Разработка технического проекта теплофикационной электростанции (ТЭЦ)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Согласно Государственной программе развития Белорусской энергетической системы на 2011-2015 годы, вводимые высокоэффективные угольные энергоблоки Зельвенской КЭС, парогазовые энергоблоки Лукомльской, Березовской ГРЭС и Минской ТЭЦ-5, а также белорусская АЭС не только частично заместят неэффективное генерирующее оборудование, но и будут участвовать в покрытии планируемого роста электропотребления Беларуси, который будет наблюдаться в соответствии с ростом ВВП. Помимо сооружений крупных ТЭЦ и КЭС новым направлением в развитии электроэнергетики является сооружение ТЭЦ в малых и средних городах на модульных быстромонтируемых газотурбинных установках с глубокой утилизацией тепла для нужд теплоснабжения.

Реализация намеченной стратегии качественного обновления и развития белорусской энергосистемы позволит сделать ее высокоэкономичной и надежной, полностью обеспечивающей потребности республики в электрической и тепловой энергии, а также позволяющей продавать избыточную энергию.

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.

При выполнении нужно решить следующие вопросы: разработать структурную схему и выбрать основное оборудование, выбрать и обосновать главную схему соединений и схему РУ, выбрать контрольно-измерительные приборы.

1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

Проектируемая ТЭЦ мощностью 90 МВт работает в энергосистеме, которая представлена системой с (рисунок 1.1) .

Таблица 1.1 - Исходные данные

Напряжения РУ	Км.	Макс. нагр. На РУ,МВт	Мин.нагр на РУ,МВт
U в.н., кВ	110	48	-	-
U с.н., кВ	35	15	55	41,8
U н.н., кВ	10	-	35	26,6

Расходы на собственные нужды принимаем равными 8%.

Рисунок 1.1 - Схема энергосистемы

Число и мощность генераторов на ТЭЦ выбираем в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок.

При выборе числа и мощности генераторов ТЭЦ, присоединенных к шинам генераторного напряжения, руководствуемся следующими соображениями:

с целью снижения токов к.з. число генераторов, присоединенных к ГРУ, не должно быть меньше двух и больше четырёх;

ударный ток к.з. на шинах генераторного напряжения должен быть не более 300 кА, поэтому для ТЭЦ с выбранными генераторами по 30МВт приходится выполнять предварительный расчет токов к.з.;

суммарная мощность генераторов, присоединенных к шинам генераторного напряжения, должна превышать мощность, выдаваемую с этих шин потребителям.

Учитывая вышесказанное и мощность проектируемой ТЭЦ - 90 МВт, выбираем три генератора мощностью по 32 МВт (таблица 1.2).

Таблица 1.2 - Технические данные генераторов

	Кол-во шт.	P, МВт	S, МВА	U, кВ	I, кА
ТВС-32УЗ	3	32	40	10,5	2,2	0,8	0,153

Схема №1

Схема №2.

Рисунок 1.2 - Варианты схем выдачи энергии

Число и мощности выбираемых трансформаторов зависят от их назначения, схемы энергосистемы, схемы включения генераторов, количества РУ на каждом из напряжений. Два трансформатора при этом выбираем трёхобмоточными и один двухобмоточный. Трансформаторы Т1 и Т2 на ТЭЦ служат для связи ОРУ высокого напряжения 110кВ с ОРУ-35кВ и ГРУ-10кВ и электроснабжения потребителей среднего напряжения. Два параллельно работающих трансформатора связи, устанавливаем с целью резервирования питания потребителей 10кВ и 35кВ. Варианты схем выдачи энергии (рисунок 1.2)

Определим трансформаторы связи для схемы № 1

1)Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:

(1.1)

где - мощность генератора, кВт; - номинальный коэффициент мощности генератора;

- минимальная нагрузка шин генераторного напряжения,

- средний коэффициент мощности нагрузки, принимаем = 0,

- мощность потребляемая собственными нуждами, МВА (1.2)

Кс- коэффициент спроса, Кс=0,8.

