Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Аннотация

Введение

1. Выбор структурной схемы ТЭЦ

1.1 Компоновка структурной схемы ТЭЦ

1.2 Расчет графиков нагрузок

2. Выбор числа и мощности трансформаторов

2.1 Выбор трансформатора блока

2.2 Выбор трансформатора связи

2.3 Расчет количества линий

3. Выбор схем распределительных устройств

3.1 Выбор электрических схем распределительных устройств

3.2 Выбор схемы питания собственных нужд системы

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Расчет токов короткого замыкания в точке К1

5. Выбор и проверка аппаратов и проводников

5.1 Выбор выключателей для цепей 110 кВ

5.2 Выбор разъединителей

5.3 Выбор трансформаторов тока

5.4 Выбор трансформаторов напряжения

5.5 Выбор измерительных приборов

6 Выбор конструкции распределительных устройств

Заключение

Библиографический список



Аннотация

замыкание трансформатор электрический распределительный

Целью курсового проекта является углубленное изучение вопроса по расчету электрической части ТЭЦ мощностью 360 МВт.

В данном курсовом проекте рассмотрены следующие вопросы:

Выбор главной схемы электрических соединений.

Расчет токов короткого замыкания.

Выбор электрических аппаратов.

Особенности конструкции ОРУ.



Введение

Электрическая энергия является наиболее совершенным видом энергии и используется во всех сферах и отраслях материального производства. Электрическая энергия обладает неоспоримыми преимуществами перед всеми другими видами энергии. Во-первых, ее можно передавать по проводам на огромные расстояния со сравнительно малыми потерями и удобно распределять между потребителями. Во-вторых, электрическую энергию можно преобразовать в другие виды энергии (механическую, тепловую, химическую, световую). В-третьих, это экологически чистый вид энергии: при ее преобразовании в другие виды окружающая среда не загрязняется. В-четвертых, невозможность ее складирования, поэтому она непосредственно передается от источника энергии к потребителю.

Целью курсового проекта является расчет главной электрической схемы ТЭЦ, в соответствии со следующими техническими условиями:

1. Связь с системой по ВЛ 110 кВ.

2. Выдаётся с шин: Рmах 110 = 67 МВт Рmах 35 = 42 МВт; Рmах 10 = 60 МВт; Рmin 10 = 0,8* Рmах 10

3. Коэффициент мощности: cos = 0,89.

4. Время использования максимальной нагрузки Тmax = 5900 часов.

5. Топливо - уголь

6. Мощность энергосистемы составляет Sн, с110 = 3900 МВА.

7. Сопротивление системы Хн,с*110=1,6

7. Длина линии электропередачи с энергосистемой Lлэп 110 = 30 км.

8. Потребитель: Завод по производству поликарбонатов

Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и библиографического списка. Общий объем работы составляет 38 страниц.



1. Выбор структурной схемы ТЭЦ

1.1 Компоновка структурной схемы ТЭЦ

Схема подключения проектируемой ТЭЦ к энергосистеме приведена на рисунке 1.1.

Рис. 1.1 Схема подключения проектируемой ТЭЦ к энергосистеме

С целью получения оптимального проектного решения, как правило, разрабатывается несколько вариантов структурной схемы энергоустановки и выбирают из них лучший по результатам технико-экономической оценки. Критерием выбора является минимум приведенных затрат. На рис.1.2 приведена структурная схема ТЭЦ, имеющая следующую установленную мощность:

Р_тэц1= 360 МВт.

На проектируемой ТЭЦ предусматривается использование турбоустановок мощностью 120 МВт, в состав которых входят турбогенераторы ТВФ-125 с напряжением статора 13,8 кВ, производства НПО «ЭЛСИБ» ПАО и паровые турбины Т-100/120-130 производства АО «Уральский турбинный завод».



Рис. 1.2 Структурная схема проектируемой электроустановки

1.2 Расчет графиков нагрузок

Целью данных расчетов является определение графиков перетока мощности через трансформаторы связи и графиков обменной мощности станции с энергосистемой. Первый график необходим для выбора трансформаторов связи, второй график позволяет определить необходимое число линий связи станции с энергосистемой и с потребителем.

Заданный потребитель - завод по производству поликарбонатов относится к химической промышленности. Характерные суточные графики электрических нагрузок химической промышленности приведены на рисунке 1.3 и в таблице 1.1.

