Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Предисловие

В процессе проектирования следует выделить 3 основные стадии:

1. Задание на проектирование электрической станции содержится в схеме развития энергосистемы и включает в себя внешнюю (исходную) информацию (местоположение, тип, назначение станции и её основные исходные параметры); топливо и источник водоснабжения; режимы работы станции, её нагрузки и место в графике нагрузки ЭЭС; схему присоединения станции к ЭЭС и её данные.

2. Технический проект электростанции - это совокупность проектних документов, отражающих основные проектные решения.

В состав технического проекта электростанции входят: паспорт; технико-экономическое обоснование станции ; смета; проектные документы по технологической, электротехнической и строительной части; генеральный план электростанции; транспорт; организация строительства электростанции и жилищно-гражданское строительство.

3. Рабочий проект электростанции - это совокупность пояснительной записки с расчётами и рабочих чертежей, по которым осуществляются монтажно-строительные работы.

В проекте указывают важнейшие технико-экономические показатели проектируемой станции: общий объём капиталовложений, стоимость одного установленного киловатта, удельный расход условного топлива на единицу отпущенной электроэнергии и на единицу отпущенного тепла, удельный вес (в процентах общего объёма выработанной электроэнергии) расхода на собственные нужды, удельную численность персонала или штатный коэффициент, себестоимость отпущенной электроэнергии, объёмы важнейших видов строительно-монтажных работ, сборность строительных конструкций в процентах, площадь отчуждаемой территории и т.д. Эти показатели позволяют судить об эффективности проектных решений.

Содержание работ по проектированию электротехнической части

1) Подготовка исходной информации.

Для проектирования электротехнической части электрической станции нужны внешняя и внутренняя исходные информации. Источником внешней информации служит задание на проект. Внутренняя информация поступает в процессе проектирования от секторов, проектирующих другие подсистемы, в первую, технологическую.

Основные внутренние данные, необходимые для проектирования электротехнической подсистемы:

- мощность, число, типы и параметры основного энергетичного оборудования - парогенераторов (ПГ), реакторов, турбин и т.д.;

- характеристика технологической схемы (например, для ТЭС блочная или с поперечными связями) и параметры вспомогательных рабочих машин (механизмов собственных нужд);

- очерёдность ввода агрегатов по годам.

2) Проектирование главной схемы соединений электротехничной подсистемы (части).

Главной электрической схемой называется схема электрических и трансформаторных соединений между основными элементами электростанции, связанными с производством, преобразованием и распределением электроэнергии. Проектирование главной схемы включает:

- выбор генераторов и их систем возбуждения;

- выбор принципиальной (структурной) схемы (схемы трансформаторных связей между генераторами и распределительными устройствами основных напряжений);

- выбор способов ограничения токов короткого замыкания;

- выбор схемы электрических соединений распределительных устройств;

- расчет токов короткого замыкания; выбор электрических аппаратов и проводников.

Главная электрическая схема в значительной мере определяет основные свойства электрической части станции, а также степень качества электростанции в целом: надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, удобство размещения электрооборудование, возможность дальнейшего расширения.

Схема трансформаторных соединений между генераторами и распределительными устройствами основных напряжений называется структурной схемой. Она показывает распределение генераторов между РУ различных напряжений и связи между РУ. В главной электрической схеме условной выделяют электрическую схему собственных нужд станции.

3) Проектирование электроустановки собственных нужд:

- выбор двигателей для рабочих машин СН;

- выбор трансформаторов СН (ТСН) и вспомогательных источников питания;

- выбор схемы электроснабжения СН и аппаратов;

- расчёт самозапуска двигателей СН;

- проектирование кабельного хозяйства.

4) Разработка конструкций РУ включает в себя: выбор и компоновку электротехнических устройств и защита их от перенапряжений, а также расчёты систем заземления и вибор их конструкций.

5) Проектирование установки постоянного тока: выбор аккумуляторных батарей, зарядных и подзарядных устройств, вибор схемы оперативного тока.

6) Проектирование устройств управления и контроля, релейной защиты и автоматики.

7) Проектирование электроосвещения.

8) Проектирование вспомогательных устройств и сооружений: масляно

го, воздушного и водородного хозяйств, электролаборатории, мастерских.