МВА

2) Выдача избыточной мощности в энергосистему в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов:

 (1.3)

где - мощность генератора, кВт; - номинальный коэффициент мощности генератора;

- максимальная нагрузка шин генераторного напряжения,

- средний коэффициент мощности нагрузки, принимаем = 0,85

- мощность потребляемая собственными нуждами, МВА

- максимальная нагрузка шин среднего напряжения,

- коэффициент мощности среднего напряжения, = 0,9

МВА.

При аварийном отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора (наложение аварий), перегрузка оставшегося в работе трансформатора Sт не должна превышать 1,4.

При выборе мощности трансформаторов берём в расчёт самый тяжёлый режим работы, в нашем случае - режим минимума нагрузки и учитываем, что перегрузка оставшегося в работе трансформатора Sт не должна превышать 1,4:

МВА (1.4)

В связи с возможным обратимым режимом работы трансформаторов связи предусматриваем устройства для регулирования напряжения нагрузкой (РПН) на стороне высшего напряжения (ВН).

Блочный трансформатор Т3 рассчитываем по формуле:

; (1.5)

По результатам расчетов принимаем по справочнику [2] Т1-Т2 - трёхобмоточные трансформаторы типа ТДTН-63000/110 мощностью 63 МВА.

А блочный трансформатор Т3 двухобмоточный типа ТРДН-40000/110 мощностью 40МВА.

Технические данные выбранных трансформаторов представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3-Каталожные данные трансформаторов

Тип трансф.	Sном МВА	Uвн, кВ	Ucн, кВ	Uнн, кВ	Pх кВт	Pк кВт	%	%	%	Iх %	Цена,т.р.
ТДTН- 63000/110	63	115	38.5	11	53	290	10,5	7	18	0,55	126
ТРДН- 40000/110	40	115	-	10,5	34	170	-	30	10,5	0,55	88

Определим трансформаторы связи для схемы № 2

1) Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения(по формуле 1.1):

МВА

2) Выдача избыточной мощности в энергосистему в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов (по формуле 1.3, 1.4):

МВА.

МВА

По результатам расчетов принимаем Т1-Т2 - трансформаторы типа ТРДН-63000/110 мощностью 63 МВА. Каталожные данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.2.

Напряжение собственных нужд принимаем равным 6,3 кВ.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд рассчитывается по формуле:

, (1.6)

где SГ - мощность генератора, МВ·А; КСН - коэффициент, учитывающий расходы на СН, %.

КС =0.8 для ТЭЦ

Выбираем трансформаторы собственных нужд для всех генераторов обоих схем: MBA

Трансформаторы собственных нужд типа ТМНС - 2500/10.

РТСН: ТМНС-4000/35

Каталожные данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.4

Таблица 1.4 - Каталожные данные трансформаторов

Тип трансф.	Sном, МВА	Uвн, кВ	Ucн, кВ	Uнн, кВ	Pх кВт	Pк кВт	%	%	%	Iх %	Цена, т.р.
ТДTН- 63000/110	63	115	38.5	11	53	290	10,5	7	18	0,55	126
ТМН- 2500/10-	2,5	10	-	6,3	3,85	23,5	6,5	-	-	1	5,8
ТМНС- 4000/10-	4	10	-	6,3	5,2	33,5	7,5	-	-	1	8,4

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

Варианты главной схемы электрических соединений разрабатываются по составленным структурным схемам выдачи электроэнергии станции.

При этом схемы РУ должны удовлетворять следующим требованиям:

Повреждение или отказ секционного или шиносоединительного выключателя, а так же совпадение отказа одного из выключателей с ремонтом любого другого не должны приводить к отключению более двух блоков линии, если при этом сохраняется устойчивая работа энергосистемы или её части;

Каждый генератор мощностью 200 МВт и более должен присоединяться к шинам повышенного напряжения через отдельные трансформаторы и выключатели;

Отключение присоединений должно производиться:

ЛЭП - не более чем двумя выключателями;

энергоблоков, трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд - не более чем тремя выключателями РУ каждого напряжения;

Должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей 110 кВ и выше без отключения соответствующих присоединений.

В ГРУ 10кВ применим схему с одиночной секционированной системой шин. Питание потребителей генераторного напряжения осуществляется через сдвоенные реакторы.