Рис. 1.3 Характерные суточные графики электрических нагрузок химической промышленности

Таблица 1.1

Суточный график потребления мощности химической промышленности

t, ч	%	P, МВт	%	Q, МВАР	S, МВА
1	97	58,2	95	28,8	64,9
2	90	54	95	28,8	61,2
3	90	54	97	29,4	61,5
4	90	54	97	29,4	61,5
5	90	54	97	29,4	61,5
6	95	57	97	29,4	64,1
7	97	58,2	97	29,4	65,2
8	97	58,2	100	30,3	65,6
9	97	58,2	100	30,3	65,6
10	100	60	96	29,1	66,7
11	100	60	96	29,1	66,7
12	97	58,2	96	29,1	65,1
13	95	57	96	29,1	64,0
14	95	57	96	29,1	64,0
15	95	57	100	30,3	64,6
16	100	60	100	30,3	67,2
17	100	60	100	30,3	67,2
18	100	60	95	28,8	66,5
19	95	57	95	28,8	63,9
20	95	57	93	28,2	63,6
21	92	55,2	93	28,2	62,0
22	92	55,2	96	29,1	62,4
23	95	57	96	29,1	64,0
24	95	57	96	29,1	64,0

При расчете графиков нагрузок собственные нужды станции принимаем равным k =11% (топливо: уголь) от полной мощности генераторов:

В соответствии со структурной схемой, переток мощности между РУ в каждый момент времени определяется разностью мощностей, поступившей на шины РУ и ушедшей с этих шин:

где полная мощность генераторов, работающих на шины ГРУ- 10 кВ;

полная мощность собственных нужд генераторов ГРУ- 10 кВ;

полная мощность потребителя Р1, подключенного к шинам ГРУ-10 кВ;

полная мощность потребителя Р3, подключенного к шинам РУ-35 кВ.

Результаты расчета графиков нагрузок для схемы (рис. 1.2) приведены в таблицах 1.2 - 1.5.



Таблица 1.2

Суточные графики мощностей в нормальном режиме станции

t, ч	, МВ·А	, МВ·А	, МВ·А	, МВ·А	, МВ·А	, МВ·А
1	2	3	4	5	6	7
1	125,3	27,3	98	218,9	60,3	228,2
2	125,3	25	100,3	218,9	55,2	235,6
3	125,3	24,2	101,3	218,9	53,5	238,3
4	125,3	27,2	98,1	218,9	50,2	238,4
5	125,3	21,2	104,1	218,9	46,9	247,7
6	125,3	27,2	98,1	218,9	50,2	238,4
7	125,3	30,1	95,2	218,9	66,9	218,8
8	125,3	45,4	79,9	218,9	100,4	170
9	131,9	64,8	60,5	230,4	143,1	119,4
10	131,9	72	53,3	230,4	159	96,3
11	131,9	63,4	61,9	230,4	139,9	124
12	131,9	51,8	73,5	230,4	114,5	161
13	131,9	48,9	76,7	230,4	108,1	170,6
14	131,9	63,4	61,9	230,4	139,9	124
15	131,9	59	66,3	230,4	130,4	137,9
16	131,9	56,2	69,1	230,4	124	147,1
17	131,9	51,1	74,2	230,4	112,9	163,3
18	131,9	57,6	67,7	230,4	127,2	142,5
19	125,3	59,1	66,6	218,9	130,5	126,6
20	125,3	52,3	73	218,9	115,5	148
21	125,3	53,8	71,5	218,9	118,8	143,2
22	125,3	59,1	66,2	218,9	130,5	126,2
23	125,3	43,9	81,4	218,9	97	174,9
24	125,3	29,5	95,8	218,9	65,3	221

Рис. 1.3 Суточный график перетока мощности в нормальном режиме



Таблица 1.3

Суточные графики мощностей в ремонтном режиме ГРУ

t, ч	, МВ*А	, МВ*А	, МВ*А	, МВ*А	, МВ*А	, МВ*А
1	62,7	27,3	35,4	218,9	60,3	165,6
2	62,7	25	37,7,	218,9	55,2	173
3	62,7	24,2	38,5	218,9	53,5	175,5
4	62,7	27,2	35,5	218,9	50,2	175,8
5	62,7	21,2	41,5	218,9	46,9	185,1
6	62,7	27,2	35,5	218,9	50,2	175,8
7	62,7	30,1	32,6	218,9	66,9	156,2
8	62,7	45,4	17,3	218,9	100,4	107,4
9	66	64,8	1,2	230,4	143,1	60,1
10	66	72	-6	230,4	159	37
11	66	63,4	2,6	230,4	139,9	64,7
12	66	51,8	14,2	230,4	114,5	101,7
13	66	48,9	17,1	230,4	108,1	111
14	66	63,4	2,6	230,4	139,9	64,7
15	66	59	7	230,4	130,4	78,6
16	66	56,2	9,8	230,4	124	87,8
17	66	51,1	14,9	230,4	112,9	104
18	62,7	57,6	8,4	230,4	127,2	83,2
19	62,7	59,1	3,6	218,9	130,5	63,6
20	62,7	52,3	10,4	218,9	115,5	85,4
21	62,7	53,8	8,9	218,9	118,8	80,6
22	62,7	59,1	3,6	218,9	130,5	63,6
23	62,7	43,9	18,8	218,9	97	112,3
24	62,7	29,5	33,2	218,9	65,3	158,4

