1)

где - капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.; - нормативный коэффициент экономической эффективности , равный 0,125; - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год; - величина ущерба (в данном курсовом проекте не рассчитывается).

Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электрической энергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.

; (3.2)

Капитальные затраты на трансформаторы:

(3.3)

Капитальные затраты на генераторы:

(3.4)

Капитальные затраты в распределительных устройствах;



(3.5)

(3.6)

(3.7)

где - количество рассчитываемого оборудования; - цена рассчитываемого оборудования.

При выполнении курсового проекта для уменьшения объема вычислений целесообразно исключать из расчета капиталовложения, которые являются одинаковыми для всех вариантов.

; (3.8)

; (3.9)

где - отчисления на амортизацию и обслуживание, % и равные соответственно 6,4 и 2%;

; (3.10)

где - потери электрической энергии, кВт; - тариф, равный 0,08 коп./кВт·ч.

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле, кВт·ч:

; (3.11)

где потери мощности холостого хода, кВт;потери мощности короткого замыкания, кВт; - расчетная максимальная мощность трансформатора, МВА; - номинальная мощность трансформатора, МВА; - продолжительность работы трансформатора, 8760 ч; время максимальных потерь, ч. Определяется исходя из .

Принимаем =5000ч., тогда согласно справочной литературе

Вариант 1.

Потери электроэнергии в трансформаторе Т1:

кВт·ч.

Потери электроэнергии в трансформаторе Т2 и Т3 одинаковые, кВт·ч.

Суммарные потери в трансформаторах:

, кВт·ч.

Капиталовложения на сооружения:

Капиталовложения на сооружение распределительных устройств не считаем, так они для двух вариантов одинаковы. Для варианта 2 учтем стоимость ячейки на ОРУ 110 кВ. Так как на нем будет на одно присоединение больше, чем в первом варианте.

Годовые эксплуатационные расходы:

Приведенные затраты:

Вариант 2.

Потери электроэнергии в трансформаторах Т1 и Т2, кВт·ч:

Потери электроэнергии в трансформаторах Т4, Т5, кВт·ч:

Суммарные потери в трансформаторах:

Капиталовложения на сооружения электроустановки:



Годовые эксплуатационные расходы:

Приведенные затраты:

Сравнивая приведенные затраты можно сделать вывод, что оба варианта являются равноэкономичными. Поэтому используем дополнительные показатели описанные в [3, стр. 21]. Это минимум оборудования, минимум потерь энергии, минимум капитальных вложений. Выбираем первый вариант.

Определим количество ячеек во всех РУ.

Количество отходящих кабельных линий со стороны КРУ определяем по формуле:

(3.12)

где - максимальная мощность; - наибольшая передаваемая мощность для одной линии. Для напряжения 10 кВ = МВА. Принимаем = 4 МВА.

Принимаем = 10.

Определим количество отходящих воздушных линий на ОРУ 110кВ, исходя из условия:

,

где - максимальная мощность; - наибольшая передаваемая мощность для одной линии. Принимаем = 45 МВА.

Принимаем = 6.

Выбираем главную схему соединений с двумя системами шин и обходной системой шин. Достоинства этой схемы - возможность ремонта любой системы шин без отключения потребителей и источников; при КЗ на одной системе шин потребитель теряет питание только на время переключений на резервную систему шин.



Рис. 3.1. Схема электрических соединений.

4. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

Расчетные условия КЗ

Токи КЗ рассчитываются на каждом напряжении.

Расчетное время для определении токов КЗ, с:

где - собственное время отключения выключателя, с; - время действия релейной защиты, с (при расчете принимается принимать 0,01 с.).

Время отключения КЗ, требуемое для оценки термической стойкости аппаратов при КЗ, с:



где - полное время отключения выключателя, с; - время действия релейной защиты, с (при расчете принимается принимать 0,1 с.).

Намечается установить следующие выключатели.

На напряжение 10,5 кВ выключатели серии ВВЭ, на 110 кВ - ВВУ.