Для каждой принятой схемы выдачи мощности определяем число присоединений в каждом РУ которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (n лэп), числа линий связи с системой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св) или питающих трансформаторов (nт), подключенных к данному РУ:

nру = nлэп + nсв + nт.св + nт, (2.1)

Количество отходящих линий определяется из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

(2.2)

Рл - наибольшая активная мощность, передаваемая одной линией (пропускная способность для 110кВ 25-50МВт, 10кВ 3-5 МВт).

Рмакс - наибольшая активная мощность, выдаваемая в энергосистему, МВт: .

Принимаем с учётом развития региона =3.

.

Принимаем с учётом развития региона = 9.

Принимаем =4

Таблица 2.1- число присоединений

Вариант 1
	ГРУ 10 кВ	РУ 35 кВ	РУ 110 кВ
nлэп	9	4	3
nт.св и бл.	3	2	2
nген	3	-	-
nт сн	4	-	-

Таблица 2.2- число присоединений

Вариант 2
	ГРУ 10 кВ	РУ 35 кВ	РУ 110 кВ
nлэп	9	4	3
nт.св и бл.	2	2	2
nген	3	-	-
nт сн	4	-	-

В ОРУ 110 кВ для обоих вариантов принимаем одиночную секционированную систему шин с обходной. ГРУ 10 кВ выполняем по схеме с одиночной секционированной системой шин. Количество секций равняется количеству генераторов. Для присоединения нагрузки к шинам ГРУ применяем линейные сдвоенные реакторы, допускающие присоединение нескольких отходящих линий, не более 3-4 линий. РУ 35 кВ по схеме с одиночной секционированной системой шин.

На основании имеющихся данных произведём технико-экономическое сравнение двух вариантов главной схемы электрических соединений.

Технико-экономическое сравнение вариантов производится с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными напряжениями, определения мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда заданным техническим требования удовлетворяют несколько схем.

При выполнении расчёта исключаем капиталовложения на закупку генераторов и трансформаторов СН, РУ 110 и РУ 35 т.к. их типы одинаковы в обоих вариантах.

Экономически целесообразный вариант определяется по минимуму приведенных затрат:

(2.3)

где К - капиталовложения на сооружение электроустановки, у.е.; Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, принимаем равный 0,12; И - годовые эксплуатационные издержки.

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:

(2.4)

где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание, %. Для оборудования проекта примем Ра = 6,4 %, Ро = 3 %;

ДE - потери энергии в кВт·ч;

в - стоимость одного кВт·ч потерянной энергии, равная 0,8 цента./(кВт·ч).

Потери энергии, , кВт·ч, в двухобмоточном трансформаторе:

(2.5)

где ДРхх - потери холостого хода;

ДРкз - потери короткого замыкания;

Sном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

Sмакс - максимальная нагрузка трансформатора;

Т - число часов работы трансформатора, можно принять Т= 8760 час.

ф - число часов максимальных потерь, принимаем ф = 3500 час.

Потери энергии, , кВт·ч, в трехобмоточном трансформаторе:

(2.6)

Потери в нескольких (n) работающих параллельно однотипных трансформаторах:

 (2.7)

Сравнение экономической эффективности двух вариантов с равной степенью надёжности, у которых К1 > К2, а U1< U2, можно произвести по сроку окупаемости капиталовложений, Т, лет:

(2.8)

Определим капиталовложения по укрупнённым показателям стоимости элементов схем. Результаты расчёта сводим в таблицу 3.3.

Таблица 2.1 - Технико-экономическое сравнение вариантов

Оборудование	Стоимость одной единицы, тыс. руб	Первый вариант	Второй вариант
		Кол-во единиц, шт.	Общая стоимость тыс. у.е.	Кол-во единиц, шт.	Общая стоимость тыс. у.е.
Тр-р ТРДН-40000/110	88	1	88	-	-
ТДTН -63000/110	126	2	252	2	252
Ячейки ГРУ 10 кВ с секционным реактором	28,6	1	28,6	2	57,2
Всего			368,6		309,2

Определим потери в трансформаторах:

ТРДН- 40000/110:

МВтч

2ТДTН- 63000/110:

МВтч

По формуле (2.4):

По формуле (2.3):

Согласно проведенному технико-экономическому сравнению исходя из расчёта затрат на сооружение системы < на 27,4 %.Выбираем вариант № 2.