Рис. 1.4 Суточный график перетока мощности в ремонтном режиме ГРУ



Таблица 1.4

Суточные графики мощностей в ремонтном режиме ОРУ

t, ч	, МВ*А	, МВ*А	, МВ*А	, МВ*А	, МВ*А	, МВ*А
0	125,3	27,3	98	109,4	60,3	118,7
1	125,3	25	100,3	109,4	55,2	126,1
2	125,3	24,2	101,3	109,4	53,5	128,8
3	125,3	27,2	98,1	109,4	50,2	128,9
4	125,3	21,2	104,1	109,4	46,9	138,2
5	125,3	27,2	98,1	109,4	50,2	128,9
6	125,3	30,1	95,2	109,4	66,9	109,3
7	125,3	45,4	79,9	109,4	100,4	60,5
8	131,9	64,8	60,5	115,2	143,1	4,2
9	131,9	72	53,3	115,2	159	-18,9
10	131,9	63,4	61,9	115,2	139,9	8,8
11	131,9	51,8	73,5	115,2	114,5	45,8
12	131,9	48,9	76,7	115,2	108,1	55,4
13	131,9	63,4	61,9	115,2	139,9	8,8
14	131,9	59	66,3	115,2	130,4	22,7
15	131,9	56,2	69,1	115,2	124	31,9
16	131,9	51,1	74,2	115,2	112,9	48,1
17	131,9	57,6	67,7	115,2	127,2	27,3
18	125,3	59,1	66,6	109,4	130,5	16,7
19	125,3	52,3	73	109,4	115,5	38,5
20	125,3	53,8	71,5	109,4	118,8	33,7
21	125,3	59,1	66,2	109,4	130,5	16,7
22	125,3	43,9	81,4	109,4	97	69
23	125,3	29,5	95,8	109,4	65,3	111,5

Рис. 1.5 Суточный график обмена мощности в ремонтном режиме ОРУ



2. Выбор числа и мощности трансформаторов

2.1 Выбор трансформатора блока

Блок «генератор-трансформатор» не имеет поперечных электрических связей и подключается непосредственно к РУ повышенного напряжения. Поэтому условия работы трансформатора полностью определяются номинальной мощностью генератора. Так как трансформатор должен пропускать без перегрузки полную мощность генератора и напряжение его обмоток должны соответствовать, с одной стороны, напряжению ОРУ, а с другой - напряжению генератора, то блочный трансформатор выбираем по следующим условиям:

,

В соответствии с этими условиями выберем трансформаторы:

Параметры
Трансформатора ТДЦ 125000/110	ТВФ-110-2ЕУ3
Uвн = 121 кВ	Uору = 121 кВ
Uнн = 10,5 кВ	Uг.ном = 10,5 кВ
Sт.ном = 200 МВ·А	Sг.ном = 137,5 МВ·А

2.2 Выбор трансформатора связи

Графики перетока мощности в нормальном и ремонтном режимах приведены на рис. 1.3 - 1.5 и их сравнение показывает, что по максимуму мощности наиболее тяжелым является график нормального режима работы станции. Для трансформаторов допускается двукратная перегрузка, поэтому при установке двух параллельно работающих трансформаторов их номинальная мощность выбирается по условию:

,

Намечаем к установке два трансформатора связи типа 63000/110/35. Так как при параллельной работе эти трансформаторы не перегружаются, то их оценка по перегрузочной способности в этом режиме не производится. Проверяем их на перегрузочную способность при выводе одного трансформатора в ремонт (аварийный режим).

На графике перетока мощности нормального режима (рис. 3.1) наносим линию, соответствующую мощности проверяемого трансформатора (63МВА) и определяем время его перегрузки (получаем t = 22 ч). Теперь по этому графику определим следующие коэффициенты:

1) коэффициент максимальной нагрузки

2) эквивалентная (среднеквадратичная) мощность начальной нагрузки, определяемая по интервалам времени, когда :

,

коэффициент начальной нагрузки (недогрузки):

3) эквивалентная (среднеквадратичная) мощность начальной нагрузки, определяемая по интервалам времени, когда :



коэффициент перегрузки:

Таким образом, с помощью коэффициентов К1 и К2 реальный график нагрузки преобразован, в эквивалентный по тепловому износу двухступенчатый график, который и используется для оценки перегрузочной способности трансформатора. При правильном преобразовании реального графика в двухступенчатый должно соблюдаться условие:

().

Так как данное условие не соблюдается, двухступенчатый график требует коррекции, которую производим следующим образом: вместо рассчитанного значения К2 принимаем новое значение и пересчитываем реальное время перегрузки в эквивалентное:

После этого определяем допустимое значение коэффициента перегрузки по таблицам ГОСТ. Для этого используем следующие данные:

-система охлаждения трансформатора Д;

-эквивалентная годовая температура воздуха для г. Сургута ;

-время перегрузки трансформатора

-коэффициент начальной нагрузки

-коэффициент перегрузки..

Согласно данным ГОСТ предельно допустимое значение коэффициента перегрузки

Вывод: Соблюдение условия (1,3<1,4) позволяет принять для установки два трансформатора связи типа ТРДНС-63000/110/35.

2.3 Расчет количества линий

Количество цепей ЛЭП, присоединяемых к шинам станции, определяем по их пропускной способности:

- количество цепей для связи с энергосистемой определяется максимумом обменной мощности станции с системой S_обм.max и пропускной способностью одной цепи воздушной линии S_л.110 при напряжении 110 кВ.