Параметры выключателей:

ВВЭ 10,5 кВ

ВВЭ 110 кВ

По кривым используя величины для расчетного момента времени 0,065 (рис.3.1а, с.29 [3]) находим отношения .Расчетные точки, соответствующие наиболее тяжелым условиям:

1) на сборных шинах РУ;

2) на выводах генераторов;

3) за реактором;

Рис.4.1 Расчетная схема

Расчет токов КЗ

Расчет производим в системе относительных единиц. Зададимся базисными условиями:

=1000 МВ·А, =115 кВ, =10,5 кВ.

Тогда соответствующие базисные токи будут равны

А. (4.1)

А. (4.2)

А. (4.3)

ЭДС системы принимаем равной = 1. ЭДС генераторов принимаем равным

= 1,13 [1, стр. 162, табл. 3 - 4].

Далее рассчитаем сопротивления всех элементов в о.е. при базисных условиях.

Сопротивление системы:

где - относительное индуктивное сопротивление системы; - номинальная мощность генератора, МВ·А.

Сопротивление синхронных генераторов:

; (4.4)



где - относительное индуктивное сопротивление по продольной оси;

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:

. (4.5)

.

Сопротивление линии:

; (4.6)

где - среднее значение удельного сопротивления линии, для одноцепной воздушной линии 110-220 кВ принимается равным 0,4 Ом/км; - длина линии, км; - среднее номинальное напряжение линии, кВ.

Сопротивление реактора:



; (4.7)

где - номинальное индуктивное сопротивление реактора, Ом.

В нашем случае принимаем = 0,18 Ом, тогда

(4.8)

Рис. 4.2 Схема замещения

Произведем расчет Iкз.

Определим ток КЗ на шине ОРУ-110кВ (К1).

Выполним преобразование данной схемы замещения:

Преобразуем треугольник 6,7,11 в звезду.

Рис. 4.3.

Эквивалентируем с и с .

.

.

После выполненных преобразований получим следующую схему замещения рис.4.4.



Рис. 4.4 Схема замещения.

Продолжаем преобразования.

.

.

.

После выполненных преобразований получим следующую схему замещения рис.4.5.



Рис. 4.5 Схема замещения

Определяем периодические составляющие токов КЗ в начальный момент времени:

. (4.9)

Ток КЗ от системы:

кА.

Ток КЗ от Г2 и Г3:

кА.

Ток КЗ от генератора 1:

кА.

Суммарный ток:



кА. (4.10)

Определяем отношения: для источников мощности.

Система:

Генераторы 2 и 3:

Генераторы 1:

По кривым используя величины для момента времени 0,065 (рис.3.1а, с.29 [3]) находим отношения : для системы - 1; для Г2 и Г3 - 0,86; для генератора 1, - 0,88.

Находим ток КЗ в произвольный момент времени, системы, Г2,3 и Г1 соответственно:

кА.

кА.

кА.

кА.

Находим апериодическую составляющую тока КЗ:

ф = фр.з. + фс.в., (4.11)

где фр.з. - время действия релейной защиты, можно принять 0,01с.

фс.в. - собственное время отключения выключателя, для выключателей:

ф = 0,01 + 0,055 = 0,065 с.

кА.

кА.

кА.

кА.

Находим ударный ток КЗ, принимая и из таблицы 4.2 [3]:

кА.

кА.

кА.

кА.

Определим ток КЗ на шине выводе генератора Г2 (К2), схема замещения при данном виде КЗ будет такой же как и на рисунке 4.6. За исключением того, что точка КЗ будет на выводе генератора Г2.

Рис. 4.6 Схема замещения

Выполним преобразование данной схемы замещения, используя метод коэффициентов распределения:

После выполненных преобразований получим следующую схему замещения рис.4.7.

Рис. 4.7 Схема замещения

энергия токоведущий релейный замыкание

Выполним преобразование данной схемы замещения:

После выполненных преобразований получим следующую схему замещения рис.4.8.

Рис. 4.8 Схема замещения

Ток КЗ от системы: кА.

Ток КЗ от Г3: кА.

Ток КЗ от генератора Г1: кА.

Ток КЗ от генератора Г2: кА.