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

Сопротивление элементов электрических цепей может быть задано в именованных величинах и в процентах или относительных величинах.

Сущность системы о.е. заключается в том, что все фигурирующие в расчетах величины - сопротивления X , токи I , напряжения U и мощность S - выражаются не в обычных единицах (Ом, А, кВ, МВА), а в долях от принятых за базисные единицы .

Базисные величины связаны между собой законом Ома: и уравнением мощности .

Для определения сопротивления в о.е., получим:

(3.1)

где X - заданное индуктивное сопротивление, Ом на фазу.

Обычно относительные сопротивления элементов (генераторов, двигателей, трансформаторов и реакторов) задаются при номинальных условиях, т.е. за базисные величины прияты номинальные. Их величины определяются по выражению (1.2), где базисные величины заменяются соответствующими номинальными, т.е.

(3.2)

Чтобы вести расчет в о. е., необходимо все ЭДС и сопротивления элементов схемы выразить в о.е..

Схема замещения может быть составлена точно, т.е. о учетом действительных коэффициентов трансформации участвующих трансформаторов, или приближенно, когда номинальное напряжение всех элементов, находящихся на одной ступени трансформации, принимают одинаковым и равным средненоминальному ( ) для данной ступени в соответствии со следующей шкалой: 765; 515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 20; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15; 0,69; 0,525; 0,4; О,23; О,127 кВ. В дальнейшем будем пользоваться приближенным приведением.

Для удобства расчетов за базисную мощность желательно принимать величину, кратную десяти или кратную установленной мощности генерирующих источников расчетной схемы.

За базисное напряжение при приближенном приведении принимают средненоминальные напряжения ступеней .

Расчётные выражения для определения приведённых значений сопротивлений:

генератор ; (3.3)

трансформатор ; (3.4)

реактор ; (3.5)

линия электропередачи ; (3.6)

где , - базисная и номинальная мощность, МВА ;

- базисный ток, кА; , - относительные сопротивления элементов схемы ; - удельное сопротивление 1 км линии, для воздушных принимается равным О,4 Ом/км, для кабельных - 0,8 Ом/км;

- длина ЛЭП, км

- напряжение КЗ трансформатора в процентах;

- среднее номинальное напряжение, кВ

Сопротивления элементов схемы, приведенные к базисным условиям, наносим на схему замещения. Для этого каждый элемент в схеме замещения обозначаем дробью: в числителе ставим порядковый номер элемента, а в знаменателе - значение относительного индуктивного сопротивления. ЭДС элементов придаются порядковые номера, и указываем величину в о.е. ЭДС для практических расчетов находится по формуле:

(3.7)

Составляем расчетную схему.

Принимаем



Рисунок 3.1 - Схема замещения

Определяем сопротивления расчетной схемы:

Генераторы

;

=

Сопротивление системы:

Сопротивление линий: ;

Сопротивление трансформаторов связи



Секционные реакторы: ;

Сопротивления генераторов: ;

Трансформаторы собственных нужд:

;

Резервный трансформатор собственных нужд:

;

Преобразуем схему относительно точек К1, К2, К3. Нагрузочные ветви не учитываем, т.е. схема получается симметричной.

Сопротивления Х2 и Х3 соединены параллельно и последовательно с Х1:

;

Сопротивления Х6=Х7=0, т.е. их в схеме не учитываем.

В результате получаем схему:

Рисунок 3.2 - Схема замещения

Полученная схема является симметричной. Сопротивления Х4 и Х5 соединены параллельно, Х8 и Х9 - параллельно, Х10 параллельно Х11 и последовательно Х13. Генераторы Е1 и Е3 соединены параллельно.

Получаем:

;

;

;

;

Имеем следующую схему:

Рисунок 3.2 - Схема замещения

Генераторы Е1, Е2, Е3 соединены параллельно

Получаем схему:

Рисунок 3.3 - Схема замещения

Даная схема является расчетной для трех точек КЗ.

(Постоянную времени затухания апериодической составляющей тока КЗ , и ударный коэффициент определяем по справочнику /9/).

Расчет точки К1.

Произведем разделение ветвей.

;

;

;

;

;

;

Расчет точки К2.

;

Расчет точки К3.

