| Курсовая работа "теплоэлектроцентраль ТЭЦ-520 МВт" | |
| Автор: drug | Категория: Технические науки / Электроэнергетика | Просмотров: | Комментирии: 0 | 01-01-2013 22:32 |
АННОТАЦИЯ
В данном курсовом проекте разработана теплоэлектроцентраль ТЭЦ-520 МВт. Произведен выбор структурной схемы, числа и мощности трансформаторов с тепловым расчетом. Расчет количества линий. Выбраны схемы распределительных устройств. Для выявления наиболее оптимального варианта проведено технико-экономическое сравнение двух вариантов. Разработана схема питания собственных нужд. Рассчитаны токи короткого замыкания. Выбраны выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения. Произведен выбор основных токоведущих частей, ограничителей перенапряжения, конструкции распределительных устройств.
ВВЕДЕНИЕ
Электроэнергетика - отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям.
Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики.
Энергетическая промышленность является частью топливно-энергетической промышленности и неразрывно связана с другой составляющей этого гигантского хозяйственного комплекса - топливной промышленностью, одновременно находятся у источников топливных ресурсов.
Для более экономичного, рационального и комплексного использования общего потенциала, электростанций нашей страны создана Единая энергетическая система (ЕЭС), в которой работают свыше 700 крупных электростанций, имеющих общую мощность свыше 250 млн кВт (т. е. 84% мощности всех электростанций страны). Управление ЕЭС осуществляется, из единого центра, оснащенного электронно-вычислительной техникой.
Энергосистема, - группа электростанций разных типов и мощностей, объединенная линиями электропередач и управляемая из единого центра. ЕЭС - единый объект управления, электростанции системы работают параллельно.
Объективной особенностью продукции электроэнергетики является
невозможность ее складирования или накопления, поэтому основной
задачей энергосистемы является наиболее рациональное использование продукции отрасли. Электрическая энергия, в отличие от других видов энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая конвертация значительно выгоднее прямого производства необходимого вида энергии из энергоносителя. Отрасли, зачастую не использующие электроэнергию напрямую для своих технологических процессов являются крупнейшими потребителями электроэнергии.
ЕЭС России - сложнейший автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления (ДУ). Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВт объединяют в параллельную работу 65 региональных энергосистем от западной границы до Байкала. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на Зх уровнях: межрегиональном (ИДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (Местные ДУ). Такая иерархическая структура в сочетании с противоаварийной интеллектуальной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт ЕЭС в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему.
Единая Энергосистема распределена по 7 часовым поясам и тем самым позволяет сглаживать пики нагрузки электросистемы за счет "перекачки" избыточной электроэнергии в другие районы, где ее недостает. Восточные регионы производят электроэнергии гораздо больше, чем потребляют сами. В центре же России наблюдается дефицит электроэнергии, который пока не удается покрыть за счет передачи энергии из Сибири на запад. К удобствам ЕЭС можно отнести и возможность размещения электростанции вдалеке от потребителя. Транспортировка электроэнергии обходиться во много раз дешевле, чем транспортировка газа, нефти или угля и при этом происходит мгновенно и не требует дополнительных транспортных затрат. Если бы ЕЭС не существовало, то понадобилось бы 15 млн. кВт дополнительных мощностей.
Российская энергосистема обоснованно считается одной из самых надежных в мире. За 35 лет эксплуатации системы в России в отличие от США(1965, 1977) и Канады (1989) не произошло ни одного глобального нарушения электроснабжения.
На сегодняшний день вырабатывание мощностей втрое превышает ввод новых. Может создаться такая ситуация, что как только начнется рост производства возникнет катастрофическая нехватка электроэнергии, производство которой невозможно будет нарастить еще по крайней мере в течение 4-6 лет.
Правительство пытается решить проблему с разных сторон : одновременно идет акционирование отрасли (51% акций остается у государства), привлечение иностранных инвестиций, начала внедряться подпрограмма по снижению энергоемкости производства. В качестве основных задач развития российской энергетики можно выделить следующие:
Снижение энергоемкости производства, за счет внедрения новых технологий.
Сохранение единой энергосистемы России.
Повышение коэффициента используемой мощности электростанций.
Полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые целы, возможный отказ от клиринга.
Для решения всех этих мер принята правительственная программа "Топливо и энергия". Насколько эта программа, будет выполняться, покажет время.
2. СОСТАВЛЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ
В соответствии с заданием составляем 2 варианта структурных схем станций, чтобы в дальнейшем, проведя технико-экономическое сравнение двух вариантов, выбрать наиболее лучший вариант. На рис. 2.1 и рис. 2.2 представлены структурные схемы станций.
Рис. 2.1 – Структурная схема станции (I вариант).
В первом варианте проектируемой станции устанавливаем три генератора, мощностью 32 МВт каждый, работающие на шины генераторного напряжения. Также устанавливаем два блока генератор-трансформатор с мощностью генераторов по 220 МВт каждый, которые работают на шину высокого напряжения 220 кВ.
Связь между распределительными устройствами различных напряжений происходят через трёхобмоточные трансформаторы.
Рис. 2.2 – Структурная схема станции (II вариант).
Во втором варианте проектируемой станции устанавливаем два генератора, мощностью 63 МВт каждый, работающие на шины генераторного напряжения. И устанавливаем два блока генератор-трансформатор мощностью генераторов по 200 МВт, которые работают на шину высокого напряжения 220 кВ.
Связь между распределительными устройствами различных напряжений происходит также как и в первом варианте через два параллельно работающих трансформатора имеющих РПН.
3. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
3.1 Выбор генераторов
Генераторы на 63МВт и 200 МВт выбираем серии Т3В : Т3В – 63 – 2 и Т3В – 200 – 2. Серия турбогенераторов Т3В с полным водяным охлаждением взрыво- и пожаробезопасна, так как не содержит масла и водорода. Внутренний объем генератора заполнен под небольшим избыточным давлением воздухом , циркулирующим через осушительную установку. Основной особенностью этой серии является «самонапорная» система охлаждения ротора, которая позволяет существенно снизить давление циркулирующей в роторе воды. Это исключает разгерметизацию ротора, а следовательно, повышает надежность работы.