Суммарный ток:

кА.

Определяем отношения: для источников мощности:

По кривым используя величины для момента времени 0,065 с (рис.3.1а, с.29 [3]) находим отношения : для системы, Г3 и Г1 - 1; для Г2 - 0,83.

Находим ток КЗ в произвольный момент времени:

кА.

кА.

кА.

кА.

кА.

Находим апериодическую составляющую тока КЗ:

кА.

кА.

кА.

кА.

кА.

Находим ударный ток КЗ:

кА.

кА.

кА.

кА.

кА.

Определим ток КЗ при замыкании в точке К3, схема замещения при данном виде КЗ приведена на рис.4.9. Здесь необходимо отметить, что шины КРУ разделены на 2 одинаковые в половины и в момент КЗ не соединены.



Рис. 4.9 Схема замещения

Выполним преобразование данной схемы замещения:

После выполненных преобразований получим следующую схему замещения рис.4.10.

Рис. 4.10 Схема замещения

После выполненных преобразований получим следующую схему замещения рис.4.11

Рис. 4.11 Схема замещения

Ток КЗ от системы: кА.

Ток КЗ от Г3: кА.

Ток КЗ от генератора Г1: кА.

Ток КЗ от генератора Г2: кА.

Суммарный ток:

кА.

Определяем отношения: для источников мощности:

По кривым используя величины для момента времени 0,065 с (рис.3.1а, с.29 [3]) находим отношения : для системы, Г3 и Г1 - 1; для Г2 - 0,95.

Находим ток КЗ в произвольный момент времени:

кА.



кА.

кА.

кА.

кА.

Находим апериодическую составляющую тока КЗ:

кА.

кА.

кА.

кА.

кА.

Находим ударный ток КЗ:

кА.

кА.

кА.

кА.

кА.



Определим ток КЗ при замыкании в точке К4, схема замещения при данном виде КЗ приведена на рис.4.12.

Рис. 4.12 Схема замещения

Выполним преобразование данной схемы замещения:

После выполненных преобразований получим следующую схему замещения рис.4.13.

Рис. 4.13 Схема замещения.

Ток КЗ от системы:

кА.

Ток КЗ от Г2 и Г3:

кА.

Ток КЗ от генератора 1:

кА.

Суммарный ток:

кА.

Определяем отношения: для источников мощности.

Система:



Генераторы 2 и 3:

Генераторы 1:

По кривым используя величины для момента времени 0,065 (рис.3.1а, с.29 [3]) находим отношения : для системы - 1; для Г2 и Г3 - 0,92; для генератора 1, - 0,96.

Находим ток КЗ в произвольный момент времени, системы, Г2,3 и Г1 соответственно:

кА.

кА.

кА.

кА.



Находим апериодическую составляющую тока КЗ:

кА.

кА.

кА.

кА.

Находим ударный ток КЗ, принимая и из таблицы 4.2 [3]:

кА.

кА.

кА.

кА.

Таблица 4.1. Результаты расчёта токов короткого замыкания

Точка КЗ	Источник	IП,0, кА	iу, кА	IП,ф, кА	iа,ф, кА
1	Система	1,9	5,158	1,532	1,532
	Г2,Г3	3,43	9,312	2,767	2,767
	Г1	3,422	9,292	2,76	2,76
	Суммарный ток	8,751	23,763	7,861	7,06
2	Система	6,227	17,171	6,227	6,475
	Г2,Г3	45,221/6,8	30,408/18,751	11,026/6,8	11,467/7,071
	Г1	11,026	124,708	37,534	47,026
	Суммарный ток	69,274	191,038	61,586	72,039
3	Система	2,509	6,697	2,509	2,117
	Г2,Г3	12,78/4,52	33,383/12,301	12,41/4,52	10,783/4,628
	Г1	4,628	12,236	4,628	3,905
	Суммарный ток	24,437	64,617	23,728	20,619
4	Система	8,005	22,19	8,005	9,129
	Г2,Г3	14,453	40,06	13,296	16,481
	Г1	31,991	88,675	30,711	36,482
	Суммарный ток	54,449	150,925	52,013	62,093

Проверим верно ли выбраны реакторы (по рекомендации [3, п.3.3]).

