Проектирование электрической части станции типа ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: "ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА"

Тема: "Проектирование электрической части станции типа ТЭЦ"

Выполнил: студент III курса

Энергетического факультета

Филиппова О.А.

Шифр 102582

Проверил: Ефимов Е.Ф.

Москва 2005г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Характеристика проектируемого объекта

2. Расчетная часть

2.1 Структурная схема станции. Расчет и построение графиков протекания мощностей

2.2 Выбор схем ГРУ и РУВН

2.3 Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции

2.4 Расчет токов короткого замыкания и выбор реакторов

2.5 Выбор выключателей и разъединителей

2.6 Выбор измерительных трансформаторов, измерительных приборов, разрядников, предохранителей

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Электрическая энергия, вырабатываемая на электростанциях, передается электроприемниками по электрическим сетям. Электрическая сеть - это целый комплекс инженерных сооружений, служащих для передачи и распределения энергии. Места размещения электростанций зависят от многих факторов, определяемых наличием энергоресурсов, экономическими сооружениями, экологическими требованиями и т.д. Современное производство электроэнергии сосредоточено в основном на станциях большой мощности.

Теплофикационные электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом.

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служит уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. электростанция ток замыкание трансформатор предохранитель

Тепло пара "отработавшего" в турбинах используется для нужд промышленного производства, а также отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработки электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах с большим потреблением тепла и электроэнергии.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается в энергосистему на повышенном напряжении.

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

I. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика проектируемого объекта

На станции установлены генераторы. Графики выработки мощности генераторов постоянные. В течение суток (в течение всего года) генераторы работают с выдачей номинальной мощности.

С шин генераторного напряжения до распределительных пунктов проложены кабельные линии. Каждый распределительный пункт питается по двум независимым кабелям, подключенным к разным секциям шин генераторного напряжения. Соответственно число РП в два раза меньше числа кабелей. График местной нагрузки принимается равным 100% от максимальной нагрузки с 8 до 24 часов и 55% в остальное время суток (в течение всего года).

В местной нагрузке не учитывается расход электроэнергии на собственные нужды. Максимальная нагрузка собственных нужд принимается равной 8% от суммарной мощности генераторов. Вид графика собственных нужд аналогичен графику выработки мощности генераторов.

Коэффициент мощности нагрузки и собственных нужд принимаются равными номинальному коэффициенту мощности генераторов.

Таблица 1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Наименование	Данные объекта	Ед. изм.
Генераторы ТЭЦ
Количество	4
Номинальная мощность	100	МВт
Номинальное напряжение	10,5	кВ
Номинальный коэффициент мощности	0,8
Сверхпереходное сопротивление	0,192
Потребители на генераторном напряжении
Максимальная нагрузка	60	МВт
Количество кабельных линий	28
Минимальное сечение кабелей	70	мм2
Время отключения КЗ на кабеле	0,15	с
Система
Напряжение	220	кВ
Количество связи	6
Длина	115	км
Мощность трехфазного КЗ	3500	МВА

II. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Структурная схема станции

Расчет и построение графиков проектирования мощностей.

Главная схема электрических соединений - это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Проектирование главной схемы включает в себя: выбор генераторов, выбор структурной схемы и схемы электрических соединений распределительного устройства, расчет токов короткого замыкания и выбор средств по их ограничению, а так же выбор электрических аппаратов и проводников.

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования, распределение генераторов и электрической нагрузки между распределительными устройствами различных напряжений и связей между ними.

Рис. 1. Структурная схема ТЭЦ

На рис.1 схема смешанного вида, где два генератора присоединяются к генераторному распределительному устройству и два генератора такой же мощности, подключенные к РУВН по схеме электрического блока, минуя ГРУ. Для связи ТЭЦ с системой устанавливается трансформатор связи между ГРУ и РУВН.

Строим графики протекания мощности в МВА. График местной нагрузки с 8 до 24 часов принимается равным 100% от максимальной нагрузки и 55% в остальное время.

Определяем полную максимальную мощность нагрузки, МВА:

сosц=0,8

Полная мощность ступени нагрузки:

n% - потребляемая мощность в процентах от максимальной

Максимальная нагрузка собственных нужд составляет 8% от суммарной мощности генераторов:

- выработка мощности генераторов.

- общая мощность генераторов

Определяем полную мощность ступени собственных нужд:



Общая полная нагрузка:

Общая нагрузка ступени:

График протекания мощности через трансформаторы связи определяется как разность между графиком выработки мощности генераторами и потреблением нагрузкой и собственными нуждами.