Генераторы на 32 МВт и 220 МВт выбираем серии ТФ: ТФ-32-2; ТФ-220-2. Исполнение турбогенераторов - закрытое. Циркуляция воздуха по замкнутому контуру обеспечивается вентиляторами, установленными на валу ротора. Охлаждение обмотки ротора у турбогенераторов серии ТФ непосредственное
Тип генератора РНГ SНГ cos φ UHC, кВ IHC, кА X’’d Система возбуждения Цена, тыс.
руб.
ТФ-32-2 32 40 0,8 10,5 2,2 0,153 Бесщеточная 3200
ТЗВ-63-2 63 78,8 0,8 10,5 4,33 0,153 Статич. Тирис- торная самовоз-буждения 5200
ТФ-220-2 220 258,8 0,85 15,75 9,48 0,2 Статич. Тирис- торная самовоз-буждения 19000
Т3В-200-2 200 235,3 0,85 15,75 8,62 0,180 Тиристорная статическая 16000
Таблица 1 Технические данные генераторов
3.2 Выбор блочных трансформаторов
Блочный трансформатор работает в блоке с генератором, тем самым выдаёт электрическую мощность на повышенное напряжение.
Для выбора блочных трансформаторов необходимо соблюдать условия:
UBH ≥ UPУ
UHH ≥ UНГ
SНГ ≥ ST
Мощность блочных трансформаторов определяется по мощности генератора за вычетом мощности собственных нужд.
S_(бл.тр.)=S_НГ-S_СН=√((P_НГ-Р_СН )^2+(Q_НГ-Q_СН )^2 )
где: PНГ и QНГ – активная и реактивная мощность генератора,
PСН и QСН – активная и реактивная мощность собственных нужд.
Для генератора ТФ-160-2
P_СН=(n∙P_НГ)/100=(8∙220)/100=17,6 МВт
Q_HГ=P_НГ∙√(1-〖cos〗^2 φ)/cosφ=220∙0,6/0,8=165 МВАр
〖 Q〗_СН=(n∙Q_НГ)/100=(8∙165)/100=13,2 МВАр
Так как топливом является уголь, и тип турбины с отбором и конденсацией, то n = 8.
S_(бл.тр.)=√((220-17,6)^2+(165-13,2)^2 )=243 МВА
По заданным условиям подходит трансформатор типа: ТДЦ250000/220
242кВ > 220кВ
11 кВ = 10,5 кВ
250 МВА > 243 МВА
Для генератора ТЗВ-200-2
P_СН=(n∙P_НГ)/100=(8∙200)/100=16 МВт
Q_HГ=P_НГ∙√(1-〖cos〗^2 φ)/cosφ=200∙0,6/0,8=150 МВАр
〖 Q〗_СН=(n∙Q_НГ)/100=(8∙150)/100=12 МВАр
S_(бл.тр.)=√((200-16)^2+(150-12)^2 )=233,6 МВА
По заданным условиям подходит трансформатор типа: ТДЦ250000/220
242кВ > 220кВ
11 кВ = 10,5 кВ
250 МВА > 233,6 МВА
3.3 Выбор трансформаторов связи
Согласно НТП на ТЭЦ должно устанавливаться два параллельно работающих трансформатора связи с РПН имеющих мощность, достаточную для выдачи в энергосистему избыточной мощности с шин ГРУ в период минимума нагрузок.
Выбор трёхобмоточных трансформаторов связи. При выборе трёхобмоточных трансформаторов связи необходимо соблюдать следующие условия:
UВНТ ≥ UРУВН
UCНТ ≥ UРУСН
UННТ ≥ UГРУ
SНТ ≥ ST
Определяем суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ для I варианта:
∑▒〖P_СНГРУ= (n∙∑▒P_НГГРУ )/100〗=(8∙3∙32)/100=7,68 МВт,
где ∑▒〖Р_НГГРУ-〗 суммарная активная мощность генераторов работающих на ГРУ, МВт.
Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины:
∑▒〖Q_НГГРУ=∑▒〖P_НГГРУ∙√(1-〖cos〗^2 φ)/cosφ=32∙3∙0,6/0,8=72 МВАр,〗〗
Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ
∑▒〖Q_СНГРУ= (n∙∑▒Q_НГГРУ )/100〗=(8∙72)/100=5,76 МВАр,
Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шинГРУ РТТГРУ и QТТГРУ:
По условию PminГРУ = 0,88 – PmaxГРУ = 0,88 – 35 = 30,8 МВт, также коэффициент мощности cosφ = 0,86.
Q_minГРУ=P_minГРУ∙√(1-〖0,86〗^2 )/0,86=30,8∙0,59=18,17 МВАр,
Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы SТ :
S_T=√((∑▒P_НГГРУ-∑▒〖P_СНГРУ-P_minГРУ 〗)^2+(∑▒Q_НГГРУ-∑▒〖Q_СНГРУ-Q_minГРУ 〗)^2 )/2=
=√((3∙32-7,68-30,8)^2+(72-5,76-18,17)^2 )/2=37,5 МВА,
Выберем трансформатор типа: АТДЦТН-63000/220
230кВ > 220 кВ,
121 кВ > 110 кВ,
11 кВ = 10,5 кВ,
63 МВА > 37,5 МВА.
Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:
1) Автоматическое отключение одного из параллельно работающих трансформаторов с 40% перегрузкой второго и максимального потребления с шин ГРУ:
1,4 S НТ > SТ
Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин
ГРУ:
Q_maxГРУ=P_maxГРУ∙√(1-〖0,86〗^2 )/0,86=35∙0,59=20,65 МВАр,
Определяем нагрузку на трансформатор SТ:
S_T=√((∑▒P_НГГРУ-∑▒〖P_СНГРУ-P_maxГРУ 〗)^2+(∑▒Q_НГГРУ-∑▒〖Q_СНГРУ-Q_maxГРУ 〗)^2 )=
=√((3∙32-7,68-35)^2+(72-5,76-20,65)^2 )=70 МВА,
1,4 – 63 МВА = 88,2 МВА > 70 МВА.
Трансформатор по первому аварийному режиму подходит.
2) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальном потреблении с шин ГРУ и РУСН: 2S >Sт
Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине:
∑▒〖Р_(НГГРУ(n-1))=∑▒〖Р_НГГРУ-Р_НГ63=108-36=72 МВт,〗〗
∑▒〖Q_(НГГРУ(n-1))=∑▒〖Q_НГГРУ-Q_НГ63=81-27=54 МВт,〗〗
S_T=√((∑▒P_(НГГРУ(n-1))-∑▒〖P_СНГРУ-P_maxГРУ 〗-P_minCH )^2+(∑▒Q_(НГГРУ(n-1))-∑▒〖Q_СНГРУ-Q_maxГРУ 〗-Q_minCH )^2 )=
=√((64-7,68-35-131,2)^2+(48-5,76-20,65-77,4)^2 )=123,2МВА,
2 – 63 МВА > 123,2 МВА
Трансформатор по второму аварийному режиму подходит.
Определяем суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ для II варианта:
∑▒〖P_СНГРУ= (n∙∑▒P_НГГРУ )/100〗=(8∙2∙63)/100=10,1 МВт,
где ∑▒〖Р_НГГРУ-〗 суммарная активная мощность генераторов работающих на ГРУ, МВт.
Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины:
∑▒〖Q_НГГРУ=∑▒〖P_НГГРУ∙√(1-〖cos〗^2 φ)/cosφ=63∙2∙0,6/0,8=94,5 МВАр,〗〗
Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ
∑▒〖Q_СНГРУ= (n∙∑▒Q_НГГРУ )/100〗=(8∙94,5)/100=7,56 МВАр,
Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шинГРУ РТТГРУ и QТТГРУ:
По условию PminГРУ = 0,88 – PmaxГРУ = 0,88 – 35 = 30,8 МВт, также коэффициент мощности cosφ = 0,86.
Q_minГРУ=P_minГРУ∙√(1-〖0,86〗^2 )/0,86=30,8∙0,59=18,17 МВАр,
Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы SТ :
S_T=√((∑▒P_НГГРУ-∑▒〖P_СНГРУ-P_minГРУ 〗)^2+(∑▒Q_НГГРУ-∑▒〖Q_СНГРУ-Q_minГРУ 〗)^2 )/2=
=√((2∙63-10,1-30,8)^2+(94,5-7,56-18,17)^2 )/2=54,7 МВА,
Выберем трансформатор типа: АТДЦТН-125000/220
230 кВ > 220 кВ
121 кВ > 110 кВ
11 кВ = 10,5 кВ
125 МВА > 54,7 МВА
Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:
1) Автоматическое отключение одного из параллельно работающих трансформаторов с 40% перегрузкой второго и максимального потребления с шин ГРУ:
1,4 S НТ > SТ
Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин
ГРУ:
Q_maxГРУ=P_maxГРУ∙√(1-〖0,86〗^2 )/0,86=35∙0,59=20,65 МВАр,
Определяем нагрузку на трансформатор SТ:
S_T=√((∑▒P_НГГРУ-∑▒〖P_СНГРУ-P_maxГРУ 〗)^2+(∑▒Q_НГГРУ-∑▒〖Q_СНГРУ-Q_maxГРУ 〗)^2 )=
=√((2∙63-10,1-35)^2+(94,5-7,56-20,65)^2 )=104,6 МВА,
1,4 – 125 МВА = 175 МВА > 104,6 МВА.
Трансформатор по первому аварийному режиму подходит.
2) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальном потреблении с шин ГРУ и минимальным с РУСН: 2S >Sт
Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине:
∑▒〖Р_(НГГРУ(n-1))=∑▒〖Р_НГГРУ-Р_НГ63=126-63=63 МВт,〗〗
∑▒〖Q_(НГГРУ(n-1))=∑▒〖Q_НГГРУ-Q_НГ63=94,5-47,25=47,25 МВт,〗〗
S_T=√((∑▒P_(НГГРУ(n-1))-∑▒〖P_СНГРУ-P_maxГРУ 〗-P_minCH )^2+(∑▒Q_(НГГРУ(n-1))-∑▒〖Q_СНГРУ-Q_maxГРУ 〗-Q_minCH )^2 )=
=√((63-10,1-35-131,2)^2+(47,25-7,56-20,65-77,4)^2 )=127,5 МВА,
2 – 125 МВА > 127,5 МВА
Трансформатор по второму аварийному режиму подходит.
Тип
трансф. Sнт,
МВА Uн, кВ Потери, кВт Uкз , % Цена
тыс.р
ВН СН НН Рхх
Ркз
вн-сн сн-нн нн-вн
ТДЦ-250/220 250 242 - 13,8 240 650 - 11 - 6000
АТДЦТН-63/220 63 230 121 11 45 290 11 35,7 21,9 2040
АТДЦТН-125/220 125 230 121 11 65 350 11 45 28 3740
Таблица 2.2 Технические данные трансформаторов
3.4 Проверки трансформаторов по допустимому нагреву и износу изоляции.
Чтобы проверить трансформаторы по допустимому нагреву и износу изоляции, воспользуемся специальной программой, она позволяет:
рассчитать относительный годовой износ изоляции исходя из изменения температуры наиболее нагретой точки трансформатора в течение суток и года;
наглядно представить изменение температуры масла и обмотки в течение суток, как в табличном виде, так и в виде графика;
рассчитать возможные максимальные температуры в течение года с учётом изменений температуры окружающей среды зимой и летом, а также с учётом изменения нагрузки на трансформатор в зимний и летний период;
учитывать тепловые характеристики различных по мощности трансформаторов с различными системами охлаждения.
Для работы с программой необходимо определить следующие данные:
число фаз, вид охлаждения, мощность и номинальное напряжение проверяемого трансформатора;
номинальная температура наиболее нагретой точки, при которой относительный износ изоляции трансформатора равен единице;
эквивалентные и максимальные температуры охлаждающей среды для зимнего и летнего периода;
параметры эквивалентных двухступенчатых графиков нагрузки трансформатора в относительных единицах для зимнего и летнего периода.
Для работы с программой необходимо определить температурные данные. Одним из наиболее значимых параметров из этих данных является номинальная температура наиболее нагретой точки обмотки трансформатора, при которой относительный износ изоляции трансформатора равен единице. Для трансформаторов, соответствующим требованиям стандарта (ГОСТ 11677-85), эта температура принимается равной 98С.