1. Формирование структурной схемы станции

Таблица 1. Исходные данные

1	Мощность генераторов	Рг	120 МВт
2	Количество блоков	nбл	4
3	Напряжение РУ ВН	Uрувн	500 кВ
4	Длина ЛЭП ВН	lлэпвн	200 км
5	Количество ЛЭП ВН	nлэпвн	3
6	I кз “системы”	Iкз	40 кА
7	Напряжение РУ СН	Uрусн	154кВ
8	Количество ЛЭП СН	nлэпсн	6
9	Длина ЛЭП CН	lлэпcн	20 км
10	Максимальная мощность потребления подсистемой СН	P cmax	113МВА
11	Минимальная мощность потребления подсистемой СН	P cmin	84МВА
12	Мощность трансформаторной связи с “системой”	P cв	23МВА (Uk =11 %)

1.1 Технико-экономическое обоснование выбора принципиальной схемы электрических соединений

Требования к электрической схеме станции, сформулированные в нормах технологического проектирования /НТП/, сводятся к следующему:

- соответствие электрической схемы условиям работы станции в энергосистеме, ожидаемым режимам, а также технологической схеме станции;

- удобство эксплуатации, то есть простота и наглядность схемы, минимальный объем переключений, связанных с изменением режима, доступность электрооборудование для ремонта;

- удобство сооружения электрической части с учетом очередности введения в эксплуатацию генераторов, трансформаторов, линий;

- возможность автоматизации установки в экономически целесообразном объеме;

- достаточная экономически оправданная степень надежности.

Если имеем простые исходные условия, структурная схема определяется однозначно и ее проектирование сводится к выбору необходимых силовых трансформаторов. В большинстве случаев выбор структурной схемы базируется не технико-экономических вариантных расчетах. Порядок выбора структурной схемы, когда необходимое технико-экономическое обоснование, следующий:

а) определяют ряд технически возможных вариантов структурной схемы;

б) повариантно выбирают трансформаторы, автотрансформаторы и электрические аппараты;

в) для каждого варианта рассчитывают технико-экономические показатели и целевую функцию (приведенные затраты);

г) на основании результатов расчетов, а также свойств, которые не вошли в целевую функцию, выбирают оптимальное решение.

При составлении структурной схемы станции в распределительных устройствах учитывают только выключатели трансформаторных связей, причем условно принимают один выключатель на присоединение. На этой стадии расчет токов короткого замыкания не проводят и типы выключателей намечают согласно с номинальными напряжениями и максимальными рабочими токами.

Выбор структурной схемы станции

Ввиду простых исходных условий, структурная схема определяется однозначно. Так как на станции предусматривается два повышенных напряжения, причем если сети обоих напряжений эффективно заземленные, то возможен такой вариант построения структурной схемы: с отдельными автотрансформаторами связи между распределительным устройством высшего напряжения и распределительным устройством среднего напряжения (рис. 1). При использовании схемы на рис.1 мощность блоков, присоединённых к РУ среднего напряжения (СН) должна быть равна мощности, выдаваемой в сеть СН.

Если сеть СН имеет незаземлённую или компенсированную нейтраль, вместо автотрансформаторов устанавливают трёхобмоточные трансформаторы.

2.Выбор основного оборудования (генераторы, трансформаторы, автотрансформаторы, трансформаторы собственных нужд)

2.1 Выбор генераторов

Исходя из условий задания на проект выбираем 4 генератора типа ТВФ-120-2УЗ с параметрами, указанными в таблице 2 (см.Неклепаева стр.60-63).

Таблица 2. Номинальные параметры генераторов:

		ТВФ-120-2УЗ
1	Схема соединения обмоток	YY
2	Номинальная частота вращения, n [об/мин]	3000
3	Номинальная полная мощность, Sном (МВА)	125
4	Номинальная активная мощность, Pном (МВт)	100
5	Номинальное напряжение, Uном (кВ)	15,75
6	cosцном	0,8
7	Номинальный ток, Iном (кА)	10.2
8	, о.е.	0,192
9	Цена, тыс. у.е	900

2.2 Выбор трансформаторов

Выбор трансформаторов включает в себя определение их количества, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электростанции.

Рекомендуется применять трёхфазные трансформаторы, и только в случае невозможности изготовления трёхфазных трансформаторов необходимой мощности допускается применение групп из двух трёхфазных или трёх однофазных трансформаторов.

Все трансформаторы станций должны иметь встроенные устройства для регулирования под нагрузкой (РПН).

Выбор номинальной мощности трансформатора осуществляют с учетом его нагрузочной способности. В общем случае условие выбора мощности трансформатора имеет вид:

/1/

где Sрасч. - расчетная мощность; Sн - номинальная мощность трансформатора; К_П - допустимый коэффициент перегрузки.

На ТЭЦ, построенных по блочному принципу, когда на ответвлении к блоку присоединены только нагрузки собственных нужд, мощность блочного трансформатора выбирают по соотношению:

где /2/

Если от энергоблока питается и местная нагрузка, то

/3/

Самое большое распространение получила схема, в которой сборные шины высшего и среднего напряжения связанные между собой автотрансформаторами. В таких схемах блоки должны быть распределенные между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения так, чтобы перетоки мощности были минимальные.

Номинальная мощность автотрансформаторов должна соответствовать максимальной, что передается в том или ином направлении при самых тяжелых условиях. Расчетным режимом может быть передача мощности с распределительного устройства среднего напряжения в распределительное устройство высшего напряжения. Если такой режим нагрузки оказывается недопустимым, то изменяют или число блоков, присоединенных к распределительному устройству СН, или число автотрансформаторов.