Определяем полные мощности, протекающие через трансформаторы связи, подключенные к шинам ГРУ, в нормальном режиме:

Если установить один трансформатор связи, то мощность, выдаваемая в линию в нормальном режиме, превышает мощности одного генератора, поэтому необходимо установка двух трансформаторов связи.

Трансформаторы связи должны обеспечить выдачу в энергосистему всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок распределительного устройства генераторного напряжения в период минимума нагрузки, а также выдачу в сеть активной мощности, вырабатываемой по тепловому графику в нерабочие дни.

Передаваемая через трансформаторы связи мощность изменяется в зависимости от режима работы генераторов и графика нагрузки потребителей.

Полная мощность, протекающая через трансформаторы в аварийном режиме (при отключении одного генератора):

S_max = 100/0,8 - 115 = 10 МВА

S_ступ = 100/0,8 - 64 = 61 МВА

Через каждый трансформатор связи в нормальном режиме протекает мощность равная 186/2=93 МВА. Выбираем трансформаторы ТРДЦН-100000/220 (таб.2.7). Проверяем трансформаторы по аварийному режиму:

S_т ? S_{max расч.}/К_п

100 ? 186/1,4 = 134 - не верно

Выбранные трансформаторы с учетом аварийных перегрузок не проходят. В таком случае не рекомендуется сильно завышать мощность трансформаторов. Для станции это аварийный режим и поэтому можно снизить выдачу мощности на 20-30%, что покроется имеющимся резервом мощности системы (методические указания).

Проверяем по систематической перегрузке.

Допустимая нагрузка - это длительная нагрузка, при которой расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превосходит износ, соответствующий номинальному режиму.

Перегрузка трансформатора - это режим, при котором расчетный износ изоляции обмоток превосходит износ, соответствующий номинальному режиму обмотки.

Коэффициент начальной нагрузки:

Где S₁ - значение нагрузки в интервале ?t₁

Коэффициент максимальной нагрузки:

По таб.4 ГОСТ 14209-97 определяем, что в течение 8 часов допустима нагрузка 1,3 S_ном, что меньше значения максимальной нагрузки: 1,3 * 100 = 130 < 135. Данный трансформатор не проходит, поэтому выбираем ТРДЦН - 160000/220 (таб.П2.7) Проверяем выбранный трансформатор по аварийному режиму 160 ? 186/1,4 = 134 - верно. По аварийному режиму проходи. Систематическая перегрузка:

К₁ = 135/160 = 0,84

К₂ = 186/160 = 1,16

По таб.4 ГОСТ 14209-97 определяем, что в течение 8 часов допустима нагрузка 1,22 S_ном, что больше значения максимальной нагрузки:

1,22 * 160 = 195,2 > 135.

Трансформатор проходит по систематической нагрузке.

Мощность блочных трансформаторов для Г-3, Г-4 выбираем по номинальной мощности генератора без учета перегрузок (метод. указания)

S_расч S_{бл. тр-тр}

S_расч = S_{ном г} - S_СН

Поэтому выбираем ТРДЦН - 160000/220 (таб.П2.7).

2.2 Выбор схем ГРУ и РУВН

Вариант 1. Схема ГРУ с одной системой сборных шин.

Схема с одной системой сборных шин, секционированной выключателем QB, который служит для отключения и включения цепи в нормальных и аварийных режимах, делится на секции по числу генераторов. Схема с одиночной системой шин является наглядной и простой, источники питания и линии 6-10 кВ присоединяются с помощью выключателей и разъединителей. Операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства работ. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из-за неправильных действий с ними персонала мала, что относится к достоинствам схемы. Кроме того, авария на сборных шинах приводи к отключению только одного источника и половины потребителей; вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе.

Схема с одной системой шин позволяет использовать комплектные распределительные устройства (КРУ), что снижает стоимость монтажа, позволяет широко применять механизацию и уменьшить время сооружения электроустановки.

Также достоинствами схемы являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность.

Однако схема обладает и рядом недостатков. При повреждении и последующем ремонте одной секции потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта. В этом же режиме источник питания, подключенный к ремонтируемой секции, отключается на все время ремонта. Этот недостаток можно устранить, присоединив источники питания одновременно к двум секциям, но это усложняет конструкцию распределительного устройства и увеличивает число секций.