Для курсового проектирования максимальные значения температуры охлаждающей среды принимаются на 20% выше эквивалентных значений, которые определяются в соответствии со стандартом (ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91))
Таблица 3.3 Эквивалентные и максимальные температуры охлаждающей среды
Зимняя, С Летняя, С
Эквивалентная -13,1 18,3
Максимальная -5,0 27,5
Полученные в соответствии с заданием графики нагрузки, должны быть преобразованы в эквивалентные двухступенчатые графики нагрузки для зимнего и летнего периодов.
Рисунок 3.1. Параметры эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки: а) зимой и б) летом.
На основании графиков представленных на рисунке 3.1, в таблице 3.4 представлены параметры эквивалентных двухступенчатых графиков нагрузки, которые необходимы для ввода в программу.
Таблица 3.4 Параметры эквивалентных двухступенчатых графиков нагрузки
Зимний период Летний период
К1 0,7 0,9
К2 1,1 1,2
Продолжительность перегрузки h, час 6 6
Начало перегрузки, час 12 12
Продолжительность периода, дней 184 181
.
3.5 Работа с программой
После запуска программы в появившемся окне во вкладке «Данные по трансформатору» вводим все необходимые данные трансформатора ТДЦ-200/110.
Рисунок 3.2 Ввод данных трансформатора
Далее переходим на следующую вкладку «Температурные данные», где необходимо ввести эквивалентную и максимальную температуры окружающей среды зимой и летом
Рисунок 3.3 Ввод температурных данных
В данном окне программы при необходимости можно перейти в режим корректировки температурных ограничений. Для этого с помощью кнопки «Температурные ограничения» выводится окно с настройками о максимально допустимых температурах нагрева для различных видов трансформаторов. По умолчанию здесь приняты значения в соответствии со стандартом (ГОСТ 14209-97).
Следующая вкладка позволяет перейти в режим ввода данных параметров эквивалентных относительных графиков нагрузки, в соответствии с данными представленными. Для этого с помощью кнопки «Данные о нагрузке» необходимо перейти на последнюю вкладку и ввести ранее рассчитанные параметры эквивалентных двухступенчатых графиков нагрузки трансформатора. Под началом перегрузки подразумевается момент времени, когда нагрузка увеличивается с К1 до К2. Также здесь необходимо ввести количество дней в году для данного времени года.
Рисунок 3.4 Ввод данных по нагрузке.
Далее программа позволяет произвести расчёт относительного годового износа изоляции трансформатора исходя из изменения температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора в течение суток и года на основании введённых данных. Для этого необходимо нажать на кнопку «Расчёт». В результате на экране появится окно отчёта, где будет отображена основная информация: тип трансформатора, общий износ за год, максимальная температура масла в течение года, максимальная температура наиболее нагретой точки в течение года. По введённым ранее данным, программа автоматически может выдать сообщение о недопустимом превышении каких-либо параметров. В этом случае необходимо выбрать другой трансформатор и пересчитать для него относительный график нагрузки либо принять данный трансформатор с соответствующим обоснованием.
Таблица 3.5. Отчет
ТДЦ-250/220 АТДЦТН-63/220 АТДЦТН-125/220
Тип трансформатора Большой мощности ON Средней мощности ON Средней мощности ON
Относительный износ за год 0,984 0,984 0,984
Максимальная температура за год 94,517 94,517 94,517
Максимальная температура наиболее нагретой точки за год 129,32 129,32 129,32
Рисунок 3.5 – График за зимний период
Рисунок 3.6 – График за летний период
РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ЛИНИЙ
Расчет количества линий на высокое напряжение
Определяем количество отходящих линий по формуле:
n_лин=(∑▒〖P_НГ-∑▒〖P_СН-∑▒P_min 〗〗)/P_1л ,
где ∑▒〖Р_НГ-〗 установленная мощность на станции:
∑▒〖Р_СН-〗 суммарная мощность собственных нужд станции;
Для I варианта:
n_лин=(526-(8∙526)/100-30,8)/145=3,12
Принимаем количество линий равное четырем. Количество тупиковых линий равно нулю.
Для II варианта:
n_лин=(536-(8∙536)/100-30,8)/145=3,18
Принимаем количество линий равное четырем. Количество тупиковых линий равно нулю.
4.2 Расчёт количества линий на среднее напряжение
n_лин=P_max/P_1л =160/40=4
где Рmax - максимальная активная мощность потребляемая с шин среднего напряжения, МВт.
Принимаем количество линий равное четырем.
Расчет количества линий на низкое напряжение
n_лин=P_max/P_1л =35/2,5=14
где Рmax - максимальная активная мощность потребляемая с шин низкого напряжения, МВт.
Принимаем количество линий равное восемнадцати.
ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Для РУВН-220 кВ выбираем схему с двумя рабочими секционированными выключателями, и обходной системами шин с двумя обходными и с двумя шиносоединительными выключателями. Эта схема применяется при числе присоединений 8 и более, в данном случае на РУ-220кВ 8 присоединений (2 блочных трансформатора, 2 автотрансформатора и 4 системных линий) для обоих вариантов.
Секции шин соединены между собой нормально включенными (для выравнивания потенциалов по секциям шин) секционными выключателями.
На РУСН-110 кВ применяем одну секционированную систему шин, в нормальном режиме секционный выключатель включён и выравнивает потенциалы по секциям шин. Недостаток этой схемы состоит в том, что при выводе в ремонт или коротком замыкании на одной из секций шин отключится часть потребителей количество присоединений равно 6-ти (4-ре линии, 2-а трансформатора связи). Присоединения фиксированные.
На генераторное распределительное устройство применим одну секционированную системную сборных шин. Шины ГРУ секционируются по количеству генераторов, секционный выключатель нормально включён для выравнивания потенциалов по секциям шин. Для ограничения токов короткого замыкания на шинах в цепи секционного выключателя применяются секционные реакторы, в цепи секционного реактора предусматривается шунтирующий разъединитель, который закорачивает один из секционных реакторов в режиме вывода в ремонт одного из генераторов, чтобы уменьшить посадку напряжения на секционном реакторе. Питающие потребитель линии запитываются с шин ГРУ через групповые реакторы, они предусмотрены для:
- ограничения тока короткого замыкания в линии с целью установки малогабаритных вакуумных выключателей встроенных в КРУ;
- поддержание напряжения на шинах в пределах 65% от номинального напряжения при коротком замыкании в линии; - уменьшение габаритов ГРУ за счёт уменьшения количества присоединений к шинам.