Применение получили такие варианты связи: а) с одним трехфазным автотрансформатором на полную мощность, б) с двумя автотрансформаторами, каждый с которых рассчитанный на половину переданной мощности. Число автотрансформаторов связи определяется схемой района энергосистемы. При наличии дополнительных связей в энергосистеме между ступенями ВН и СН на станции может быть установленный один автотрансформатор. В случае отсутствия дополнительных связей в близлежащем районе системы на станции устанавливают два автотрансформатора.

Переток мощности через автотрансформатор определяется по формуле

/4/

Р_С, Q_С - активная и реактивная составляющие мощности генераторов, присоединенных к распределительным устройствам СН; Р_{С. Н.}, Q_{С. Н.} - активное и реактивное нагрузки собственных нужд этих блоков; Р_С, Q_С - погрузка на шинах распределительного устройства СН.

Расчетную мощность Sрасч определяют в трех режимах:

a) максимальная нагрузка на стороне СН;

б) минимальная нагрузка на стороне СН;

в) отключение блока, присоединенного к шинам СН, при максимальной погрузке на стороне СН.

По наибольшему значением Sрасч выбирают номинальную мощность автотрансформатора с учетом допустимой перегрузки.

Выбор блочных трансформаторов

Турбогенераторы Г1, Г2, Г3, Г4 типа ТВ-120-2УЗ, .Нагрузки на стороне 220 кВ: МВт, МВт.

Определяем реактивные составляющие мощностей на стороне 220 кВ:

Расход на собственные нужды принимаем равным 10 % установленной мощности, тогда

(принят )

Мощность блочных трансформаторов выбираем по уравнению (2):

Выбираем блочные трансформаторы Т1,T2,T3:ТЦ-125000/150-74У1, Т4:ТДЦ-250000/750.

Таблица 3. Параметры трансформаторов:

Тип трансформатора	Sном, МВ·А	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	Uк,%	Ix,%	Цена, тыс.у.е.
		ВН	НН	Рх	Рк
ТДЦ-125000/150	125	154	15,75	330	880	10,5	0,4	574
Тип трансформатора	Sном, МВ·А	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	Uк,%	Ix,%	Цена, тыс. у.е.
		ВН	НН	Рх	Рк
ТДЦ-250000/500	250	500	15,75	320	800	15	0,35	450

2.3 Выбор автотрансформаторов

Выбираем автотрансформатор типа АТДЦТН-500000/500/150 со следующими параметрами:

Тип автотрансформатора	Sном,МВ·А	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	Uк,% ВН-НН	Ix,%	Цена, тыс.у.е.
		ВН	СН	НН	Рх	Рк
АОДЦТН-500000/500	500	500	150	15,8	200	600	13	12	18,5	0,35	450

Расчет нормального режима работы станции с помощью программы “RASTR”.

2.4 Выбор ТСН

Номинальную мощность рабочих трансформаторов собственных нужд (ТСН) выбирают в соответствии с их расчётной нагрузкой.

На блочных ТЭС при отсутствии генераторных выключателей в блоках резервные ТСН (пускорезервные трансформаторы ПРТ) принимают:

один ПРТ при числе блоков один или два.

Расчётную мощность ТСН-ПР принимаем ориентировочно равной расчётной мощности собственных нужд блока:

Выбираем ТСН ТДТН с Sном=32 МВА.

Тип трансформатора	Sном,МВ· А	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	Uк,ВН-НН	Ix,%	Цена, тыс.у.е.
		ВН	СН	НН	Рх	Рк
ТДТН-32000/15,75	32	15	10,5	10,5	35	205	11	15	9	0,4	85
ТДТН-32000/150	32	15	10,5	10,5	50	250	10,5	13	7	0,45	107

3. Расчет токов короткого замыкания на ЭВМ

Расчет токов короткого замыкания производится по программе РАТОК

4. Выбор и проверка выключателей

4.1 Выбор ячейки ОРУ 150 кВ с выключателем.

Выбираем ОРУ 150 кВ с выключателем ВВБК-150Б-50/3150 У1

Предварительно по номинальным условиям для технико-экономического расчёта был выбран выключатель типа: ВВБК-150Б-50/3150 У1.

Нормальный ток выключателя:

Ток выключателя в утяжеленном режиме:

Выбираем выключатель типа ВВБК-150Б-50/3150 У1 со следующими параметрами:

I_откл=50 кА - ток отключения,

I_ном=3150 А - номинальный ток,

I_терм=50 кА - ток термической стойкости,

U_ном=220 кВ - номинальное напряжение,

I_эл.дин.=128 кА - ток электродинамической стойкости,

t_{действ.}=3 с - время действия тока,

t_откл.=0,045 с - собственное время отключения,

I_{ном.вкл.}=56 кА - номинальный ток включения.

Проверки выключателя.

По рабочему напряжению:

.