Определяем результирующее сопротивление при отсутствии реактора:

Определяем требуемое сопротивление:

По данному индуктивному сопротивлению по табл. [4] подходит изначально выбранный реактор РБДГ 10 - 4000 - 0,18У3.

5. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели, разъединители, разрядники и др.)

Произведем выбор необходимых выключателей и разъединителей. Как известно, высоковольтные выключатели выбираются по следующим условиям:

? по напряжению установки:

;

? по длительному току:

; ;

? по отключающей способности:

где ? нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

? по условию электродинамической стойкости:

;

;

? по условию термической стойкости выключатель проверяется по тепловому импульсу:

,

где ?ток термической стойкости по каталогу, кА; ? длительность протекания тока термической стойкости, с; ? тепловой импульс тока КЗ, кА2•с, определяется по формуле:

,

где ? время отключения тока КЗ, с; ? постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с.

Наибольший рабочий с учетом возможных перегрузок:



А.

Где - коэффициент определяющий величину длительно допустимых перегрузок; - наибольшая мощность присоединения.

Определим приближенно тепловой импульс тока КЗ. с (см. п.4), с, тогда:

кА2•с.

В таблице 5.1 представлен выбор аппаратов для ОРУ 110 кВ. Каталожные данные для выключателей и разъединителей взяты из таблиц [2].

Номинальный ассиметричный ток отключения:

, кА.

Таблица 5.1. Выключатели и разъединители в цепи ОРУ 110 кВ

Условия выбора	Расчетные условия	Каталожные данные
		Выключатель У - 110А - 2000 - 40У1	Разъединитель РНД-110/1000У1
	кВ	кВ	кВ
	А	А	А
	кА	кА	--
	кА	кА	--
	кА	кА	--
	кА	кА	кА
	кА2•с	кА2•с	кА2•с

Выбираем выключатели и разъединители в цепи генератора 10,5 кВ.

Наибольший рабочий с учетом возможных перегрузок:

А.

Где - коэффициент определяющий величину длительно допустимых перегрузок; - наибольшая мощность присоединения.

Определим приближенно тепловой импульс тока КЗ. с (см. п.4), с, тогда:

кА2•с.

В таблице 5.2 представлен выбор аппаратов для КРУ 10,5 кВ. Каталожные данные для выключателей и разъединителей взяты из таблиц [2].

Номинальный ассиметричный ток отключения:

, кА.



Таблица 5.1. Выключатели и разъединители в цепи генератора 10,5 кВ

Условия выбора	Расчетные условия	Каталожные данные
		Выключатель МГУ - 20 - 90/9500У3	Разъединитель РВР - 1 - 20/8000 Т3
	кВ	кВ	кВ
	А	А	А
	кА	кА	--
	кА	кА	--
	кА	кА	--
	кА	кА	кА
	кА2•с	кА2•с	кА2•с

Выбираем выключатели за реакторами и секционный выключатель на КРУ 10,5 кВ.

Расчётный максимальный ток продолжительного режима:

который был определен при выборе реактора. Так как для КРУ рекомендовано устанавливать вакуумные и элегазовые выключатели, то принимаем к установке вакуумный выключатель типа VS1BEL-12 из интернет источника [5].

Результаты выбора представляем в виде таблицы 5.3.

Таблица 5.3 Выключатель за реактором

Расчётные данные	Каталожные данные
	Выключатель VS1BEL-12
Uуст = 10,5 кВ	Uном = 12 кВ
Iмакс = 2887 А	Iном = 3150 А
Iп. = 23,728 кА	Iном.откл = 40 кА
Iп. + iа. =23,728 +20,619 = 54,075 кА	I ном.откл(1+ном) =40(1+0,21 ) = 68,244 кА
Iп.о = 24,437 кА	Iдин.с = 100 кА
iу = 64,617 кА	Iмакс = 80 кА
Bк =18,612 (0,065 + 0,125) = 113,462 кА2с	Iт2tт = 4024 = 6400 кА2с

В остальных частях схемы выбор выключателей осуществляется аналогично. Результат представлен на чертеже.