5.1 Схема для I варианта
Рисунок 5.1 Схема распределительных устройств (I вариант).
5.2 Схема для II варианта
Рисунок 5.2 Схема распределительных устройств (II вариант).
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ
Перетоки мощностей
Рисунок 6.1 Перетоки мощностей (I вариант).
Рисунок 6.2 Перетоки мощностей (II вариант).
6.2 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат
Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу, в которую вносятся только те элементы на которые варианты различаются.
Таблица 6.1 - Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам
Наименование и тип соединения Стоимость единицы
тыс.руб I Вариант II Вариант
Количество штук Суммарная стоимость Количество штук Суммарная стоимость
ТФ-32-2 3200 3 9600 -
ТФ-220-2 19000 2 38000 -
ТЗВ-63-2 5200 - 2 10400
ТЗВ-200-2 16000 - 2 32000
АТДЦТН-80/110 3740 - 2 7480
АТДЦТН-63/110 2040 2 4080
Секционный выключатель с реактором РБГ-10 630 1 630 -
Реактор сдвоенный РБС-2*1600-0,25 295 1 295 -
Ячейка 10кВ 420 1 420 -
Итого 53025 49880
6.3 Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах ∆W для I варианта
∆W_1=∆P_xx∙t+∆P_кз (S_max/S_ном )^2∙τ,
где ∆Pxx - потери на холостом ходу в трансформаторе, кВт; t – число часов работы трансформатора в году, ч; ∆Pкз - потери при коротком замыкании в трансформаторе, кВт; Smax - мощность проходящая через трансформатор, МВА; Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА; τ - число часов максимальных потерь, зависит от числа часов использования максимума нагрузки, для cosφ = 0,87.
Потери в трансформаторе ТДЦ-200000/110
∆W_250=240∙8000+650(243/250)^2∙3000=3760000 кВт ч,
∆W_63=45∙8760+0,5∙215((〖58〗^2+〖92,9〗^2+〖34,9〗^2)/〖63〗^2 )^ ∙3000=980000 кВт ч,
Так как трансформаторов по два, то:
∆W = 2∙∆W_250+ 2∙∆W_63=9480000кВт ч,
Определим эксплуатационные затраты C, тыс.руб:
C - стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах, тыс.руб/кВт∙ч:
,
где - стоимость одного кВт∙ч (2 руб/кВт∙ч)
С_1=2∙9480000=18960 тыс.руб / кВт ч,
С2 + С3 - расходы на ремонт, амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат, тыс.руб.
С2 + С3 = 0,09 53025 = 4770 тыс.руб,
С = С1 + С2 + С3 = 18960 + 4770 = 23730
Подсчитаем затраты по варианту З1, тыс.руб.
ЗI = Рн К + С,
где Рн = 0,12 – нормативный коэффициент эффективности,
ЗI = 0,12 53025 + 23730 = 30000 тыс.руб
6.4 Расчет для II варианта
∆W_250=240∙8000+650(233,6/250)^2∙3000=3620000 кВт ч,
∆W_125=65∙8760+0,5∙350((〖40,7〗^2+〖92,9〗^2+〖52,2〗^2)/〖125〗^2 )^ ∙3000=933000 кВт ч,
Так как трансформаторов по два, то:
∆W = 2∙∆W_250+ 2∙∆W_125=9106000кВт ч,
С_1=2∙9106=18212 тыс.руб / кВт ч,
С2 + С3 = 0,09 49880 = 4490 тыс.руб
С = С1 + С2 + С3 = 18212 + 4490 = 22700 тыс.руб
ЗII = 0,12 49880 + 22700 = 28700 тыс.руб
6.5 Сравним варианты
(З_II-З_I)/З_II ∙100%= (30000-28700)/30000=4,3 %
Разница между вариантами составляет 4,3%. Дальнейшие расчеты будем производить только для первого варианта структурных схем.
СХЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Для обеспечения технологического процесса работы станции необходимо запитывать потребителей собственных нужд: электродвигатели, освещение, отопление и так далее. Для этого на станции сооружается два РУ собственных нужд:6 кВ и 0,4 кВ.
На ТЭЦ можно выделить блочную и неблочную часть.
Согласно НТП питание собственных нужд в блочной части осуществляется отпайкой с выводов генератора, через понижающие трансформаторы.
Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям:
1)
2)
3)
Для генератора ТФ-125-2 принимаем трансформатор типа: ТДНС – 16000/10
1) 10,5 кВ = 10,5 кВ
2) 6,3 кВ = 6,3 кВ
3) 16 МВА > 14,43 МВА
Для генератора ТФ-50-2 принимаем трансформатор типа: ТДНС – 10000/10
1) 10,5 кВ = 10,5 кВ
2) 6,3 кВ = 6,3 кВ
3) 10 МВА > 5,77 МВА
Питание рабочих секций собственных нужд в неблочной части выполняется с шин ГРУ, причем с одной секции шин ГРУ можно запитывать не более 2-х рабочих секций собственных нужд. Количество рабочих секций собственных нужд в неблочной части определяется количеством котлов. На ГРУ в проектируемой станции предусматривается два котла. Один котел запитывается с первой секции ГРУ и один со второй. Питание на резервную магистраль подается от резервного источника. На данной электростанции питание на резервную магистраль подается через пуско – резервный трансформатор собственных нужд с низкой обмотки трансформатора связи до выключателя. При этом предусматривается полусекция собственных нужд.
Трансформаторы собственных нужд в неблочной части выбираются по условиям:
1)
2)
3)
Определим мощность проходящую через трансформатор собственных нужд , МВА.
,
где n – количество рабочих секций к - количество секций СН запитываемых с одной секции ГРУ
Для первой и второй секции шин ГРУ подходит трансформатор типа:
ТДНС-10000/35
10,5 кВ=10,5 кВ
6,3 кВ=6,3 кВ
10 МВА > 7,3 МВА
Так же на ТЭЦ предусматривается резервные ТСН, которые должны быть такими же как и самый мощный рабочий включая блочную часть.