По току утяжелённого режима:

.

Проверка на электродинамическую стойкость:

,

где - ударный коэффициент. Определён по (табл.3.3, [3]).

- периодическая составляющая тока КЗ генератора Г1.

-выбран из расчета токов к.з. на программе “ROTOK”

кА,

.

Проверка на термическую стойкость:

- заводское значение теплового импульса тока к.з.,

I_Т=50 кА - ток термической стойкости,

t_Т=3 с - время термической стойкости,

.

,

t_СВ=0,045 с - собственное время отключения выключателя,

t_РЗ=0,01 с - время действия РЗ,

с.

- расчетный тепловой импульс тока КЗ.

Т_а=4,21,с - определена по (табл.3.3, [3]).

.

,

условие выполняется.

Проверим выключатель на отключающую способность:

Для проверки выключателя на отключающую способность надо знать действующее значение периодической составляющей и апериодическую составляющую тока КЗ в момент в цепи с выключателем. Они определены в пункте 3.

условие в< в_ном не выполняется, выполним, проверку выключателя по полному току:

.

32.3 кА< 110.3 кА - проверка по полному току выполняется.

Проверка на включающую способность:

,

Проверка по максимальному току включения:

.

Все проверки выполняются - выбранный выключатель удовлетворяет всем необходимым требованиям.

Выбираем выключатель ВВБК-150Б-50/3150 У1 на блочных трансформатор на стороне 220кВ Тб1и Тб2по 1-му выключателю на каждый генератор Г1, Г2, Г3 и Г4).

по 1-му выключателю на каждый блочный трансформатор Тб1 и Тб2

4.3 Выбор ячейки ОРУ 500 кВ с выключателем

Выбираем ОРУ 750 кВ с выключателем ВВБ-500-35.5/2000 У1

Предварительно по номинальным условиям для технико-экономического расчёта был выбран выключатель типа: ВВБ-500-35.5/2000 У1.

Нормальный ток выключателя:

Ток выключателя в утяжеленном режиме:

Выбираем выключатель типа : ВВБ-500-35.5/2000 У1 со следующими параметрами:

I_откл=35.5 кА - ток отключения,

I_ном=2000 А - номинальный ток,

I_терм=40 кА - ток термической стойкости,

U_ном=102кВ - номинальное напряжение,

I_эл.дин.=128 кА - ток электродинамической стойкости,

t_{действ.}=2 с - время действия тока,

t_откл.=0,06с - собственное время отключения,

I_{ном.вкл.}=35.5 кА - номинальный ток включения.

Проверки выключателя.

По рабочему напряжению:

.

По току утяжелённого режима:

.

Проверка на электродинамическую стойкость:

,

где - ударный коэффициент. Определён по (табл.3.3, [3]).

- периодическая составляющая тока КЗ генератора Г3.

-выбран из расчета токов к.з. на программе “ROTOK”

кА,

.

Проверка на термическую стойкость:

- заводское значение теплового импульса тока к.з.,

I_Т=40 кА - ток термической стойкости,

t_Т=2 с - время термической стойкости,

.

,

t_СВ=0,06 с - собственное время отключения выключателя,

t_РЗ=0,01 с - время действия РЗ,

с.

- расчетный тепловой импульс тока КЗ.

Т_а=4,21,с - определена по (табл.3.3, [3]).

.

,

условие выполняется.

Проверим выключатель на отключающую способность:

Для проверки выключателя на отключающую способность надо знать действующее значение периодической составляющей и апериодическую составляющую тока КЗ в момент в цепи с выключателем. Они определены в пункте 3.

условие в< в_ном не выполняется, выполним, проверку выключателя по полному току:

.

16.14 кА<80,247 кА - проверка по полному току выполняется.

Проверка на включающую способность:

,

Проверка по максимальному току включения:

.

Все проверки выполняются - выбранный выключатель удовлетворяет всем необходимым требованиям.

Выбираем выключатели ВВБ-500-35.5/2000

4.4 Выбор выключателя в цепи АТ со стороны 500 кВ

Ток выключателя в утяжеленном режиме:

Выбираем выключатель типа ВНВ-500-40/3150 У1 со следующими параметрами:

I_откл=40 кА - ток отключения,

I_ном=3150 А - номинальный ток,

I_терм=40 кА - ток термической стойкости,

U_ном=102кВ - номинальное напряжение,

I_эл.дин.=128 кА - ток электродинамической стойкости,

t_{действ.}=2 с - время действия тока,

t_откл.=0,06с - собственное время отключения,

I_{ном.вкл.}=40 кА - номинальный ток включения.

Проверки выключателя.

По рабочему напряжению:

.

По току утяжелённого режима:

.

Проверка на электродинамическую стойкость:

,

где - ударный коэффициент. Определён по (табл.3.3, [3]).

- периодическая составляющая тока КЗ через АТ со стороны 500кВ.