По данным, приведенным в [13], для воздушных линий 110 кВ принимаем пропускную способность одной цепи 50 МВА.

-количество цепей для связи с потребителем определяется максимумом мощности этого потребителя:

-общее число присоединений на шины ОРУ:



3. Выбор схем распределительных устройств

3.1 Выбор электрических схем распределительных устройств

Вид схем распределительных устройств ТЭЦ определяется функциями станции в энергосистеме и ее структурной схемой.

Согласно нормам технологического проектирования тепловых электрических станций, ГРУ, как правило, выполняется с одной секционированной системой сборных шин. Число секций выбираем равным числу генераторов на ГРУ. Для ограничения токов КЗ в схему устанавливаются секционные реакторы и используются трансформаторы с расщепленной обмоткой. В качестве секционного реактора используются одинарные реакторы, первоначально выбираются в соответствии с условиями, приведенными в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Условия выбора реактора

Номинальный ток реактора	Индуктивное сопротивление реактора, %	Вид схемы ГРУ
(0,5-0,7)	8-12	Схема кольца

При конкретном проектировании схемы РУ разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей. Схема РУ определяется рядом факторов, главными из которых являются:

1. Тип ОЭС (электростанции или подстанции), его роль в энергосистеме.

2. Номинальное напряжение РУ.

3. Характеристики присоединений РУ.

В рассматриваемом случае, РУ ВН имеет 12 присоединений. Т.к. количество присоединений больше 6, то схемы многоугольников применять нельзя. На РУ ВН предусматривается использование схемы: «Трансформаторы -- шины с присоединением линий через выключатели», (4/3 с секционным выключателем).

В рассматриваемом случае РУ СН имеет 6 присоединений.

Основными условиями применения данной схемы «четырехугольник» являются:

-более двух нерезервируемых присоединений и, как следствие, необходимость их сохранения в работе при плановом отключении системы сборных шин;

-в нормальном режиме присоединения по возможности симметрично распределены между системами сборных шин, а шиносоединительный выключатель включен и выполняет секционирующие функции (режим фиксированных присоединений) или отключен по режимным соображениям, в том числе стационарному делению сети для ограничения уровней токов КЗ. При этом один из шинных разъединителей каждого присоединения включен, а другой отключен. Остальные разъединители, а также выключатели в схеме включены.

Как и у любой другой схемы РУ, схема должна иметь перспективы развития. В данном случае возможно развитие до схемы с двумя системами сборных шин и с обходной системой шин, а также до схемы с двумя секционированными системами сборных шин и с обходной системой шин.

Что касается экономических соображений, то данная схема обойдется дешевле, чем схема с обходной системой шин, что нельзя не учитывать. Основные затраты будут производиться на элегазовые выключатели, которые обойдутся дороже чем вакуумные, но надежней. По сравнению со схемой с одной секционированной системой сборных шин требует установки на каждом присоединении второго шинного разъединителя, стоимость которого составляет 15-25% стоимости выключателя.

Одним из главных минус схемы является то, что при отказе нормально включенного шиносоединительного выключателя возможно полное погашение распределительного устройства. При нормальных условиях соединения примерно поровну подключены к рабочим шинам. Через шиносоединительный выключатель течет относительно небольшой ток. Любое соединение отключается от РУ единственным выключателем. Для ремонта любого выключателя требуется отключение присоединений.

На РУ НН будем использовать одну рабочую, секционированную выключателем систему шин

Главная электрическая схема проектируемой ТЭЦ приведена на рисунке 3.1.

Рис. 3.1 Главная электрическая схема проектируемой ТЭЦ

3.2 Выбор схемы питания собственных нужд системы

Электроприемники системы собственных нужд (С.Н.) проектируемой ТЭЦ потребляют 9% вырабатываемой на станции электроэнергии. Питание электроприемников С.Н. осуществляется на напряжении 10 кВ (I-я ступень С.Н.) и 0,4 кВ (II-я ступень С.Н.).

Схемы С.Н. I-й ступени ТЭЦ отражают основную особенность станций этого типа: блочный принцип их сооружения. В состав любого моноблока ТЭЦ входит один рабочий трансформатор собственных нужд I-й ступени (ТСН I). Обмотка ВН ТСН I подключается к генераторным цепям блока. При наличии в блоке на этом напряжении генераторного выключателя ТСН I подключается между этим аппаратом и блочным трансформатором. Все трансформаторы С.Н. I-й ступени имеют РПН. При номинальной мощности генератора блока менее 160 МВт, к обмотке НН ТСН I подключается одна секция 10 кВ. Номинальная мощность ТСН I должна быть не меньше питаемой от него максимальной нагрузки.

, (3.1)

где , - максимальные полная и активная мощности С.Н. I ступени одного блока.

МВА.

Таким образом в качестве рабочего трансформатора собственных нужд I-й ступени выбираем ТМНС - 6300/10. Параметры его приведены в таблице.