Принимаем резервные ТСН: ТДНС – 16000
Резервный трансформатор подключаем к низкой обмотки трансформатора связи до выключателя.
В цепи резервного трансформатора со стороны шин предусматривается выключатель
Рисунок 7.1 Схема собственных нужд
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Рисунок 8.1 Расчетная схема
8.1 Расчетная схема
Прежде чем рассчитывать токи короткого замыкания необходимо выбрать секционный реактор, установленный на ГРУ для ограничения токов короткого замыкания.
Секционный реактор выбирается по условиям:
1)
2)
Рассчитаем номинальный ток цепи , кА.
,
где - номинальный ток генератора, кА. Берется из паспортных данных.
кА
По заданным условиям подходит реактор типа:
РБГ 10-2500-0,20У3
1) 10 кВ=10 кВ 2) 2,5 кА > 2,165 кА Расчет токов короткого замыкания производится для выбора установок защиты и проверки оборудования на термическую и динамическую устойчивость. Для упрощения расчетов применяются следующие допущения:
- не учитывают насыщения сердечника трансформатора;
- не учитывают ток намагничивания трансформатора;
- пренебрегают активным сопротивлением цепи, так как оно мало по сравнению с индуктивным;
- считают трехфазную систему идеально симметричной.
Эти допущения делают погрешность в расчетах в 10 в сторону увеличения токов короткого замыкания. В практических расчетах необходимо определять следующие токи:
In,o- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент возникновения короткого замыкания- определяется для проверки оборудования на термическую устойчивость. iуд - ударный ток- определяется для проверки оборудования на электродинамическую устойчивость. In,τ и iа,τ - соответственно периодическая и апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент отключения или в момент разведения контактов выключателя. Расчет производится в относительных единицах. Для этого принимают Sб=1000 мВ•А.
Рисунок 8.2 Схема замещения
8.2 Схема замещения
Схема замещения составляется по расчетной схеме.
Каждый элемент расчетной схемы показывается в виде сопротивления, все источники, то есть генераторы и энергосистема показывается с точкой на конце, либо значком «электрическая машина». На схеме замещения каждое сопротивление нумеруется, числитель – порядковый номер, а знаменатель – числовое значение.
При расчете токов короткого замыкания тупиковые линии не учитываются, учитываются сопротивления только системных линий.
8.3 Расчет сопротивлений
Расчет производится в относительных единицах.
Базисную мощность принимаем равной 1000 МВА. Рассчитаем сопротивление энергосистемы:
X_1=X_HC∙S_б/S_HC ,
где - сопротивление энергосистемы. - базисная мощность. - мощность энергосистемы. Х_1=1,4∙1000/4500=0,31; Х_2=1,4∙1000/2500=0,56
Рассчитаем сопротивление линий:
X_3=X_4=X_5=X_6=X_уд∙L∙S_б/(U_ср^2 )
X_7=X_8=X_9=X_10=X_уд∙L∙S_б/(U_ср^2 )
где Xуд [Ом/км] - удельное сопротивление 1км линии; L- длина ЛЭП, км. Ucp - ближайшее большое напряжение по ряду средних напряжений, кВ.
X_3=0,4∙55∙1000/〖221〗^2 =0,45;〖 X〗_7=0,4∙25∙1000/〖115〗^2 =0,756
Рассчитаем сопротивление блочного трансформатора:
X_11=X_13=(X_T%)/(100%)∙S_б/S_HT
где XT% - индуктивное сопротивление обмоток трансформатора. Паспортные данные.
XT% = Uк = 10,5 кВ
X_11=X_13=11/100∙1000/250=0,44
Рассчитаем сопротивление блочного генератора:
X_12=X_14=〖X"〗_d∙S_б/S_НГ ,
где X”d - сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси. Берется из паспортных данных генератора.
X_12=X_14=0,2∙1000/258,8=0,77,
Рассчитываем сопротивления автотрансформаторов связи:
,
где , , - процентные напряжения
,
,
Так как на ТЭЦ низкая обмотка трехобмоточного трансформатора должна обращаться в ноль, поменяем местами и , получается ;
Воспользовавшись формулой для расчета сопротивления блочного трансформатора найдем сопротивления высокой и средней обмотки:
Рассчитаем сопротивление реактора:
,
где - номинальное сопротивление реактора, Ом, указывается в типе реактора.
Рассчитаем сопротивление генераторов на ГРУ :
8.4 Расчет точки К-1
Отбрасываем сопротивления X17 и X19, так как они равны нулю.
Объединяем сопротивления всех линий в одну, складывая их параллельно.
Отбрасываем сопротивления X16 и X20, так как через них ток в точку короткого замыкания не течет, потому что они находятся между точками с равным потенциалом.
X_30=X_15 ||X_18=X_15/2=1,4/2=0,7
X_31=X_23 ||X_25=X_23/2=3,82/2=1,91
X_32=X_21 ||X_22=X_21/2=1,814/2=0,9
X_33=X_16 ||X_20=X_21/2=0.9/2=0,45
X34 = X28+X33 = 0,75+0,45 = 1,2
X35 = (X24+X32)||X31 = 1,36
X_38=X_27 ||X_36=0,36 – т.к. являются источниками бесконечной мощности.
Рисунок 8.3 Преобразования схемы относительно точки К-1
8.5 Расчет токов короткого замыкания для точки К-1
8.5.1Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ, IП0 (t=0)
Определим базисный ток IБ:
,
где SБ-базисная мощность, UСР,КЗ- напряжение на той ступени, где произошло КЗ.
Рассчитаем IП0 энергосистемы и генераторов:
,
где ЕX” – сверхпереходное ЭДС источника. Для системы ЕX”=1. XРЕЗ – результирующее сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ.
,
где U0, I0 – фазные напряжение и ток статора синхронного генератора, Xd”- сверхпереходное сопротивление генератора.
8.5.2Расчет ударного тока, iУД
,
где КУД – ударный коэффициент.