-выбран из расчета токов к.з. на программе “ROTOK”

кА,

.

Проверка на термическую стойкость:

- заводское значение теплового импульса тока к.з.,

I_Т=40 кА - ток термической стойкости,

t_Т=2 с - время термической стойкости,

.

,

t_СВ=0,06 с - собственное время отключения выключателя,

t_РЗ=0,01 с - время действия РЗ,

с.

- расчетный тепловой импульс тока КЗ.

Т_а=4,21,с - определена по (табл.3.3, [3]).

.

,

условие выполняется.

Проверим выключатель на отключающую способность:

Для проверки выключателя на отключающую способность надо знать действующее значение периодической составляющей и апериодическую составляющую тока КЗ в момент в цепи с выключателем. Они определены в пункте 3.



условие в< в_ном не выполняется, выполним, проверку выключателя по полному току:

.

16.14 кА<80,247 кА - проверка по полному току выполняется.

Проверка на включающую способность:

,

Проверка по максимальному току включения:

.

Все проверки выполняются - выбранный выключатель удовлетворяет всем необходимым требованиям.

Выбираем 1 выключатель ВНВ-500-40/3150 У1по 1-му выключателю на каждый однофазный блочный трансформатор Тб3 и .

4.5 Выбор выключателя в цепи АТ со стороны 150 кВ

Ток выключателя в утяжеленном режиме:

Выбираем выключатель типа ВВБК-150Б-50/3150 У1 со следующими параметрами:

I_откл=50 кА - ток отключения,

I_ном=3150 А - номинальный ток,

I_терм=50 кА - ток термической стойкости,

U_ном=220 кВ - номинальное напряжение,

I_эл.дин.=128 кА - ток электродинамической стойкости,

t_{действ.}=3 с - время действия тока,

t_откл.=0,045 с - собственное время отключения,

I_{ном.вкл.}=56 кА - номинальный ток включения.

Проверки выключателя.

По рабочему напряжению:

.

По току утяжелённого режима:

.

Проверка на электродинамическую стойкость:

,

где - ударный коэффициент. Определён по (табл.3.3, [3]).

- периодическая составляющая тока КЗ генератора Г1.

-выбран из расчета токов к.з. на программе “ROTOK”

кА,

.

Проверка на термическую стойкость:

- заводское значение теплового импульса тока к.з.,

I_Т=50 кА - ток термической стойкости,

t_Т=3 с - время термической стойкости,

.

,

t_СВ=0,045 с - собственное время отключения выключателя,

t_РЗ=0,01 с - время действия РЗ,

с.

- расчетный тепловой импульс тока КЗ.

Т_а=4,21,с - определена по (табл.3.3, [3]).

.

,

условие выполняется.

Проверим выключатель на отключающую способность:

Для проверки выключателя на отключающую способность надо знать действующее значение периодической составляющей и апериодическую составляющую тока КЗ в момент в цепи с выключателем. Они определены в пункте 3.

условие в< в_ном не выполняется, выполним, проверку выключателя по полному току:

.

32.3 кА< 110.3 кА - проверка по полному току выполняется.

Проверка на включающую способность:

,

Проверка по максимальному току включения:

.

Все проверки выполняются - выбранный выключатель удовлетворяет всем необходимым требованиям.

Выбираем 1 выключатель ВВБК-150Б-50/3150 У1 .

4.6 Выбор выключателя в цепи РТСН со стороны 150 кВ

Ток выключателя в утяжеленном режиме:

Выбираем выключатель типа ВВБК-150Б-56/3150 У1 со следующими параметрами:

I_откл=56 кА - ток отключения,

I_ном=3150 А - номинальный ток,

I_терм=56 кА - ток термической стойкости,

U_ном=220 кВ - номинальное напряжение,

I_эл.дин.=128 кА - ток электродинамической стойкости,

t_{действ.}=3 с - время действия тока,

t_откл.=0,045 с - собственное время отключения,

I_{ном.вкл.}=56 кА - номинальный ток включения.

Проверки выключателя.

По рабочему напряжению:

.

По току утяжелённого режима:

.

Проверка на электродинамическую стойкость:

,

где - ударный коэффициент. Определён по (табл.3.3, [3]).

- периодическая составляющая тока КЗ через АТ со стороны 150кВ.

-выбран из расчета токов к.з. на программе “ROTOK”

кА,

.

Проверка на термическую стойкость:

- заводское значение теплового импульса тока к.з.,

I_Т=56 кА - ток термической стойкости,

t_Т=3 с - время термической стойкости,

.

,

t_СВ=0,045 с - собственное время отключения выключателя,

t_РЗ=0,01 с - время действия РЗ,

с.

- расчетный тепловой импульс тока КЗ.

Т_а=4,21,с - определена по (табл.3.3, [3]).

.

,условие выполняется.