Резервное питание секций 10 кВ блоков осуществляется от пускорезервных трансформаторов собственных нужд (ПРТСН). Должны быть установлены 2 ПРТСН. Один ПРТСН подключаем к РУ СН. Второй ПРТСН подключаем к обмоткам СН АТ связи с установкой отдельного выключателя. Мощность этих трансформаторов принимается на ступень больше чем у рабочих ТСН, так как и они должны обеспечивать замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск второго энергоблока.

Таким образом в качестве ПРТСН выбираем трансформаторы ТДН - 10000/110. Параметры трансформаторов приведены в таблице 2.1.

Система собственных нужд II-ой ступени ТЭЦ необходима для передачи и потребления электроэнергии на напряжении 0,4 кВ. Предполагаем, что максимальные нагрузки С.Н. II-ой ступени составляют 8% от всей мощности собственных нужд станции. Источниками питания ЭП С.Н. II-ой ступени ТЭЦ являются трансформаторы 10/0,4 кВ. Основная часть этих трансформаторов устанавливается в главном корпусе станции и обеспечивает питание потребителей конкретного блока. Помимо трансформаторов С.Н. II-ой ступени (ТСН II) главного корпуса в систему С.Н. II-ой ступени входят также трансформаторы 10/0,4 кВ, размещаемые в других местах станции. Все трансформаторы, размещаемые в главном корпусе станции и других ее помещениях, должны быть сухими.

В системе С.Н. II-ой ступени проектируемой ТЭЦ преимущественно применяем явное резервирование. Вариант неявного резервирования применяем для питания удаленных от главного корпуса ЭП. Считаем, что доля их мощности в общем потреблении на С.Н. II-ой ступени составляет 10%, а нагрузки в ОРУ и на насосной добавочной воды равны между собой. Тогда при суммарной мощности всех ЭП С.Н. I-й ступени ТЭЦ:

МВА. (3.2)

суммарная мощность ЭП С.Н. II-ой ступени ТЭЦ составит:

МВА. (3.3)

а удаленная нагрузка составит:

МВА. (3.4)

Номинальные мощности трансформаторов, работающих по схеме неявного резерва должны быть не меньше максимальной нагрузки обоих секций РУ 0,4 кВ. Максимальная мощность ЭП в ОРУ и на насосной добавочной воды:

(3.5)

Таким образом, выбираем ТМ - 63/10, параметры которого приведены в таблице 3.2.

Расчетная мощность для выбора остальных ТСН II:

МВА. (3.6)

Таким образом, в качестве рабочих ТСН II выбираем ТСЗ - 400/10. Параметры ТСЗ - 400/10 приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.2

Параметры трансформаторов собственных нужд ТЭЦ

тип трансформатора	Sном, МВА	Uном.вн, кВ	Uном.нн, кВ	Pх, кВт	Pк, кВт	Uк, %	Iх, %
ТДН-10000/110	10	115	6,6	14	58	10,5	0,9
ТДНС-10000/35	10	37	6,3	12	60	8	0,75
ТМНС-6300/10	6,3	10,5	6,3	8	46,5	8	0,8
ТСЗ-400/10	0,4	10,5	0,4	1,3	5,4	5,5	3

4. Расчет токов короткого замыкания

Расчетная схема приведена на рисунке 4.1.

Рис. 4.1 Расчетная схема

Значения базисной мощности и напряжений принимаются исходя из соображений удобства проведения расчетов. В качестве базисных величин принимаем: S_б= 10000 MBA;

Сопротивление энергосистемы:

Сопротивление ЛЭП составит:

Сопротивления генераторов определяются по формуле:

где относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси;

номинальная мощность генератора.

Результаты расчета сопротивлений генераторов приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Результаты расчета сопротивлений генераторов

Генератор	Sг.ном, МВА	x"d, о.е.	Сопротивление схемы замещения, о.е.
G1, G2 (ГРУ)	120	0,173	X4= X7	2,194
G3 (блок)	120	0,173	X9	2,194

Сопротивление двухобмоточного трансформатора блока определяется как:

где напряжение КЗ трансформатора, %;

номинальная мощность трансформатора, МВА.

Сопротивления трансформаторов связи: полное сопротивление трансформатора:

Сопротивления секционных реакторов:

Схема замещения приведена на рисунке 4.2.



Рис. 4.2 Схема замещения

В данной схеме, источниками являются генераторы станции и две энергосистемы, к которым станция подключена (подпиткой от нагрузки пренебрегаем). Каждый источник вводится в схему замещения своей сверхпереходной ЭДС, которая определяется по формуле:

где U, I, ц - величины предшествующего (нормального) режима в относительных единицах.

ЭДС генераторов ГРУ составит:



ЭДС генератора блока:

ЭДС энергосистем из-за их электрической удаленности составит:

4.1 Расчет токов короткого замыкания в точке К1

Производим последовательное преобразование исходной схемы замещения к простейшему, лучевому виду.

Суммарное сопротивление каждого из блоков составит:

Сопротивления системы и линии составит:

В связи с симметрией части схемы «ГРУ-трансформаторы связи» относительно точки К1 токи через секционные реакторы не протекают и поэтому их цепи принимаются разомкнутыми. Это позволяет объединить генераторы ГРУ в эквивалентные источники с сопротивлениями:

- для генератора G1:

Сопротивление РУ составит:

В результате произведенных преобразований, получена лучевая схема замещения (рис. 4.3) с тремя эквивалентными источниками. Ток КЗ в точке К1 будет равен сумме токов лучей.