,
8.5.3 Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени
где , момент разведения контактов выключателя, Та -постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
8.5.4Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент времени
Так как система является источником бесконечной мощности, то
Для остальных генерирующих ветвей нужно сначала определить источником какой мощности они являются. Для этого определим номинальный ток:
Определим соотношение
Значит, генератор G1 является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению для определим коэффициент К:
Для генераторов G2,G3,G4:
Значит это источник ограниченной мощности.
Таблица 8.1-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-1
13,12 34 13,5 12,37
8.6 Преобразование схемы для точки К-2
Рисунок 8.4- Преобразования схемы относительно точки К-2
Так как источник G1G2 подпитывает точку КЗ через два трансформатора, то считаем, что он является источником бесконечной мощности, поэтому:
X39 = X42 || X43 || X28 = 1,17
Таблица 8.2 - Суммарные токи короткого замыкания для точки К-2
6,98 19,36 7,21 6,8
8.7 Преобразование схемы для точки К-3
Рисунок 8.5- Преобразования схемы относительно точки К-3
X42 = X40 || X41|| (X33 + X28) = 1,53
X43 = X31 + X32 = 2,81
Таблица 8.3 - Суммарные токи короткого замыкания для точки К-3
73,65 181,9 72,92 70,32
8.8 Преобразование схемы для точки К-4
Рисунок 8.6- Преобразования схемы относительно точки К-4
Таблица 8.4 - Суммарные токи короткого замыкания для точки К-4.
160,35 49,9 170,7 150,24
8.9 Преобразование схемы для точки К-5
При КЗ в точке К-5 двигатели подключенные к ней переходят в режим генератора и начинают подпитывать точку КЗ.
Рисунок 8.7- Преобразования схемы относительно точки К-5
Таблица 8.5-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-5
14,83 38,8 15,66 13,45
Таблица 8.6- Расчетные токи короткого замыкания
Наименова-ние точки Итоговая
схема Наиме- нование ветви Значение токов КЗ
К-1
Шина
РУВН
220кВ
C 7,25 17,6 7,24 7,25
G1,G2 4,87 13,6 5,37 4,2
G3G4G5 1 2,76 0,88 0,92
13,12 34 13,5 12,37
К-2
Шина
РУСН
110кВ
G1,G2 4,78 13,36 5,27 4,78
G3G4G5 2,2 6 1,94 2
6,98 19,36 7,21 6,8
К-3
Шина
ГРУ
10кВ
C, G1,G2 35,94 87,41 36,14 35,94
G3 16,12 45 17,78 15,1
G4G5 21,53 59,5 19 19,7
73,65 181,9 72,92 70,32
К-4
На выводах генератора G1
C G3G4G5 62,5 151,7 62,75 62,5
G1 80 223,5 88,24 75
G2 17,85 49,9 19,7 15,32
160,35 332,81 170,7 150,24
К-5
Система собственных
нужд G1
C 7,33 21 7,36 7,33
G1 7,5 17,8 8,3 7,2
М 5,08 11,85 0,59 1,22
19,91 50,65 16,25 14,67
9. Выбор выключателей и разъединителей
Выключатели и разъединители выбираются в зависимости от исполнения распределительного устройства. Распределительное устройство 10кВ выполняется закрытым, а распределительные устройства 35 и 110кВ – открытыми. Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:
надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;
быстрота действия, то есть наименьшее время отключения;
пригодность для автоматического повторного включения, то есть быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110кВ и выше; удобство ревизии и осмотра контактов и механической части; взрыво- и пожаробезопасность; удобство транспортировки и обслуживания. В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна перетокам мощности через трансформатор.
9.1 Выбор выключателей
Выключатели выбирают по условиям:
1)
2)
3)
9.1.1 Выбор выключателей на ОРУ-220 кВ, цепь генератор-трансформатор 220 МВт
кВ
,
где - мощность, проходящая через самое мощное присоединение – блок генератор-трансформатор.
кА
Выбираем выключатель элегазовый типа ВГБУ-220 на напряжение 220 кВ
220 кВ = 220 кВ
2000 А > 880 A
2000 A > 880 A
Выбранный нами выключатель необходимо проверить по условиям:
1) На ток отключения:
40 кА > 12,37 кА
2) На возможность отключения апериодической составляющей:
,
где - допустимая относительное содержание апериодической составляющей в токе отключения.
Паспортные данные:
кА
25,45 кА > 13,5 кА
3) На термическую устойчивость:
где и - ток и время термической стойкости. Определяется по паспорту выключателя.
кА2∙с
,
где
- время срабатывания защиты
- полное время выключения выключателя по паспорту
кА2∙с
4800 кА2∙с > 376 кА2∙с
4) На электродинамическую устойчивость
102 кА > 34 кА
9.1.2 Выбор выключателей на ОРУ-110 кВ
Самое мощное присоединение цепь трансформатора связи Выбор выключателей на ОРУ-110 кВ в цепи трансформатора связи, выбираются аналогично кВ
кА
Выбираем выключатель вакуумный типа ВБЦ-110-31,5/1600 УЗ
Выбранный нами выключатель необходимо проверить по условиям:
1) На ток отключения: 31,5 кА > 17,55 кА
2) На возможность отключения апериодической составляющей:
кА
17,81 кА > 17,5 кА
3) На термическую устойчивость:.
кА2∙с
кА2∙с
1200 кА2∙с > 104,6 кА2∙с
4) На электродинамическую устойчивость
80 кА > 48,56 кА
9.1.3 Выбор выключателей на ГРУ, цепь ввода генератора 32 МВт
Выбор выключателей на ГРУ выбираются аналогично
кВ
кА
кА
Выбираем выключатель МГ-10-5000/1800 Выбранный нами выключатель необходимо проверить по условиям:
1) На ток отключения: 130 кА > 119,9 кА
2) На возможность отключения апериодической составляющей:
73,54 кА 69424 кА2∙с
станция оборудование схема генератор
4) На электродинамическую устойчивость
350 кА > 332,81 кА
9.1.4 Выбор выключателей на отходящие линии с ГРУ
кВ
Выбираем выключатель типа ВБКЭ-10-20/630
630 А > 199,2 А
Выбранный выключатель необходимо проверить:
1) На отключающую способность:
20 кА 198,55 кА
2) На термическую устойчивость:
,
кА2∙с
кА2∙с
3) На потерю напряжения в нормальном режиме:
,
- коэффициент магнитной связи между ветвями реактора, .