Произведем разделение ветвей.

;

Расчет точки К4.

Исходная схема.

Рисунок 3.4 - Схема замещения К4

Произведем разделение ветвей.

;

;

;

;

;

;

Расчетная схема

Рисунок 3.4 - Схема замещения К4

Расчет точки К5.

Рисунок 3.6 - Схема замещения К5

Произведем разделение ветвей.

;

;

;

;

;

;



Рисунок 3.7 - Схема замещения К5

Расчет точки короткого замыкания за линейным реактором.

;

;

;

Принимаем реактор РБ-10-1600-0,25У3

;

4. Выбор аппаратов

Выбор выключателей и разъединителей.

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования :

- надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

- быстрота действия, т. с. наименьшее время отключения;

- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т. е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения ;

- возможность - показного управления для выключателей 110 кВ и выше;

-легкость ревизии и осмотра контактов;

- взрыво- и пожаробезопасность;

- удобство транспортировки и эксплуатации.

Основными характеристиками выключателя являются: номинальные ток и напряжение и его отключающая способность , т. е. наибольший ток, который выключатель способен надежно отключить при восстанавливающемся номинальном напряжении сети.

Разъединителем называется аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения при отсутствии в них тока. При ремонтных работах разъединителем осуществляется надежный видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратом, выведенным в ремонт. Контактная система разъединителей не имеет дугогасительных устройств, поэтому при отключении больших токов возникает устойчивая дуга, которая может привести к аварии в распределительном устройстве. Прежде чем оперировать разъединителем, цепь должна быть обесточена с помощью выключателя.

Выбор выключателей производится по:

1) по напряжению установки

2) по длительному току ; ;

3) по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию

.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

,

где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ; - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, (по каталогам или по рисунку.4.54 Рожкова); - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ; - наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов:

;

здесь =0,01с - минимальное время действия релейной защиты; - собственное время отключения выключателя.

Если условие соблюдается, а , то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

4) на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

; ,

где - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу ; - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

5) на термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

где - тепловой импульс тока КЗ по расчету, ; - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу ; - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Выбор разъединителей и короткозамыкателей производится:

1) по напряжению установки ;

2) по току , ;

3) по конструкции, роду установки;

4) по электродинамической стойкости ; ,

где , - предельный сквозной ток КЗ (амплитуда и действующее значение);

5) по термической стойкости

,

где - тепловой импульс тока КЗ по расчету, ; - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу ; - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Короткозамыкатели выбираются по тем же условиям, но без проверки по току нагрузки.

Для выбора аппаратов произведём сначала расчёт токов продолжительного режима, т.е. токов нормальной работы и токов максимальных нагрузок на основных участках.

Цепь генераторов Г1, Г2,Г3:

кА; кА.

На среднем напряжении:

- для трансформаторов связи

кА; кА.

- для линий

кА;

На высшем напряжении:

- для трансформаторов связи:

кА;

- для линий:

На низшем напряжении:

-для трансформаторов связи:

кА; кА.

- для секционных реакторов:

кА;

- для линейных реакторов:

кА;

- для ТСН:

кА; кА.

- для РТСН:

кА;

На напряжении собственных нужд:

- для ТСН:

кА; кА.

- для РТСН:

кА;

Результаты выбора выключателей и разъединителей сведем в таблицу 4.1-4.5

Таблица 4.1- выключатели и разъединители на СН

Расчетные данные	Данные выключателя ВВУ-35А-40/2000У1	Данные разъединителя РДЗ-1-35/3200 УХЛ1
=35кВ; =1450А; =14,2кА; =7,71кА; =27,8кА; =18,4кА; =45,2кА; =61,2	=35кВ; =2000А; =40кА; = =0,340=16,9кА; = =401,3= 73,5кА; =40кА; =102кА; =40404=6400	=35кВ; =3200А; <> <> <> <> =125кА; =50504=10000

Примечание: <> - т.к. разъединитель коммутирует только обесточенные цепи, то их проверка на отключающую способность не производится.