Рис. 4.3 Упрощенная схема замещения

Ток в луче определяется следующим образом.

Сверхпереходный периодический ток в нулевой момент времени соответственно в относительных и именованных единицах:

Ударный ток определяется по формуле:

где ударный коэффициент, определяемый для характерных источников по справочникам [11,13,14]. Результаты расчетов токов короткого замыкания в точке К1 приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Результаты расчетов токов короткого замыкания

Источник	E"*	xк, о.е.	I*п0, о.е.	Iп0, кА	iу, кА	ку
Системы 1	1	1,76	0,434	2,177	4,958	1,052
Блок	1,136	6,018	0,354	1,777	4,891	1,271
Генератор РУ	1,136	5,2	0,257	1,292	3,582	1,28
Генераторы ГРУ	1,089	6,347	0,168	0,847	2,331	1,271
Полный ток	-	-	-	6,094	15,762	-



5. Выбор и проверка аппаратов и проводников

5.1 Выбор выключателей для цепей 110 кВ

Определяем цепь, в которой существует наиболее тяжелый продолжительный режим по току (этот ток примем за I_расч):

- для цепей с трансформаторами связи утяжеленным режимом является режим вынужденного отключения одного трансформатора, когда второй трансформатор принимает всю мощность перетока. При этом расчет ведется по графику перетока с большим максимумом. Наибольший максимум мощности перетока приходится на нормальный режим (19,319 МВА), поэтому:

- для линий, связывающих ТЭЦ с системами, утяжеленным считаем режим вынужденного отключения одной цепи. Ток этого режима определяется по максимуму графика обменной мощности. Согласно данным наибольший максимум обменной мощности приходится на нормальный режим (66,09МВА), поэтому:

- блоки «генератор-трансформатор» коммутируются на стороне

220 кВ и для них утяжеленным режимом является допустимая для генератора 5-процентная перегрузка:



Таким образом, среди всех цепей наиболее тяжелый токовый режим приходится на ЛЭП. Поэтому выбор выключателей ОРУ ведем по расчетному току: I_рас = 0,1 кА.

Намечаем для установки в схему выключатель по следующим условиям:

По этим условиям подходит элегазовый выключатель для наружной установки типа 200-SFMT-40SE фирмы Mitsubishi Electric, с номинальными параметрами приведенными в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Номинальные параметры выключателя 200-SFMT-40SE

Тип	Номинальное напряжение Uном, кВ	Наибольшее рабочее напряжение Uраб, кВ	Номинальный ток Iном, А	Номинальный ток отключения Iоткл, кА	Предельный сквозной ток, кА	Нормированное содержание апериадической составляющей, %	Время отключения, с	Производитель
					Электродинамической стойкости	Термической стойкости
200-SFMT-40SE	110	115	1200 (2000;	20 (31,5; 40)	102	20 (31,5; 40)	5	0,045	Mitsubishi Electric



5.2 Выбор разъединителей

Расчетные условия выбора разъединителей и выключателей совпадают.

Поэтому для цепей с напряжением 110 кВ намечаем к установке разъединитель типа РГ-110/1000 УХЛ 1, с номинальными параметрами приведенными в таблице 5.2.

Таблица 5.2

Результаты выбора разъединителей РГ-220/1000 УХЛ 1

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные разъединителя	Условие выбора	Результат проверки
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ	Uуст?Uном	удовл.
Iрас=0,1 кА	Iном=1,0 кА	Iрас?Iном	удовл.
iу=15,762кА	iдин=80 кА	iу?iдин	удовл.
Bк=519,421 кА2·с	I2т.ном·tт=4800 кА2·с	Bk?I2т.ном·tТ	удовл.

5.3 Выбор трансформаторов тока

Произведем выбор трансформаторов тока (ТТ). Выбор производится:

- по напряжению U_уст ? U_ном

- по току I_рас ? I_номТТ

-по конструкции и классу точности.

Выбираем шинный трансформатор тока для внутренней установки типа ТШЛ-10. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 11.

Таблица

Произведем выбор ТТ в цепи генератора ГРУ. Выбор производится:

- по напряжению U_тт.ном?U_уст;

- по току I_тт.ном?I_уст;

-по конструкции и классу точности.

К установке принимается шинный трансформатор тока для внутренней установки типа ТВ-110-III. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 5.3.

Таблица 5.3

Сравнение расчетных и каталожных данных ТВ-110-III

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=110 кВ	Uтт.ном=110 кВ	Uуст Uтт.ном
Iрасч=0,05 кА	Iтт.ном=1,5 кА	Iрасч?Iтт.ном
Bк=630,984 кА2·с	I2т.ном·tт=4800 кА2·с	Вк?Iт.ном2·tт

5.4 Выбор трансформаторов напряжения

К установке принимается трансформатор напряжения типа НДЕ-110-У1 (Т1, ХЛ1). Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 5.4.