Выбираем предохранители на напряжение 110 кВ и 10,5 кВ. Предохранители устанавливаем в цепи трансформаторов напряжения. Условия выбора предохранителей описаны в [1] стр. 323.

? по напряжению установки:

;

? по току:

- по току отключения:

Условия выбора представлены в таблице 5.4.

Таблица 5.4. Результаты выбора предохранителей

Место установки	Тип предохранителя
Цепь генератора10,5 кВ	ПКТ101 - 20 - 2 -12,5У3
Цепь генератора18 кВ	ПКТ101 - 20 - 2 -12,5У3
ОРУ 110 кВ	ПКТ104 - 110 - 50 - 2,5У1
10,5 кВ, 18 кВ за генератором	ПКТ101 - 20 - 2 -12,5У3
На шинах КРУ 10,5 кВ	ПКТ101 - 20 - 2 -12,5У3

6. Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов, шины распределительных устройств всех напряжений)

Рис.6.1 Схема электрических соединений

1. Сборные шины 110 кВ.

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами марки АС. Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, так как нагрузка по длине шин неравномерна и на многих ее участках меньше рабочего тока. Поэтому сечение выбираем по допустимому рабочему току, который равен максимальному рабочему току самого мощного генератора. Такую нагрузку можно определить по присоединению блочного трансформатора:

А.



По табл.7.35 [2] выбираем провода марки АС 600/72, с параметрами: сечение мм2, диаметр мм, А, радиус провода мм. Проверку шин на схлестывание не производим, так как согласно стр.244 [1] МВ•А, а в нашем случае:

МВ•А МВ•А.

Согласно ПУЭ шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие тока не проверяются.

Проверку по условиям коронирования можно и не производить, так как согласно ПУЭ минимальное сечение для линий 110 кВ ? АС 70.

2. Токоведущие части от выводов 110 кВ силовых трансформаторов и РТСН до сборных шин.

Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформаторов связи до сборных шин выполняются гибкими проводами. Приняв по табл.4.1 [1] А/мм2, выберем сечение по экономической плотности тока:

мм2.

Примем по табл.7.35 [2] два провода в фазе марки АС 500/64, для которого допустимый ток А. Тогда:

; А А.

Токоведущие части от выводов 110 кВ РТСН до сборных шин также выполняются гибкими проводами. Приняв по табл.4.1 [1] А/мм2, выберем сечение по экономической плотности тока:

А;

мм2.

Примем по табл.7.35 [2] провода марки АС 240/32, для которого допустимый ток А. Тогда:

; А А.

Проверяем шины на термическую стойкость.

Токопровод выбран верно.

3. Выбор комплектного токопровода.

Согласно стр. 40 [3], вся ошиновка до реактора и за ним, а также в шкафах КРУ выполняется жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Выбираем по табл.7.3 или 7.6 [2].

А.

Выбираем шины коробчатого сечения, у которых А. Проверяем токопровод по следующим условиям:

; А А.



Шины больших сечений на термическую стойкость не проверяются.

Проверим выбранные шины на динамическую стойкость при КЗ:

- момент инерции: ; (6.1)

- момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия: - для горизонтально расположенных шин, жестко скрепленных между собой;

- напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента:

(6.2)

где - пролет, расстояние между опорными изоляторами шинной конструкции; - расстояние между фазами.

- сила взаимодействия между швеллерами:

(6.3)

- допустимое расстояние между прокладками:

. (6.4)

Где - момент сопротивления одной шины.

Принимаем

- напряжение в материале шин от действия силы :

(6.5)

Шины механически прочны, т.к.

(6.6)

Выбираем опорные изоляторы по следующим условиям:

по напряжению установки:

,

по допустимой нагрузке:

где:

где - расстояние до центра шины, м.

, Н; (6.7)

где - поправочный коэффициент на высоту шины.

; (6.8)

Выбираем изолятор С 20 - 200 I УХЛ; Т1.

, м.

.