Таблица 4.2- выключатели и разъединители на НН

Расчетные данные	Данные выключателя МГУ-20-90/6300УЗ	Данные разъединителя РВР-20/6300 УЗ
=10кВ; =5100А; =42,7кА; =20кА; =80,4кА; =68,8кА; =177,6кА; =757,8	=20кВ; =6300А; =90кА; = =901,2= 152,7кА; =105кА; =300кА; =90904=32400	=20кВ; =6300А; <> <> <> <> =260кА; =1001004=40000

Таблица 4.3- выключатели и разъединители на ВН

Расчетные данные	Данные выключателя 100-SFMT-40E	Данные разъединителя GW5-126 D(W)
=110кВ; =460А; =6,8кА; =2,02кА; =11,6кА; =7,59кА; =18,1кА; =10,1	=110кВ; =1200А; =40кА; = =401,25= 70,7кА; =50кА; =125кА; =40403=4800	=110кВ; =630А; <> <> <> <> =80кА; =31314=3844

Выберем выключатели для установки на линиях отходящих к потребителям генераторного:

Выбираем выключатель типа ВВЭ-10-20/630УЗ : =10 кВ = 10 кВ и =630>224А.

Таблица 4.4- выключатели и разъединителей после ТСН:

Расчетные данные	Данные выключателя ВВЭ-10-31,5/630УЗ	Данные разъединителя РВФ-6/630 2УЗ
=6 кВ; =240 А; =3,5кА; =0,95кА; =4,9кА; =3,6кА; =7,6кА; =52,5	=10кВ; =630А; =31,5кА; = =31,51,22= 54,3кА; =20кА; =52кА; =20203=1200	=6кВ; =630А; <> <> <> <> =41кА; =16164=1024

5. Выбор токоведущих частей

На ГРУ.

Сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника с расстояниями между фазами а=0,8 м и пролётом =1,5 м. Выбор производим по току самого мощного присоединения - генератора ТВС 32УЗ. Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому сечение выбираем по допустимому току. Принимаем шины из алюминиевого сплава коробчатого сечения: 2(75355,5) , высота =75 мм, ширина полки =35мм. Сечение 2(695). А > =2420 А.

Проверка на электродинамическую прочность:

Условие прочности:;

;

;

Проверка на термическую стойкость:

;

;

;

Выбор изоляторов : выбираем опорные изоляторы ИОР-10-16 УХЛ3

=10 кВ ==10 кВ;

;

Условие по допустимой нагрузке выполнено.

Выбор токоведущих частей в цепи генератора: ошиновка от выводов генератора до фасадной стены главного корпуса, от сборных шин до разъединителей, от разъединителей до выключателя и от выключателя до стены ГРУ выполняется жёсткими шинами. Принимаем шины коробчатого сечения, фазы расположены горизонтально на расстоянии а=0,8 м , пролёт =1,5м. Выбираем сечение по экономической плотности тока:

,

=2091 ;

Принимаем шины коробчатого сечения 2(125556,5) с общим сечением 21370=2740 , что больше расчётного.

А>=2,42 кА.

Выбор гибкий токопровод в цепи трансформаторов ТДТН 63000/110:

Сечение алюминиевых проводов должно быть

.

Число проводов А-300 : ; принимаем 5 проводов А-300.

Несущими проводами принимаем два провода марки АС-500/27 диаметром =29,4 ;

Проверяем по допустимому току: А; А>=5100 А.

Принимаем токопровод 2АС-500/27+5А-300, расстояние между фазами 3м.

На РУСН.

Выбор сборных шин 35кВ: сечение выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах. Принимаем АС-600/72; =33,2мм; А. Фазы расположены горизонтально на расстоянии 3м.

Токоведущие части от выводов 35кВ трансформатора до сборных шин выполняем гибкими токопроводами, выбираем сечение по экономической плотности тока

=945 ;

принимаем два провода в фазе АС-500/336; =37,5мм; А. Проверяем А>=1450 А.

Проверку на электродинамическую и термическую стойкость шин не производим, т.к. токи не превышают 20кА.

На РУВН

Выбор шин 110 кВ: так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах. Принимаем АС-185/24, ,=18,9 мм;А Фазы расположены горизонтально на расстоянии между фазами 3м.

Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин выполняем гибкими токопроводами, выбираем сечение по экономической плотности тока

=300;

принимаем два провода в фазе АС-300/48; =24,1мм; А. Проверяем А>= 460 А.