Сборные шины разделены на секции по числу генераторов. Секции соединяются между собой с помощью секционного выключателя QB. Линии 10 кВ присоединяются к шинам КРУ, получающие питание через групповые сдвоенные реакторы LR от соответствующих секций главного распределительного устройства. Благодаря малой вероятности аварии в самом реакторе и ошиновке от реактора до главных сборных шин и до сборок КРУ, присоединение групповых реакторов осуществляется без выключателей, предусматривая лишь разъединители для ремонтных работ в ячейках реакторов.

К сдвоенным линейным реакторам LR3, LR4, присоединены по три линии к каждому плечу, а к LR1, LR2, LR5, LR6 присоединены по две линии к каждому плечу.

На схеме 28 линий присоединены через шесть групповых реакторов. Таким образом, число присоединений к главным сборным шинам уменьшается по сравнению со схемой без групповых реакторов на двадцать четыре ячейки, что значительно увеличивает надежность работы главных шин электростанции, снижает затраты на сооружение РУ за счет групповых реакторов и уменьшает время монтажа благодаря применению комплектных ячеек для присоединения линий 10 кВ.

Нормально все секционные выключатели включены и генераторы работают параллельно. При коротком замыкании на одной секции отключается генератор и секционный выключатель, а второй генератор остается в работе.

К каждой секции ГРУ присоединено по одному трансформатору собственных нужд. Потребители собственных нужд присоединяются к ГРУ через выключатели. Для ремонтных работ предусматриваются разъединители.

Резервный трансформатор собственных нужд ТСН3 присоединяется отпайкой к трансформатору связи.

Вариант 2. Схема ГРУ с двойной системой сборных шин.

В этой схеме каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой системе шин.

Генераторы Г-1 и Г-2 присоединены на первую систему сборных шин А1, от которой получают питание групповые реакторы LR1- LR6 и трансформаторы собственных нужд, а также трансформаторы связи Т-1 и Т-2.

Рабочая система шин секционирована выключателем QB. Вторая система шин А2 является резервной, напряжение на ней нормально отсутствует. Обе системы шин могут быть соединены между собой шиносоединительными выключателями QA1 и QA2, которые в нормальном режиме отключены.

Возможен и другой режим работы этой схемы, когда обе системы шин находятся под напряжением и все присоединения распределяются между ними равномерно. Такой режим называется работой с фиксированным присоединением цепей.

Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной. К недостаткам ее следуем отнести большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей, более сложную конструкцию распределительного устройства, что ведет к увеличению капитальных затрат на сооружение ГРУ. Существенным недостатком является использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов. Большое количество операций разъединителями и сложная блокировка между выключателями и разъединителями приводят к возможности ошибочного отключения тока нагрузки разъединителями. Вероятность аварий из-за неправильного действия обслуживающего персонала в схемах с двумя системами шин больше, чем в схемах с одной системой шин.

Из сравнения двух вариантов видно, что первый вариант более экономичен, имеет простую схему и безопаснее в обслуживании.

Выбор схемы РУ ВН.

Вариант 1. Кольцевая схема.

Рассмотрение кольцевой схемы четырехугольника. Эта схема экономична, позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы ее элементов. Схема обладает высокой надежностью, отключение любого выключателя не влияет на работу схемы, однако повышает токи через другой выключатель соседний с ним.

В нормальном положении все разъединители и все выключатели включены.

Достоинством этой схемы является то, что разъединители могут быть снабжены дистанционным приводом и применяется только для ремонтных работ, что позволяет полностью автоматизировать схему. После отключения разъединителей той или иной линий или трансформатора, схема может быть снова включена в работу, что повышает ее надежность.

Недостатком схемы является более сложный выбор трансформаторов токов, выключателей или разъединителей, установленных в кольцо, так как в зависимости от режима работы схемы, ток по этим аппаратам меняется.

Вариант 2. Схема с рабочей и обходной системами шин.

Одним из важных требований к схемам на стороне высшего напряжения является созданием условий для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы. Эти требованиям отвечает схема с обходной системой шин.

Рассмотрение схемы с одной секционированной системой шин, но с отдельными обходными выключателями на каждую секцию. В нормальном режиме обходная система шин АО находится без напряжения, разъединители QSO1, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин, отключены. В схеме предусматривается обходной выключатель QO1, который может быть присоединен к любой секции. Секции в этом случае расположены параллельно друг другу. Выключатель QO1 может заменить любой другой выключатель, для чего надо провести следующие операции: включить обходной выключатель QO1 для проверки исправности обходной системы шин, отключить QO1, включить QSO1, выключатель QO1, отключить выключатель Q1, отключить разъединитель QS1 и QS2.