Проверим выключатель на отключающую способность:

Для проверки выключателя на отключающую способность надо знать действующее значение периодической составляющей и апериодическую составляющую тока КЗ в момент в цепи с выключателем. Они определены в пункте 3.

условие в< в_ном не выполняется, выполним, проверку выключателя по полному току:

.

35,3 кА<122,3 кА - проверка по полному току выполняется.

Проверка на включающую способность:

,

Проверка по максимальному току включения:

.

Все проверки выполняются - выбранный выключатель удовлетворяет всем необходимым требованиям.

Выбираем выключателя ВВБК-150Б-56/3150 У1 (по 1-му выключателю на каждую из обмоток расчепленного трансформатора РТСН по 1-му выключателю на каждый генератор Г1, Г2, Г3 и Г4).

4.7 Выбор выключателя в цепи ТСН1 со стороны 10,5 кВ

Ток выключателя в утяжеленном режиме:

Выбираем выключатель типа МГГ-10-4000-45Т3 со следующими параметрами:

I_откл=45 кА - ток отключения,

I_ном=4000 А - номинальный ток,

I_терм=45 кА - ток термической стойкости,

U_ном=11 кВ - номинальное напряжение,

I_эл.дин.=120 кА - ток электродинамической стойкости,

t_{действ.}=4 с - время действия тока,

t_откл.=0,15 с - собственное время отключения,

I_{ном.вкл.}=45 кА - номинальный ток включения.

Проверки выключателя.

По рабочему напряжению:

.

По току утяжелённого режима:

.

Проверка на электродинамическую стойкость:

,

где - ударный коэффициент. Определён по (табл.3.3, [3]).

- периодическая составляющая тока КЗ ТСН1.

-выбран из расчета токов к.з. на программе “ROTOK”

кА,

.

Проверка на термическую стойкость:

- заводское значение теплового импульса тока к.з.,

I_Т=45 кА - ток термической стойкости,

t_Т=4 с - время термической стойкости,

.

,

t_СВ=0,15 с - собственное время отключения выключателя,

t_РЗ=0,01 с - время действия РЗ,

с.

- расчетный тепловой импульс тока КЗ.

Т_а=4,21,с - определена по (табл.3.3, [3]).

.

, условие выполняется.

Проверим выключатель на отключающую способность:

Для проверки выключателя на отключающую способность надо знать действующее значение периодической составляющей и апериодическую составляющую тока КЗ в момент в цепи с выключателем. Они определены в пункте 3.

условие в< в_ном не выполняется, выполним, проверку выключателя по полному току:

.

38,55 кА<98,28 кА - проверка по полному току выполняется. Проверка на

включающую способность:

,

Проверка по максимальному току включения:

Все проверки выполняются - выбранный выключатель удовлетворяет всем необходимым требованиям.

Выбираем 1 выключатель МГГ-10-4000-45Т3 (по 1-му выключателю на каждую из обмоток расчепленного трансформатора ТСН1по 1-му выключателю на каждый генератор Г1, Г2, Г3 и Г4).

5. Выбор схемы электрических соединений всех РУ

5.1 Выбор электрической схемы РУ 150 кВ

Для РУ 110-220 кВ с большим числом присоединений рекомендуется

применять следующие схемы присоединений:

1. с двумя основными и третьей обходной системами шин, с одним выключателем на присоединение. Схема показана на рис.4.

2. с одной основной секционированной и одной обходной системами шин, с одним выключателем на присоединение. Схема показана на рис.5.

3. блочная схема генератор-трансформатор-линия с установкой выключателя на генераторном напряжении.

Выбираем схему с двумя основными и третьей обходной системами шин, с одним выключателем на присоединение.

В РУ с двумя основными и третьей обходной системами шин при числе присоединений (линий, трансформаторов) 11 и менее системы шин не секционируются (см. рис. 6); при числе присоединений от 12 до 16 включительно секционируется выключателем одна система шин (рис. 6); при большом числе присоединений каждая из двух основных систем шин секционируется выключателем на две части (рис. 7).

В РУ 110-220 кВ со сборными шинами и обходной системой шин, с одним выключателем на присоединение, при любом числе последних обходная система шин используется для поочерёдного вывода в ремонт всех выключателей данного РУ.

5.2 Выбор электрической схемы РУ 500 кВ

Для РУ 330-750 кВ рекомендуется применять следующие схемы присоединений:

1. блочные (генератор - трансформатор - линия- РУ сетевой подстанции);

2. с двумя системами шин, с четырьмя выключателями на каждые три цепи (схема 4/3);

3. с двумя системами шин, с тремя выключателями на каждые две цепи (схема 3/2);

4. блочная схема генератор - трансформатор - линия с уравнительно- обходным многоугольником;

5. с одним или двумя многоугольниками, с числом присоединений к каждому многоугольнику до шести включительно, с объединением двух многоугольников с помощью одной или двух перемычек с выключателями в каждой.