, Н.

По напряжению:

4. Выбор экранированного токопровода турбогенераторов 160 Мвт и 110 Мвт.

Максимальный рабочий ток турбогенератора 160 Мвт:

Выбираем по табл.9.14 [2] ГРТЕ - 20 - 10000 - 300, который обладает следующими параметрами: кВ, А, кА.

Проверяем токопровод по следующим условиям:

; А А.

; кА кА.



Максимальный рабочий ток турбогенератора 110 Мвт:

Выбираем по табл.9.14 [2] ГРТЕ - 20 - 10000 - 300, который обладает следующими параметрами: кВ, А, кА.

Проверяем токопровод по следующим условиям:

; А А.

; кА кА.

Выбираем опорные изоляторы по следующим условиям:

по напряжению установки:

,

по допустимой нагрузке:

где:

где - расстояние до центра шины, м.

, Н;

где - поправочный коэффициент на высоту шины.

;

Выбираем изолятор С 20 - 200 I УХЛ; Т1 для КРУ 10,5 кВ.

, м.

.

, Н.

По напряжению:

Данный изолятор подходит по всем условиям.

7. Выбор типов релейной защиты (генераторов, трансформаторов, шин, отходящих ЛЭП и т.д.)

Основная задача релейной защиты состоит в обнаружении повреждённого участка и возможно быстрой выдаче управляющего сигнала на его отключение. Наиболее частыми повреждениями электростанций, а также ЛЭП являются короткие замыкания, при которых повреждённый участок отключается выключателем. Дополнительным назначением релейной защиты является выявление аномальных режимов работ, не требующих немедленного отключения, но требующих принятия мер для ликвидации (перегрузка, обрыв оперативных цепей и др.). В этом случае защита действует на линии.

1. Защиты генератора.

замыканий на землю со стороны генераторного напряжения;

многофазных замыканий в обмотке статора;

витковых замыканий обмотки статора;

однофазных замыканий на землю в обмотке статора генератора и на ее выводах;

внешних КЗ;

перегрузки генератора токами обратной последовательности;

замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения;

асинхронного режима с потерей возбуждения.

2. Защиты трансформаторов СН и блочных трансформаторов.

от повреждений внутри кожуха и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ - 562;

от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла - газовая защита;

от внешних КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) - 2) - МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;

от перегрузки - МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.

3. На ОРУ 110 кВ.

1) Дифзащиты от междуфазных и однофазных кз;

2) Устройство резервирования отказа выключателей.

4. Защита воздушной ЛЭП 110 кВ.

дистанционная защита;

токовая защита нулевой последовательности;

токовая отсечка;

направленная защита с высокочастотной блокировкой.

5. Защита кабельных линий 10,5 кВ.

Кабельные линии 10,5 кВ должны предусматривать устройства релейной защиты от междуфазных замыканий и от однофазных с действием на сигнал, наиболее распространенной является максимальная токовая защита.

6. Защита шин.

На обходном выключателе 110 кВ должны быть предусмотрены защиты (использумые при проверке и ремонте защиты, выключателя и трансформаторов тока любого из элементов, присоединенных к шинам):

1) трехступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных коротких замыканий;

2) четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

При этом на шиносоединительном выключателе должны быть предусмотрены защиты (используемые для разделения систем шин пир выведении УРОВ или защиты шин из действия, а также для повышения эффективности дальнего резервирования):

1) двухступенчатая токовая защита от многофазных коротких замыканий;

2) трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

8. Выбор измерительных приборов (в цепях генераторов, трансформаторов, ЛЭП) и измерительных трансформаторов (тока и напряжения)

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. В зависимости от характера объекта и структуры его управления объем контроля и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления (ГЩУ), блочном щите управления (БЩУ) и центральном щите (ЦЩУ) на электростанциях с блоками генератор-трансформатор и на местных щитах.