После указанных операций линия получает питание через обходную систему шин и выключатель QO1 от первой секции.

При большом числе присоединений рекомендуется данная схема, т.е. с отдельным обходным QS и секционным QB выключателями. Это позволяет сохранить параллельную работу линий при ремонтах выключателей.

Обходная система шин нужна для поочередного ремонта выключателей без перерыва питания присоединения.

Достоинства: Ремонт производится без отключения линии.

Недостатки: Работоспособность выключателя обходного проверяют напряжением.

ВЫВОД: Сравнивая обе схемы, выбираем схему с обходным и секционным выключателем, т.к. она более надежна и дает возможность для дальнейшего расширения РУ.

2.3 Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции

Рабочие трансформаторы собственных нужд не блочной части ТЭЦ присоединяются к шинам генераторного напряжения. Число секций собственных нужд выбирается равным числу генераторов.

Число рабочих источников питания равно числу секций, т.е. четыре трансформатора собственных нужд.

Число резервных трансформаторов собственных нужд принимается равным одному при числе генераторов до шести. Резервный ТСН присоединяется к шинам ГРУ (при схеме с двумя системами шин) или отпайкой к трансформатору связи (при схеме с одной системой шин).

Описание схемы электроснабжения с.н. смешанного типа с двумя генераторами 100 МВт, присоединенных к ГРУ, и двумя энергоблоками по 100 МВт, присоединенных к РУ 220 кВ. Рабочие трансформаторы с.н. Т1, Т2 питают секции 1ВА, 2ВА, к которым кроме основной нагрузки присоединены потребители общестанционных с.н. Рабочие блочные трансформаторы с.н. Т3, Т4 присоединяются отпайкой от энергоблока и питают потребителей с.н. соответствующих энергоблоков. Резервный трансформатор РТСН присоединен отпайкой к трансформатору связи.

Мощность трансформаторов связи с.н. выбирается по условию:

S_ном ? S_с.н. / n = 20/2 = 10 МВА

S_с.н. - мощность с.н. по не блочной части ТЭЦ;

n - число секций 6 кВ в не блочной части ТЭЦ.

Выбираем трансформаторы типа ТРДНС-25000/10 по таблице П.2.4. [1]

Выбираем блочные трансформаторы с.н. мощностью 25 МВА. Мощность резервного трансформатора выбирается такой же, как и рабочих.

2.4 Расчет токов короткого замыкания и выбор реакторов

Расчет ведем в относительных единицах. Каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за данным сопротивлением в течение всего расчета. В схеме сопротивления имеют дробные обозначения, где числитель - это номер сопротивления, знаменатель - это численное значение сопротивления.

Определяем необходимость установки секционного реактора.

Предположим, что на шинах ГРУ произошло короткое замыкание. Составляем схему замещения.

Для выбора секционных реакторов сопротивление трансформаторов собственных нужд и линейных реакторов не учитываем. ЭДС генераторов принимаем = 1. Определяем сопротивление схемы при базовой мощности S_б = 1000 МВА. Исходные данные: S_КЗ = 3500 МВА, U_1Б = U_{ср К-1} = 220 кВ, U_2Б = U_{ср К-2} = 10,5 кВ. Определим базовый ток КЗ и сопротивление схемы при базовой мощности:

Трансформаторы: ТРДЦН - 160000/220, U_ВН = 230 кВ, U_НН = 11 кВ, Р_ХХ = 155 кВт, Р_КЗ = 500 кВт, U_КЗ = 12,5%, I_ХХ = 0,6%

Генераторы: ТВФ-100-2, n = 3000 об/мин, cosц = 0,8 , S = 125 МВА, Р = 100 МВт, U_НОМ = 10,5 кВ, Х^//d = 0,192

Сопротивление системы (т.3.5):

В дальнейшем для упрощения обозначений индекс "*" опускаем, подразумевая, сто все полученные значения сопротивлений даются в относительных единицах и приведены к базовым условиям.

Сопротивление ЛЭП (т.3.5):

Х_уд - индуктивное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км (т.3.3)

U_ср - среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ.

В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени в расчетной схеме вместо ее действительного напряжения на шинах, указывают среднее напряжение, согласно шкале выбираем 230 кВ.