Проверку на электродинамическую и термическую стойкость шин не производим, т.к. токи не превышают 20кА.

Выбор кабелей

Потребители генераторного напряжения получают питание по кабельным линиям, кабель марки ААГ, прокладывается в кабельных полуэтажах: одна жила сечением 150;

; 10=10 кВ

; ;

берём двужильный кабель сечением 2150=300

=abc=1,4611147=224 А;

А;

396/224=1,767.Принимаем два кабеля параллельных.

Итак принимаем два параллельных двухжильных кабеля марки ААГ-150.

Проведем расчет на термическую стойкость кабелей:

<.

Условие выполняется.

6. Выбор типов релейных защит

Основная задача релейной защиты состоит в обнаружении повреждённого участка и возможно быстрой выдаче управляющего сигнала на его отключение. Наиболее частыми повреждениями, ЭО станций, а также ЛЭП являются короткие замыкания (к.з.), 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 блока генератор - трансформатор

продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ - 565;

продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ - 565;

защита напряжения нулевой последовательности - от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;

газовая защита трансформатора - от замыкания внутри кожуха трансформатора;

токовая защита обратной последовательности, состоящая из двух фильтр - реле тока обратной последовательности РТФ - 2 и РТФ - 3. При этом чувствительный орган реле РТФ - 2 и РТФ - 3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле РТФ - 2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;

токовая защита с пуском по минимальному напряжению - резервная от симметричных КЗ;

защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания н землю;

максимальная токовая защита от симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;

цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;

односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени - для защиты генератора.

2. Защиты трансформаторов собственных нужд.

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 (сборные шины).

Дифзащиты от междуфазных и однофазных кз.

2) Устройство резервирования отказа выключателей

4. Защита ВЛЭП 110 кВ.

дистанционная защита

токовая защита нулевой последовательности

токовая отсечка

направленная защита с высокочастотной блокировкой

5. Защита кабельных линий 10 кВ.

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

7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

Контроль режима работы основного и вспомогательного электрооборудования на электрических станциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающих и регистрирующих). Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаться в разных цепях и разных местах: на центральном пульте управления, на главных щитах управления, на блочных щитах управления и на местных щитах.

Выбор измерительных трансформаторов тока

На генераторном напряжении:

По справочнику выбираем трансформатор тока ТШЛ-10 для внутренней установки: =10кВ; =4000А; =5А; =35кА; =3с.

Трансформатор тока ТШЛ-10 удовлетворяет условиям выбора, в том числе:=2420А <=4000А;

На среднем напряжении:

По справочнику выбираем трансформатор тока наружной установки TФЗМ35Б-I: =35кВ; =1500А; =5А и

Трансформатор тока TФЗМ35Б-I удовлетворяет условиям выбора, в том числе:=1450А <=1500А;

На высшем напряжении:

По справочнику выбираем трансформатор тока наружной установки TФЗМ110Б-I: =110кВ; =600А; =5А

Трансформатор тока TФЗМ35Б-I удовлетворяет условиям выбора, в том числе:=460<А =600А;

Выбор измерительных трансформаторов напряжения

На генераторном напряжении:

По справочнику выбираем измерительный трансформатор НОМ-10-66У2 с параметрами =10кВ ; =100В.

На среднем напряжении:

По справочнику выбираем измерительный трансформатор ЗНОМ-35-72У1 с параметрами =35кВ, =100/В.

На высшем напряжении:

По справочнику выбираем измерительный трансформатор НКФ-110-83ХЛ1 с параметрами =110кВ, =100/В.

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

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

Надёжность в работе означает малую вероятность возникновения повреждения оборудования, КЗ в РУ, локализацию повреждения, если оно возникло.

Требования экономичности предполагает возможно меньшие размеры РУ (площадь, объём зданий), капитальные затраты и сроки сооружения.

Для оперативного персонала необходимо обеспечить безопасность и удобство осмотра оборудования, произведений переключений и выполнения работ по устранению мелких неполадок, для ремонтного персонала - безопасность и удобство ремонта и замены оборудования при снятии напряжения лишь с того присоединения, которому принадлежит ремонтируемое оборудование. Требование возможности расширения означает возможность подключения к РУ новых присоединений.