Таблица 5.4

Сравнение расчетных и каталожных данных НДЕ-110-У1 (Т1, ХЛ1)

Расчетные данные	Каталожные данные
Uперв=110 кВ	Uтн.ном=110 кВ
Uвтор=100 В	Uвт.ном=100 В
Мощность SТН = 90,5 ВА	Номинальная мощность Sном. ТН = 120 ВА
Класс точности 0,2	Класс точности 0,2

5.5 Выбор измерительных приборов

Перечень, выбранных к установке измерительных приборов, приведен в таблице 5.5.

Прибор	Тип	Sобм, ВА	Кол-во приборов	Общая мощность потребления Sобм,ВА
Вольтметр	ЩП96	2,5	3	7,5
Ваттметр	ЩВ120	8	2	16
Варметр	ЩВ120	8	1	8
Датч. акт. мощн.	PRO PD32	10,0	1	10,0
Датч. реакт. мощн.	PRO Q31	10,0	1	10,0
Счетчик акт. энергии	СЭО	5	1	5
Вольтметр регистр.	И-393	10,0	1	10
Ваттметр регистр.	Н-348	10,0	1	10
Частотомер	ФЧ5034	5	2	10
Реле контроля изоляции	--	4,0	1	4
Итого	--	--	--	90,5



6. Выбор конструкции распределительных устройств

Конструкция ОРУ должна удовлетворять следующим условиям:

-обеспечивать требуемую надежность работы;

-обеспечивать безопасность и максимальное удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение;

-иметь возможность дальнейшего расширения без переделки главной схемы электрических соединений;

-максимальное использование при сооружении крупноблочных узлов промышленного изготовления.

Расстояние между токоведущими частями и до различных элементов ОРУ от них, должно соответствовать с требованиями ПУЭ [4].

Все оборудование ОРУ монтируется на железобетонных или металлических основаниях небольшой высоты, поэтому они позволяют использовать сколь угодно большие электрические устройства, чем и обусловлено их применение на высоких классах напряжений. Изготовление ОРУ не требует дополнительных затрат на строительство помещений. Применение ОРУ уменьшает стоимость и сокращает сроки сооружения подстанций. При замене и демонтаже электрооборудования ОРУ по сравнению с закрытыми более маневроспособны. Однако обслуживание ОРУ несколько сложнее, чем закрытых. Территория ОРУ должна быть ограждена, и иметь проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.

Кроме того, для наружной установки требуется более дорогое электрооборудование, способное выдержать прямые атмосферные воздействия. ОРУ не применяются в районах с сильным загрязнением воздуха, при отсутствии свободной территории, при очень низких температурах окружающей среды или в случае особых требований.

Конструкции ОРУ разнообразны и зависят от высшего и низшего напряжений, принятой схемы электрических соединений, наличия на стороне ВН выключателей или заменяющих их короткозамыкателей и отделителей и их размещения по отношению к воздушной ЛЭП и трансформатору.

Схемы ОРУ можно условно разделить на 2 группы:

-ОРУ со сборными шинами;

-ОРУ без сборных шин.

Схемы со сборными шинами применяются на генераторных подстанциях и в системообразующих сетях, реже - в питающих сетях. На ГПП промышленных предприятий и районных подстанциях обычно применяют схемы без сборных шин.

Сборные шины ОРУ могут быть гибкими, изготовленными из многопроволочных проводов или из жестких труб. Также возможно применение комбинированных конструкций, в виде совокупности жестких шин и гибкой ошиновки.

Крепление гибких шин осуществляется с помощью подвесных изоляторов на порталах. Жесткие трубы крепятся с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках. Жесткая ошиновка ОРУ позволяет отказаться от порталов и уменьшить площадь объекта.

Наиболее широкое применение в токопроводах до 110 кВ, нашли жесткие трубчатые шины и ошиновка, изготовленная из алюминиевых сплавов.

Схемы без сборных шин бывают следующих типов:

-блочная схема;

-мостиковая схема;

-схема «заход-выход»;

-схема «многоугольник».

Блочные схемы без сборных шин и связей между параллельными блоками, применяются на стороне ВН тупиковых двухтрансформаторных подстанций напряжением до 500 кВ включительно, ответвительных и проходных подстанций, присоединяемых к одной или к двум линиям, до 220 кВ включительно.

Схемы «мостик» применяются на двух- и трехтрансформаторных подстанциях, где линии или трансформаторы соединяются между собой с помощью выключателя. Данная схема применяется на стороне СН 35-220 кВ подстанций при необходимости секционирования выключателем линий или трансформаторов мощностью до 63 МВА включительно. На напряжениях 110 и 220 кВ схема мостика применяется, как правило, с ремонтной перемычкой, которая при соответствующем обосновании может не предусматриваться.

Схема «мостик» с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов используется в тех же случаях, что и блочные схемы с отделителями.

Схема «мостик» с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий может быть использована на тупиковых, ответвительных и проходных подстанциях напряжением 35-220 кВ. На тупиковых и ответвительных подстанциях ремонтная перемычка и перемычка с выключателем нормально разомкнуты. На проходных подстанциях перемычка с выключателем нормально замкнута, через нее осуществляется транзит мощности.