Сопротивление трансформаторов (т.3.5):

u_к - напряжение КЗ трансформатора.

Сопротивление генераторов (т.3.5):

Сопротивление ТСН (т.3.5.):

Сопротивление реакторов (т.3.5.):

Секционный реактор



линейный реактор

Упростим схему замещения, используя т.3.6.

Параллельное соединение Х2, Х3, Х4, Х5, Х6, Х7 заменяем на Х16:

Последовательное соединение Х1 и Х16 заменяем на Х17:

Параллельное соединение Х8 и Х9 - на Х18:

Параллельное соединение Х10 и Х11 - на Х19:

Последовательное соединение Х12 и х14 -на Х20:



Последовательное соединение Х13 и х15 -на Х21:

Параллельное соединение Х20 и Х21 - на Х22:

Последовательное соединение Х17 и Х18 заменяем на Х23:

Начальное значение периодической составляющей КЗ:

, где

I_Б - базовый ток, А

Х_* - результирующее сопротивление ветви схемы

Значение токов по ветвям:

генераторов Г-3, Г-4

генераторов Г-1, Г-2



для системы

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в т. К-2:

ВЫВОД: Так как ток короткого замыкания превышает 45-63 кА (номинальные токи отключения выключателей типа МГГ) необходима установка секционного реактора.

Выбираем секционный реактор для ограничения тока КЗ.

Номинальный ток реактора можно выбрать приближенно по току, равному 0,6 - 0,7 номинального тока генератора, кА

Номинальный ток реактора принимаем 0,6*I_ном = 4,1 кА

Выбираем к установке реактор серии РБА-10-4000

Определяем результирующее сопротивление цепи КЗ при отсутствии ректора, Ом:

Требуемое сопротивление цепи КЗ из условия обеспечения номинальной отключающей способности выключателя, Ом:

Требуемое сопротивление реактора для ограничения тока КЗ, Ом:

Результирующее сопротивление цепи с учетом реактора, Ом:

Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором, кА:

Проверка стойкости реактора в режиме КЗ.

Электродинамическая стойкость. Ударный ток КЗ.

где k_у - ударный коэффициент (т.3.8)

Условие электродинамической стойкости > , 66,9 > 61,96 - выполняется

Термическая стойкость.

Завод гарантирует t_тер=8 с - время термической стойкости среднеквадратичный ток термической стойкости

I_тер = /2,54 = 66,9/2,54=26,34 кА

Условие термической стойкости:

где В_К - расчетный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором.

Т_А = 0,23 с (т.3.8)

- выполняется

Остаточное напряжение на шинах генераторного распределительного устройства при КЗ за реактором, %:

Потеря напряжения при протекание максимального тока в нормальном режиме работы с учетом уменьшения сопротивления в нормальном режиме, %:



К установке принимаем секционный реактор РБА-10-4000-0,24.

Расчетов токов КЗ.

Расчет токов короткого замыкания в точке К1.

Ветви генераторов Г-1 и Г-2 симметричны относительно точки КЗ К1. Поэтому сопротивление реактора Х24 можно исключить из схемы замещения, так как оно включено между узлами одинакового потенциала и не влияет на ток. С учетом этого схема замещения для КЗ в точке К1 показана на рис.11.

Упростим схему:

Последовательное соединение Х28=Х18+Х19=0,39+0,77=1,16

Параллельное соединение

Последовательное соединение Х30=Х29+Х17=0,58+0,43=1,01

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ

где Х_* - результирующее сопротивление ветви схемы; I_б - базовый ток

Определяем ударный ток, кА:



где k_у - ударный коэффициент (т.3.8)

Расчет токов короткого замыкания в точке К2.

Схема замещения для КЗ в точке К2 показана на рис. 12.

Используем частично результаты преобразований предыдущего расчета. Х29=0,58

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ генераторов

Определяем ударный ток генераторов, кА:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ системы

Определяем ударный ток системы, кА:

Суммарный ток КЗ в точке К2:

Суммарный ударный ток КЗ в точке К2:

Расчет токов короткого замыкания в точке К3.

Короткое замыкание на выводах Г-2. Генераторы Г-3 и Г-4 находятся на значительной электрической удаленности от места КЗ, поэтому для упрощения расчетов его целесообразно включить в состав ветви системы, соответственно скорректировав ее сопротивление:

Таким образом, к точке КЗ ток будет поступать от трех источников, причем генератор Г-2 включен в точку КЗ непосредственно.