К установке на ТЭЦ принимаем следующие типы приборов:

Таблица 8.1 Таблица измерительных приборов

Прибор и место установки	Тип прибора	Класс точности
1	2	3
1. Турбогенератор.
Статор:
Амперметр в каждой фазе	Э - 335	1,5
Вольтметр	Э - 350	1,5
Ваттметр	Э - 335	1,5
Варметр	Э - 335	2,5
Счётчик активной энергии	И-680	1,0
Счётчик реактивной энергии	СР4У - 673М	2,0
Датчик активной мощности
Датчик реактивной мощности
Регистрирующие приборы:
Ваттметр	Н - 344	1,5
Амперметр	Н- 344	1,5
Вольтметр	Н- 344	1,5
Ротор:
Амперметр	Э - 377	1,5
Вольтметр	Э - 377	1,5
Регистрирующий амперметр	Н- 344	1,5
Частотомер	Э - 371	2,5
Синхроноскоп	Э - 327
2. Блочный трансформатор
сторона ВН:
Амперметр	Э - 377	1,5
3. Трансформаторы собственных нужд
На одну секцию со стороны питания:
амперметр	Э - 377	1,5
ваттметр	Д - 344	1,5
счётчик активной энергии
На две секции со стороны питания:
амперметр	Э - 377	1,5
ваттметр	Д - 344	1,5
счётчик активной энергии	И - 675	1,0
датчик активной мощности
4. Линия 10,5 кВ к потребителям
амперметр	Э - 377	1,5
счётчик активной энергии	И - 675	1,0
счётчик реактивной энергии	И - 675М	2,0
5. Линия 110 кВ
амперметр в каждой фазе	Э - 377	1,5
ваттметр	Д - 312	1,5
варметр	Д - 312	2,5
Счётчик активной энергии	И-680	1,0
Счётчик реактивной энергии	И - 675М	2,0
ФИП
5. Сборные шины высшего напряжения:
вольтметр с переключением	Э - 355	1,5
регистрирующие приборы:
частотомер	Н - 345	1,5
вольтметр	Н - 344	1,5
суммирующий ваттметр	Н - 348	1,5
приборы синхронизации
два частотомера	Д - 730	2,5
два вольтметра	Э - 377	1,5
синхроноскоп	Э - 327
осцилограф (Uф,Uо, Iо,I )
7. Шиносоединительный выключатель
амперметр	Э - 377	1,5
8. Обходной выключатель
амперметр	Э - 377	1,5
ваттметр с двухсторонней шкалой	Д - 312	1,5
варметр с двухсторонней шкалой	Д - 312	2,5
ФИП

Питание приборов осуществляется от измерительных трансформаторов тока и напряжения. Трансформаторы тока выбираются:

по напряжению установки:

,

по току:

,

по конструкции и классу точности,

по электродинамической стойкости:

,

по термической стойкости

,

по вторичной нагрузке

.

Для примера выберем трансформаторы тока для присоединения измерительных приборов в цепи генератора 110 Мвт. Перечень необходимых приборов указан в таблице 8.1. По табл.5.9 [2] выбираем встроенный в ранее выбранный токопровод ГРТЕ - 20 - 10000 - 300шинный трансформатор тока типа ТШ-20-8000/5. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 8.2.

Таблица 8.2. Сравнение данных для ТТ

Расчетные данные	Каталожные данные
кВ	кВ
А	А
кА	не проверяется
кА2•с	кА2•с

Выбор остальных ТТ осуществляется аналогичным образом. Результаты выбора сведем в таблицу 8.3.

Таблица 8.3. Результаты выбора ТТ

Место установки	Тип трансформатора тока
Цепь генератора 10,5; 18 кВ	ТШ-20-8000/5
Блочный трансформатор, сторона ВН	ТВТ-110-1-750/5
ОРУ 110 кВ	ТФЗМ-110Б-750/5
10,5 кВ, нулевой последовательности 10,5 кВ, за генератором 10,5 кВ СН 10,5 кВ КРУ	ТНПШ-1У3 ТШЛ - 20 - 0,5/Р - 8000/5 ТПЛК - 10 - 0,5/Р - 800/5 ТШВ -15 - 0,5/Р- 8000/5
6,3 кВ СН	ТПК - 10 - 800/5

Трансформаторы напряжения выбираются:

по напряжению установки

,

по конструкции, схеме соединения обмоток и классу точности,

по вторичной нагрузке:

.