Для суждения о том, какая из схем РУ наиболее целесообразна для данных условий, необходимо получить для каждого из сравниваемых вариантов схем следующие объективные количественные показатели:

а) количество коммутационного оборудования и капитальные затраты на него;

б) количество операций разъединителями РУ, которые необходимо произвести в течение года;

в) количество операций выключателями за год;

г) длительность вероятных простоев блоков за год;

д) расчётные затраты, которые учитывают капитальные затраты и эффективность их вложения, годовые расходы по эксплуатации оборудования РУ, среднегодовой народно-хозяйственный ущерб из-за недовыработки электроэнергии на данной ЭС при авариях в РУ.

Выбираем блочную схему генератор - трансформатор - шины с двумя выключателями на цепь (Рис.8).

Для РУ 330 кв и более следует избегать схем с несекционированными сборными шинами; секционирование сборных шин значительно увеличивает затраты на РУ, поэтому предпочтение следует отдавать схемам, в которых нет сборных шин. К тому же установка генераторного выключателя резко снижает количество операций у выключателей РУ повышенного напряжения и, следовательно, снижает вероятность их отказа, что также скажется на вероятности возникновения аварии. Две цепи трансформаторов (или линий) из общего числа цепей, присоединенных к РУ, присоединяются к сборным шинам лишь с помощью разьединителей; остальные цепи присоединяются к сборным шинам двумя выключателями на цепь.

Достоинства схемы “трансформатор-шины” состоят в том, что любой из выключателей может быть выведен в ревизию без нарушения работы цепи и с минимальным количеством операций разьединителями.

Недостатки схемы заключаются в в следующем:

1)повреждение одной из двух систем шин приводит к потере генераторной мощности;

2)при аварии на трансформаторе (линии) повреждение отключается выключателями всех остальных цепей, т. е. тремя -четырьмя выключателями, из-за чего приходиться чаще ремонтировать эти выключатели (что увеличивает объем эксплуатационных работ);

3)при 5 или более цепях число выключателей по этой схеме существенно больше, чем в схеме с 2-мя основными и 3-ей обходной системами шин, так как 6-я и последующие цепи присоединяются к системе шин с помощью 2-ух выключателей на цепь;

4)при выводе в ревизию одной из двух систем шин одновременно выходит из работы один из 2-ух трансформаторов (или 1 линия), а все цепи окажутся при соединенными к единственной системе шин;

5)повреждение в этот период единственной оставшейся в работе системы шин, трансформатора присоединенного к ней, приводит к потере всего РУ.

6. Выбор конструкции распределительного устройства и расчет жестких шин

6.1 Описание закрытого распределительного устройства

Распределительное устройство - это электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической энергии и содержащая электрические аппараты, шины и вспомогательные устройства.

Распределительные устройства с двумя системами шин, как правило, сооружают на ТЭЦ. На подстанциях такая система встречается крайне редко. Значительные токи к.з. на сборных шинах генераторного напряжения приводят к необходимости увеличения расстояния между фазами, установке секционных и групповых реакторов. Всё это усложняет конструкцию распределительного устройства.

На рис.9 изображено ГРУ 6-10 кВ по типовому проекту института «Теплопроект». Здание сооружения из стандартных железобетонных конструкций, несущие колонны расположены в два ряда через каждые 6 м. На колонны опираются балки, перекрытия пролетом 15 м. Высота здания до балок 9,6 м. Стены из железобетонных плит не имеют оконных проемов. Здание подготовлено для электромонтажных работ, представляет собой коробку без междуэтажного перекрытия, что позволяет выбирать любую длину ячейки независимо от шага колонн.

Основой ячеек является стальной каркас, на который опираются плиты междуэтажного перекрытия на высоте 4,8 м. Таким образом, здание ГРУ двухэтажное. Всё оборудование расположено в два ряда, причем рабочая сборная шина разделена на три секции. Рабочая система размещается в центральном отсеке, резервная - в боковых отсеках, по длине здания, разделенного поперечными спинами, отделяющими одну секцию от другой. Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных плит, а второго этажа - из асбоцементных плит, укрепленных на металлическом каркасе. Сборные шины коробчатые, алюминиевые, с расстоянием между фазами по горизонтали 800 мм, по вертикали 1180 мм, с пролетом между изоляторами 1600 мм, рассчитаны на ударный ток 300 кА. Блоки сборных шин и шинных разъединителей опираются на металлический каркас ячеек первого этажа. Тяжелое оборудование - генераторные выключатели МГУ-20-9500УЗ, ячейки КРУ расположены на первом этаже, фундаментом для них служат железобетонные конструкции туннелей для силовых и контрольных кабелей.

Специальные вентиляторные туннели не сооружают подвод охлаждающего воздуха в камеры реакторов и для сборных шин, осуществляется из центрального коридора первого этажа. Нагретый воздух выбрасывается через проемы в жалюзи на втором этаже.