Ток КЗ от генератора Г-2

I_б - базовый ток (рассчитывался ранее)

Ударный ток от генератора:

Ток короткого замыкания в точке К-3 от энергосистемы, генераторов Г-1, Г-3 и Г-4 легче всего определить, объединив эти источники в единую эквивалентную ветвь. Промежуточный шаг на этом пути уже сделан - ветви системы, Г-3 и Г-4 объединены и представлены общим сопротивлением Х31.

Преобразуем треугольник сопротивлений Х8, Х9, Х24 в эквивалентную звезду Х32, Х33, Х34 (по т.3.6):

Схема замещения преобразуется к виду

Х35=Х31+Х32=0,31+0,16=0,47

Х36=Х10+Х34=1,54+0,45=1,99

Конечная схема замещения для расчета токов КЗ в точке К3

Суммарный ток эквивалентного источника

Ударный ток от эквивалентного источника:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К3 (суммарное значение):

Суммарный ударный ток в точке К3:

Расчет токов короткого замыкания в точке К4.

Выбираем групповой реактор для ограничения тока КЗ. Для расчета берем наиболее нагруженный реактор (с 6-ю линиями). Максимально допустимый ток для кабеля сечением 75 мм² с алюминиевыми жилами с бумажной изоляцией I_доп = 165 А (таб.П3.7)(1). Намечаем для установки сдвоенный реактор серии РБСГ-10-2х1000-0,35. Линии распределены по три на каждую ветвь реактора.

Определим результирующее сопротивление цепи КЗ при отсутствии реактора:

Требуемое сопротивление цепи КЗ из условия обеспечения номинальной отключающей способности выключателя, Ом:



Требуемое сопротивление реактора для ограничения тока КЗ, Ом:

Результирующее сопротивление цепи с учетом реактора, Ом:

Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором, кА:

Проверка стойкости реактора в режиме КЗ.

Электродинамическая стойкость. Ударный ток КЗ.

где k_у - ударный коэффициент (т.3.8)

Условие электродинамической стойкости

> 37 > 35,3 - выполняется

Термическая стойкость. Завод гарантирует t_тер=8 с - время термической стойкости среднеквадратичный ток термической стойкости (таб.П.3.2) I_тер = 14,6 кА

Условие термической стойкости:

где В_К - расчетный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором.

Т_А = 0,23 с (т.3.8)

- выполняется

Остаточное напряжение на шинах генераторного распределительного устройства при КЗ за реактором, %:

Потеря напряжения при протекание максимального тока в нормальном режиме работы с учетом уменьшения сопротивления в нормальном режиме, %:

- коэффициент связи (таб. П.3.2)

К установке принимаем секционный реактор РБСГ-10-2х1000-0,35.

Рассчитываем сопротивление от энергосистемы до места КЗ.

Последовательное соединение Х18 и Х31:

Х38=Х18+Х31=0,39+0,31=0,7

Последовательное соединение Х10 и Х24:

Х39=Х10+Х24=1,54+2,18=3,72

Параллельное соединение Х39 и Х11:

Х41=Х38+Х40+Х26=0,7+1,09+3,17=4,96

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К4:

Ударный ток в точке К4:

Расчет токов короткого замыкания в точке К5.

Для расчета тока КЗ в точке К5 используем упрощения сделанные для точки К4 немного скорректировав.

Х42=Х39+Х40+Х25=0,7+1,09+4,2=5,99

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в сети:

где Х_* - результирующее сопротивление ветви схемы; I_б - базовый ток

Определяем ударный ток, кА:

где k_у - ударный коэффициент (т.3.8)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ от электродвигателей:

Определяем ударный ток от электродвигателей, кА:

Суммарный ток КЗ в точке К5:



Суммарный ударный ток КЗ в точке К5:

Расчет токов короткого замыкания в точке К6.

Генераторы Г-1 и Г-2 находятся на значительной электрической удаленности от точки К-6, поэтому для упрощения расчетов из целесообразно включить в состав ветви энергосистемы, соответственно скорректировать ее сопротивления.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ генератора

Определяем ударный ток генератора, кА:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ системы

Определяем ударный ток системы, кА:

Суммарный ток КЗ в точке К6:

Суммарный ударный ток КЗ в точке К6:

Таблица 2. Расчетные данные токов короткого замыкания.