Для примера выберем трансформаторы напряжения для присоединения измерительных приборов в цепи генератора 10,5 кВ. В качестве трансформатора напряжения принимаем ЗНОМ - 15 - 63У2 класса точности 0,5 номинальной мощностью В•А. Перечень необходимых приборов указан в таблице 7.1, из которой определяем, что В•А. То есть трансформатор будет работать в выбранном классе точности. Выбор остальных ТН осуществляется по табл.5.13 [2] аналогичным образом. Результаты выбора сведем в таблицу 8.4.

Таблица 8.4. Результаты выбора ТН

Место установки	Тип трансформатора напряжения
Цепь генератора 10,5; 18 кВ	ЗНОМ - 20 - 63У2
	ЗНОЛ0,6 - 20У3
Цепь генератора 10,5; 18 нулевая последовательность	З1ОМ - 1/20 - 63У2
ОРУ 110 кВ	НКФ - 110- 83У1

Выбираем предохранители в цепи трансформатора напряжения ЗНОМ - 15 - 63У2, который установлен на шинах КРУ. Условия выбора предохранителей описаны в [1] стр. 323.

? по напряжению установки:

;

? по току:

- по току отключения:

Определяем максимальный ток в первичной обмотке трансформатора.

Без расчета токов КЗ в цепи трансформатора напряжения выбираем выключатель ПКТ 101 - 20 - 2 - 12,5У3 с = 2 А.

В остальных случаях также выбираются выключатели типа ПКТ со своими токами плавкой вставки.

9. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте

Для энергетической системы распределительное устройство является узлом сети, оборудованным электрическими аппаратами и защитными устройствами, служащими для управления и распределения потоков электрической энергии, отключения поврежденных участков, обеспечения надежного электроснабжения потребителей.

Типовые конструктивные решения служат основой для разработки конструкций РУ при проектировании конкретной электростанции. Окончательное решение по конструкции РУ принимается на основании технико-экономического сопоставления ряда эскизно проработанных вариантов компоновок.

РУ должны удовлетворять ряду требований. Основные из них: надёжность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

Цепь за генераторами выполнена пофазноэкранированными токопроводами. В цепи генераторов устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности и ТТ типа ТШЛ, а также трансформатор напряжения типа ЗОМ.

На КРУ 10,5 кВ применена схема с одной системой шин, секционированной выключателем. Достоинства такой схемы: простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность. Недостатки: при повреждениии и последующем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обоих секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта. Система шин КРУ связана с генераторами через реакторы РБДГ 10 - 4000 - 0,18У3. От шин отходят 10 кабельных линий. Шину КРУ выполнены алюминиевыми шинами коробчатого сечения.

Для питания потребителей 10,5 кВ в данном проекте используются шкафы КРУ серии КР - 10/500 c вакуумным выключателем VS1BEL-12.

ОРУ 110 кВ выполнено по схеме с двумя рабочими и обходной системами шин. Достоинства: возможность ремонта любой системы шин без отключения потребителей и источников; при КЗ на одной системе шин потребитель теряет питание только на время переключений на резервную систему шин. Недостатки: отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенной к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения; большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию или ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ. Шиносоединительный и обходной выключатели расположены в середине ОРУ. Шины выполнены в виде проводов марки АС. От ОРУ отходят 8 воздушных линий.

В цепях всех ТН устанавливаем предохранители для защиты от перегрузки и коротком замыкании. В нейтрали трансформаторов устанавливаем ОПН, с напряжением на класс меньшее, чем напряжение высокой стороны трансформатора.

Питание собственных нужд осуществляется на напряжении 6,3 кВ.



Список использованных источников

1. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. М., “Энергия”, 1980.

2. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

3. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Электрическая часть электрических станций и подстанций». Ротапринт, БНТУ, 2004г.

4. Высоковольтное оборудование подстанций. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования.

5. http://www.aes.by/_oid189.html

Размещено на Allbest.ru