РУ 35кВ и выше сооружаются открытыми. Открытыми называются РУ расположеные на открытом воздухе. Площадка ОРУ окружается от остальных территорий станции внутренним забором высотой 1,6 м - сплошным сетчатым и решётчатым. Компоновку ОРУ выбирают, исходя из схемы соединений, перспектив развития и особенностей конструкций установленных электрических аппаратов..

Основные факторы, определяющие конструкцию ОРУ:

схема электрических сооружений, уровень номинального напряжения, число и порядок подключения присоединений, возможность расширения, компановка ОРУ и его элементов.

На напряжение 110 и 35 кВ применяем открытое распределительное устройство, так как позволяют климатические условия и нет ограничения площади для размещения подстанции. На этом напряжении ОРУ обладает существенными преимуществами по сравнению с ЗРУ: меньше объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ; легче выполняются расширение и реконструкция, все аппараты доступны для наблюдения. Все сооружения на площадке подстанции размещаются таким образом, чтобы при строительстве и монтаже, а также при ремонтах оборудования можно было использовать различные передвижные и стационарные грузоподъемные устройства. Проезд по дороге возможен вдоль ряда выключателей 110-35 кВ, около трансформаторов и КРУН 6кВ. Для ревизии трансформаторов 110кВ предусматривается площадка около трансформаторов с возможностью использовать автокранов. Опоры под оборудованием выполнены из унифицированных железобетонных стоек и свай с металлическими конструкциями сверху для крепления аппаратов. На подстанции кабельные каналы к аппаратам следует выполнять раздельными, чтобы при пожарах была исключена возможность одновременной потери взаиморезервирующих КЛ.

Планировка площадки ОРУ выполняется с уклоном для отвода ливневых вод. Должны быть приняты меры для предотвращения попадания в каналы ливневых вод и почвенных вод. Полы в каналах должны иметь уклон не менее 0,5% в сторону водосборников. Кабельные каналы должны выполняться из несгораемых материалов с пределом огнестойкости 0,75ч. Покрытие каналов выполняется бетонными съемными плитами и используется как ходовая дорожка для обслуживающего персонала подстанции. Масса отдельной плиты перекрытия должна быть не более 70кг. Плита должна иметь риспособление для подъема. Плиты в местах пересечения с проездом должны быть рассчитаны на нагрузку от механизмов.

2. Закрытое распределительное устройство 10 кВ.

Комплектное распределительное устройство (КРУ) - это распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранными и готовыми к работе оборудованием поступают на место монтажа, где их устанавливают, соединяют сборные шины на стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели. КРУ безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением, закрыты металлическим кожухом.

Для питания потребителей 10кВ в данном проекте используются шкафы КРУ серии К-ХХVI с выключателем ВВЭ-10-630 У3. Шкаф КРУ состоит из металлического корпуса, внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделен на отсеки металлическими шторками. Выключатель с приводом установлен на выкатной тележке. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты, которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинным и линейным неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отсоединен от сборных шин и кабельных вводов . Когда тележка находится вне корпуса шкафа, обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта.

Заключение

По результатам составления схем выдачи мощности и технико-экономического сравнения вариантов была выбрана схема с тремя генераторами ТВC-32 У3, двумя трехобмоточными трансформаторами ТДТН-63000/110. Был произведен также выбор рабочих (ТМНС-2500/10) и пускорезервного (ТМНС-4000/10) трансформаторов собственных нужд.

По составленной принципиальной схеме станции для пяти точек был произведен расчет токов короткого замыкания и определены следующие составляющие токов короткого замыкания: периодическая составляющая тока короткого замыкания в начальный момент времени, апериодическая составляющая, ударный ток короткого замыкания, периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени . На основании произведенного расчета был произведен выбор оборудования и токоведущих частей и их проверка по условиям механической прочности, термической и динамической стойкости.

При выполнении данного курсового проекта было выбрано оборудование по рекомендуемой литературе.

электрический трансформатор релейный ток

Литература

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. М., “Энергия”, 1975.

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 по курсу “Основы проектирования электрических станций и подстанций”.

4. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., “Энергия”. 1974.

Размещено на Allbest.ru