Точка КЗ	Источник тока КЗ	Начальное значение периодической составляющей , кА	Значение ударного тока , кА
К-1 Конец ВЛ	Суммарное значение	4,95	11,98
К-2 Шины 220 кВ	Генератор Системы Суммарное значение	4,3 5,8 101,1	11,98 14,24 26,22
К-3 Шины 10,5 кВ	Генератор Эквивалентный источник Суммарное значение	35,74 66,32 102,06	99,57 172,99 272,56
К-4 За ЛР	Суммарное значение	11,1	30,6
К-5 Шины 6 кВ	Двигатели Системы Суммарное значение	5,08 3,86 8,94	9,8 8,7 18,5
К-6	Генератор Системы Суммарное значение	35,74 51,9 87,64	99,58 135,38 234,96

2.5 Выбор выключателей и разъединителей

Выбираем выключатели и разъединители в цепи линии напряжением 220 кВ. К установке намечаем выключатель типа У-220Б-1000-25У1 (таб.5.2 (2)).

Выключатели проверяются по следующим условиям:

1. по напряжению установки, кВ;

U_ном. ? U_{ном.уст.}

220=220

2. по току утяжеленного режима, А;

I_ном ? I_утяж.

Максимальная мощность, протекающая по линии равна 186 МВА.

Р_max=372*0,8=297,6 МВт

Ток утяжеленного режима, А:

1000 > 977

3. по термической стойкости при действии основной быстродействующей защиты равной 0,1 с.

Термическая стойкость.

Условие термической стойкости:



где В_К - расчетный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором.

Т_а=0,14, t_отк=4с (стр.191(1)).

- выполняется

4.по динамической стойкости

Условие электродинамической стойкости

?

64 ? 11,98 - выполняется

?

25 ? 4,95 - выполняется

5. по отключению симметричного тока

>

=4,95 (для РУ повышенных напряжений)

25 ? 4,95 - выполняется

6.по отключению несимметричного тока

где

41,59 > 10,27

Все условия выполняются. К установке принимаем выключатель типа У-220Б-1000-25У1.

Выбор разъединителя.

Перечисленным выше условиям удовлетворяет разъединитель типа РНДЗ-1-220/1000 (таб.5.5(2)).

1. по напряжению установки, кВ;

U_ном. ? U_{ном.уст.}

220=220

2. по номинальному току 1000 > 977

3. термическая стойкость > 101,44

4.по динамической стойкости

Условие электродинамической стойкости > 11,98 кА

К установке принимаем разъединитель типа РНДЗ-1-220/1000 (таб.5.5(2)).

Выбираем выключатели и разъединители для РУВН.

Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выбираются обычно однотипными для всех цепей данного РУ.

К установке намечаем выключатель типа У-220Б-1000-25У1 (таб.5.2 (2)).

Для данного выключателя .

Периодическая составляющая тока энергосистемы: - ток неизменный во времени.

Периодическая составляющая от генераторов:

по кривым (1) имеем

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для момента времени 0,06 с.

Периодическая составляющая тока по ветвям КЗ:

от энергосистемы

, Т_а=0,02

от генераторов

; Т_а=0,245

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для момента времени 0,06 с.



Проверка выключателя:

1.по напряжению установки, кВ;

U_ном. ? U_{ном.уст.}

220=220

2.по току утяжеленного режима, А;

I_ном ? I_утяж.

1000 > 977

3. по термической стойкости при действии основной быстродействующей защиты равной 0,1 с.

Термическая стойкость.

Условие термической стойкости:

где В_К - расчетный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором.

Т_А = 0,23 с (т.3.8)

- выполняется

4.по динамической стойкости

Условие электродинамической стойкости

 ? , 64 ? 26,22 - выполняется

? , 25 ? 10,1 - выполняется

5. по отключению симметричного тока

>

=4,95 (для РУ повышенных напряжений)

25 ? 10,1 - выполняется

6.по отключению несимметричного тока

где

41,59 > 20,96

Все условия выполняются. К установке принимаем выключатель типа У-220Б-1000-25У1.

Выбор разъединителя.

Перечисленным выше условиям удовлетворяет разъединитель типа РНДЗ-1-220/1000 (таб.5.5(2)).

1. по напряжению установки, кВ;

U_ном. ? U_{ном.уст.}

220=220

2. по номинальному току

1000 > 977

3. термическая стойкость

> 422

4.по динамической стойкости

Условие электродинамической стойкости

> 26,22 кА

К установке принимаем разъединитель типа РНДЗ-1-220/1000 (таб.5.5(2)).