Схема «мостик» с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов применяется в тех же случаях, что и предыдущая схема. Особенность данной схемы в том, что при аварии в линии автоматически отключается поврежденная линия и трансформатор. При аварии на трансформаторе после автоматических переключений в работе остаются две линии и два источника питания. Так как аварийное отключение происходит сравнительно редко, более предпочтительна предыдущая схема.

Схема «четырехугольник» применяется в РУ 110-750 кВ при четырех присоединениях и необходимости секционирования транзитной линии при мощности трансформаторов от 125 МВА и более, при напряжениях 110-220 кВ и любой мощности при напряжениях 330 кВ и выше. В данной схеме со стороны линии через развилку установлены два выключателя, подключаемых к разным трансформаторам. Данная схема обладает более высокой надежностью по сравнению со схемой мостика, т.к. авария в линии или трансформаторе приводит к отключению только поврежденного элемента. Недостаток схемы - при отключении одной из линий трансформаторы получают питание по одной линии от одного источника питания.

Схемы собственных нужд (СН) ОРУ СН, как правило, запитываются от двух систем напряжения: 10 кВ и 0,4 кВ, что соответствует рабочим напряжениям трансформаторов собственных нужд первой и второй ступени трансформации.

Напряжением 10 кВ, в основном питаются асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором, используемые в качестве приводов мощных механизмов собственных нужд технологического цикла ТЭЦ: насосы, вентиляторы, транспортеры и т.д. Небольшая доля синхронных электродвигателей вращает мельницы и дробилки угля на ТЭЦ. Все перечисленные механизмы обеспечивают непрерывный технологический процесс производства электроэнергии на электростанции. Поэтому их электроснабжение осуществляется как минимум от двух источников питания - от рабочего и резервного ТСН первой ступени трансформации.

Рабочие ТСН (по одному на энергоблок) присоединяются отпайкой к генераторному токопроводу между генераторным выключателем и блочным трансформатором. Такой способ включения позволяет запитывать ТСН при отключенном генераторе от энергосистемы. Далее ввод на секцию 10 кВ осуществляется с помощью выключателя рабочего ввода В1, встроенного в комплектное распределительное устройство (КРУ).

Выключатели КРУ устанавливаются на выкатных тележках, что позволяет совместить функции выключателя и разъединителя в одном устройстве. Видимый разрыв создается за счет выкатывания тележки из шкафа КРУ, а разъединитель как таковой отсутствует.

При аварии в сети рабочего ТСН и невозможности запитывания секции 10 кВ через выключатель В1, питание к данной секции подается от магистрали резервного питания (МРП) через выключатель резервного ввода В2.

С целью постоянной готовности к переходу на резервный источник питания, напряжение на МРП присутствует и в нормальном, и в аварийном режиме. МРП может выполняться как в виде жесткого токопровода, так и гибкими кабельными линиями.



Заключение

Согласно исходным данным на курсовой проект был произведен расчет главной электрической схемы ТЭЦ. Для заданного варианта сети была выполнена оценка потребляемой активной, реактивной, и полной мощности.

Составлена главная электрическая схема ТЭЦ.

Произведен расчет токов короткого замыкания.

Выбраны силовые трансформаторы, сечения проводов ЛЭП 110 кВ, коммутационные аппараты и приборы контроля потребления энергии.



Библиографический список

1. Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ, М., СТО 56947007-2009.

2. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока напряжением 35-750 кВ, СО 153-34.47.37-2003, Москва, Энергосетьпроект -2009.

3. Общие технические требования к подстанциям 330-750 кВ нового поколения, ОАО «ФСК ЕЭС», 2004.

4. Типовые схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6-750 кВ подстанций и указания по их применению, 14198 тм-т1, Энергосетьпроект, 1993.

5. Схемы принципиальные электрические РУ подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. СТО 56947007-29.240.30.010-2008.

6. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования: РД 153-34. 0-20.257-98 / РАО ЕЭС России. М., 2001. 151с.

7. Правила устройства электроустановок. М.: издание 7, 2002. 607с.

8. Типовая инструкция по переключениям в электроустановках. М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

9. Электрическая часть станций и подстанций / под ред. А.А. Васильева. М.: Энергоатомиздат, 1990. 575с.

10. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: справ. для курсового и дипломного проектирования / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. М.: Энергоатомиздат, 1989. 605с.

11. Блок, В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей / В.М. Блок. М.: Высш. шк., 1981. 304 с.

12. Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учеб. для техникумов / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1987. 648 с.

13. Kelemen, Imecs, Vector Control System of Synchronous Machines: Synthesis. PEMC'90 proceedings of the 6th Conference on Power Electronics and Motion Control, vol. 3.

14. Facts - powerful systems for flexible power transmissions ABB Review? 1999, no.5.

15. Кочкин В.И., Нечаев О.П. Применение статических компенсаторов реактивной мощности в электрических сетях энергосистем и предприятий. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.

Размещено на Allbest.ru