В типовом проекте предусматривается возможность объединения рабочей системы шин в кольцо с помощью шинной перемычки, находящейся в боковом коридоре второго этажа.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Рис.9 Поперечный разрез ГРУ 6-10 кВ с двумя системами сборных шин

6.2 Выбор и расчет жестких шин

Ток нормального режима:

.

Наибольший ток после аварийного или ремонтного режима:

.

Сборные шины по экономической плотности тока не проверяются, поэтому сечение выбираем по допустимому току. Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения 2(250Ч115Ч12,5) мм, по (табл.7.6, [1]),

высота h=250 мм;

ширина полки b=115 мм;

толщина шины с=12,5 мм;

сечение (2Ч5450) мм²;

W_y0-y0=824 см³;

W_y-y=81 см³;

I_доп=11800 А;

Проверка по допустимому току:

,

где - допустимый ток на шины выбранного стандартного сечения с учётом поправки на температуру воздуха t, отличную от принятой в справочной таблице t_н.

,, -примем равным 30⁰с

I_max=А<I¹_доп=11092А,

Проверка шин на термическую стойкость при КЗ:

Тепловой импульс при трёхфазном КЗ:

,

,

t_СВ=0,21 с - собственное время отключения выключателя,

t_РЗ=4 с - время действия РЗ,

с.

.

Т_а=0,01, определено по (табл.3.3, [3]),

.

где с- коэффициент, значение которого для алюминиевых шин равно 91

Определяем температуру шин до КЗ:

По кривой на рис.4.2 находим f_н=75?С:

,

где k=1,054 мм⁴МєС/(А²Мс)10^-2 - коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника.

По кривой на рис.4.2 находим f_н=75?С, что значительно меньше допустимой температуры для алюминиевых шин, которая равна 200?С.

Проверка на механическую прочность.

Определим частоту собственных колебаний конструкции при взаимодействии шинной конструкции в горизонтальной плоскости:

,

где: - длинна пролёта между изоляторами, м;

-момент инерции поперечного сечения шин относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы определён по табл. 7.6, [1]., см⁴;

q- поперечное сечение шины, мм²

Так как f₀>200 Гц, то расчет можно вести без учета колебательного процесса в шинной конструкции.

Расчетную формулу для определения принимаем, как для шин, расположенных в вершинах прямоугольного треугольника, рис.10.

i_уд=417,1 кА

Момент сопротивления сечения двух сращенных шин =645см³, тогда

.

где а- расстояние между шинами.

Сила взаимодействия между швеллерами:

.

Принимая и (табл.1.3, [4]), определяем максимальное расстояние между местами сварки швеллеров:

.

Принимаем l_п=1 м, т.е. швеллеры коробчатых шин должны быть сварены в местах крепления на изоляторах и через 1 м в пролете.

Теперь определим напряжение в материале шин от действия силы :

, где W_п=W_y-y=66,5 см³.

Шины будут механически прочными, если выполняется условие:

Тогда:

- условие выполняется.

Все проверки выполняются - выбранные шины удовлетворяют всем необходимым требованиям.

6.3 Выбор и расчет гибких шин

Гибкие токопроводы выбирают по экономической плотности тока

(1).

Сечение найденное по (1) округляется до ближайшего стандартного. Выбранное сечении проверяется:

а) на нагрев (по допустимому значению тока) в соответствии (2);

б) на термическое действие тока к.з. в соответствии (3).

При проверке на термостойкость проводников, линий, оборудованных устройствами быстродействующего АПВ, должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения тока КЗ. Расщепление провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях КЗ рассматривается как один провод суммарного сечения. На электродинамическое воздействие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при и провода при .

При реальном проектировании осуществляется ряд дополнительных расчетов и проверок на схлестывание, пробой между фазами, корону и т.д. При учебном проектировании электрической части станции эти вопросы могут не рассматриваться.

Литература

электростанция структурная схема жесткая шина

1. Крючков И.П., Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1989.- 608 с.: ил

2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергия, 1980. - 600 с.

3. Методические указания к выполнению курсовых и дипломных проектов по электрической части станций и подстанций. Для студентов электроэнергетических специальностей. Часть 1. К.: КПИ, 1993. - 72 с.

4. Методические указания к выполнению курсовых и дипломных проектов по электрической части станций и подстанций. Для студентов электроэнергетических специальностей. Часть 2. К.: КПИ, 1995. - 60 с.

5. Васильев А.А., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов.- М.: Высш. школа, 1981. - 271 с.,ил

6. Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни „Проектування електричних станцій та підстанцій”. Частина 1, Київ НТУУ „КПІ”, ФЕА, 2003.

7. Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни „Проектування електричних станцій та підстанцій”. Частина 2, Київ НТУУ „КПІ”, ФЕА, 2004.

8. Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни „Проектування електричних станцій та підстанцій”. Частина 3, Київ НТУУ „КПІ”, ФЕА, 2004.

Размещено на http://www.allbest.ru