Выключатели и разъединители для ГРУ, РУ СН и за ЛР выбираются аналогично.

2.6 Выбор измерительных трансформаторов, измерительных приборов, разрядников, предохранителей

Измерительные трансформаторы тока и напряжения выбираются упрощенно, без учета вторичной нагрузки, без проверки трансформаторов тока по условиям короткого замыкания. Трансформаторы выбираются по назначению, типу, номинальному напряжению (трансформаторы тока также по номинальному току).

В цепях генераторов, подключенных к шинам ГРУ, устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТНПШ.

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираем по условиям:

3. по напряжению установки, кВ;

U_уст. ? U_ном.

10,5 = 10,5

4. по току, А;

I_норм ? I_1ном

6880 < 7200

I_max ? I_1ном

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5%, А:

6807 ? 7200

К установке принимаем трансформаторы тока типа ТНПШ-3У/10.

В масленых выключателях принимают встраиваемые трансформаторы тока типа ТВТ.

Для секционных выключателей:

1) по напряжению, кВ: 10=10

2) по току, А

4000 < 12000

6807 < 12000

К установке принимаем трансформаторы тока типа ТВТ- 10 -12000/5.

Для выключателей расположенных за линейными реакторами:

1)по напряжению, кВ; 10=10

2)по току, А

495 < 2000

1000 < 2000

Принимаем к установке трансформаторы тока типа ТВ-10-2000/5.

Для выключателей в РУСН:

по напряжению, 6,3 кВ < 10 кВ, а также по току , 1808 А < 2000 А

Принимаем трансформатор ТВ-10-2000/5.

Для выключателей от ГРУ к ТСВ:

1)по напряжению, кВ: 10=10

2)по току, А: 11010 < 12000

К установке принимаем трансформаторы тока типа ТВТ- 10 -12000/5.

Для выключателей в РУВН принимаем ТВ-220-I-1000/5.

Для выключателей в конце ВЛ на 220 кВ принимаем также ТВ-220 1000/5.

Выбираем трансформаторы напряжения.

В цепях генераторов устанавливают трансформаторы типа ЗНОМ, поэтому к установке принимаем трансформаторы ЗНОМ-15 или ЗНОМ-10-66. Можно установить трансформаторы типа НТМИ-10-66 для присоединения приборов контроля изоляции.

В цепи линейных реакторов устанавливаем трансформаторы типа НОЛ.08-10У2. В РУСН устанавливаем трансформаторы типа НТМИ-6-66. В ГРУ устанавливаем трансформаторы типа НТМИ-10-66. На ВЛ устанавливаем трансформаторы типа НКФ-220-58. На ТЭЦ предохранители устанавливаются только для защиты трансформаторов напряжения 6-10 кВ, их следует выбирать по типу, номинальному напряжению. К установке принимаем предохранители типа ПКТН-10.

Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений устанавливают разрядники. Разрядники выбираются по назначению, типу, номинальному напряжению. В цепях нейтрале силовых трансформаторов на 220 кВ устанавливаются разрядники с номинальным напряжением на один класс ниже, чем высшее напряжение трансформаторов.

В цепях нейтрале силовых трансформаторов на 220 кВ устанавливаем разрядники типа РВС-110.

В цепях напряжением 220 кВ устанавливаем разрядники типа РВМГ-220.

Измерительные приборы устанавливаем в соответствии с таб.4.11(1).

Таблица. Установка измерительных приборов.

Цепь	Место установки приборов	Перечень приборов
Турбогенератора	БЩУ	Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной энергии. На групповом щите устанавливаются ваттметр и частотомер.
Трансформатора связи с энергосистемой	НН	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой.
Трансформаторы собственных нужд	На каждой секции	Со стороны питания: амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии
Линии к потребителям	На каждой секции	Амперметр, счетчик активной энергии.
Линии 220 кВ	ГЩУ	Амперметр, ваттметр, варметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии.
Сборных шин генераторного напряжения	На каждой секции	Вольтметр, частотомер.
Шин 6 кВ собственных нужд	На каждой секции	Вольтметр
Секционного выключателя		Амперметр.

ЛИТЕРАТУРА

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. "Электрооборудование станций и подстанций". 3-е издание, перераб. И доп. М.: Энергоатомиздат, 1987г.

2. Крючков Н.П., Неклепаев Б.Н. "Электрическая часть электростанций и подстанций". 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергия, 1978г.

Размещено на Allbest.ru