1,27% 65
9.1.5 Выбор выключателей в системе СН
кВ
Выбираем выключатель ВВЭ-10-31,5/1600Т3
Выбранный нами выключатель необходимо проверить по условиям:
1) На ток отключения: 31,5 кА > 18,42 кА
2) На возможность отключения апериодической составляющей:
кА
19,6 кА > 17,81 кА
3) На термическую устойчивость:.
кА2∙с
кА2∙с
2976,75 кА2∙с > 140,2 кА2∙с
4) На электродинамическую устойчивость
80 кА > 59,75 кА
9.2 Выбор разъединителей
Разъединители выбираются по условиям:
1)
2)
9.2.1 Выбор разъединителей на ОРУ-220 кВ
Выбираем разъединители типа РГ-126/1000 УХЛ1
кВ
кА
- берется из выбора выключателя
Выбранный разъединитель необходимо проверить:
1) На электродинамическую устойчивость:
63 кА > 50,717 кА
2) На термическую устойчивость:
кА2∙с
кА2∙с
Остальные разъединители, кроме разъединителей в цепи отходящих линий, выбираются аналогично разъединителям на 220 кВ.
9.2.2 Выбор разъединителей на ОРУ-110 кВ
110 кВ = 110 кВ
1000 A > 206 A
1000 A > 412 A
Выбираем разъединители типа РД-110/1000 УХЛ1
Выбранный разъединитель необходимо проверить:
1) На электродинамическую устойчивость:
63 кА > 48,56 кА
2) На термическую устойчивость:
кА2∙с
кА2∙с
9.2.3 Выбор разъединителей на ГРУ
20 кВ > 10 кВ
6300 A > 4330 A
Выбираем разъединители типа РРЧ-20/6300 МУ3
Выбранный разъединитель необходимо проверить:
1) На электродинамическую устойчивость:
200 кА > 198,55 кА
2) На термическую устойчивость:
кА2∙с
кА2∙c
Разъединители в цепи отходящих линий встроены в КРУ – К-59У1
10. Выбор измерительных трансформаторов тока
10.1 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбираются по условиям:
1)
2)
3)
10.1.1 Выбор трансформаторов тока на РУВН 220 кВ
На распределительном устройстве 220кВ в комплекте с выключателем ВГБУ-110 поставляется встроенный трансформатор тока ТВ-220-II-1000/1 Проведем проверку выбранного трансформатора по условиям выбора:
u_(н,ТА)≥u_уст
где: u_(н,ТА) - номинальное рабочее напряжение первичной обмотки трансформатора тока, u_(н,ТА)=220 кВ; u_уст - напряжение на РУ-220кВ где устанавливается трансформатор тока, u_уст=220 кВ.
, условие выполняется.
2) I_(н,ТА)≥I_maxцепи
где: I_maxцепи- максимальный ток цепи трансформатор – генератор, в которой устанавливается выключатель,
,
условие выполняется.
Проведем проверку трансформатора по условиям:
1) на термическую устойчивость:
,
условие выполняется.
2) на динамическую устойчивость:
,
,
,
условие выполняется.
3) на вторичную нагрузку:
так как индуктивное сопротивление приборов, проводов во вторичной обмотке мало по сравнению с активным будем считать:
Тогда:
где: - допустимая вторичная нагрузка, Ом, - расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке. Определим :
где: - сопротивление приборов подключенных ко вторичной обмотке; - сопротивление контактов во вторичной обмотке; - сопротивление проводов во вторичной обмотке. Для определения составим таблицу:
Таблица 10.1 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора тока на РУ-110кВ
Наименование прибора Тип прибора Потребляемая мощность прибора,
Амперметр Э – 379 0,5
где: - суммарная мощность потребляемая приборами установленными во вторичной обмотке трансформатора тока; - номинальный ток протекающий во вторичной обмотке трансформатора тока, .
При расчете считаем, что .
Следовательно:
Определим сечение провода:
где: - площадь сечения провода; - расчетная длина провода, определяется по, ; - удельное сопротивление провода, так как мощность генератора более 100 МВт, в данном случае 110 МВт, применяем медные провода,
.
Округляем до ближайшего стандартного значения: Определив рассчитаем
: ,
Тогда:
Получаем:
Условие выполняется.
10.1.2 Выбор трансформаторов тока на среднее напряжение 110 кВ в цепи трансформатора связи
Трансформаторы тока выбираются по тем же условиям и формулам, что в п. 10.1.1.
Выбираем трансформатор типа: ТФ3М-110Б-|-У1
1) 110 кВ = 110 кВ
2) 600 А > 206 А
3) 600 А = 412 А
Проверяем по условиям:
1) На электродинамическую устойчивость:
= 127 кА
127 кА > 48,58 кА
2) На термическую устойчивость
кА2∙с
кА2∙с
2883 кА2∙с > 150 кА2∙с
3) На вторичную нагрузку
Таблица 9.1.2 – Используемые приборы
Наименование прибора Тип прибора Потребляема мощность
в А
Амперметр
Ваттметр
Варметр Э-378
Д-305
Д-305 0,1
0,5
0,5
Согласно ПУЭ принимаем кабель сечением не менее 2,5 мм2
Выбираем кабель марки КВВГ с сечением 2,5 мм2
1,2 Ом > 0,514 Ом
10.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
10.2.1 Трансформаторы напряжения для РУВН-220 кВ
Выбираем по условиям:
Устанавливаются по одному на каждую систему шин РУ
Для ОРУ 220 кВ выбираем НКФ-220-83-У1
Выбранный трансформатор необходимо проверить на вторичную нагрузку, когда одна система шин выведена в ремонт: , - вторичная нагрузка.
Для определения составляем таблицу:
Таблица 10.1 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Наименова-ние
цепи Наименование прибора Тип прибора Потребляемая мощность
1 катушки, В∙А Колличество катушек Колличество приборов
Сборные
шины ВН Вольтметр Э-335 1,5 1 1 1,5
Приборы синхронизации
Частотомер
Вольтметр Синхроноскоп
Осциллограф Э-371
Э-335
Э-327 3
2
1
1
2
2
1
1 6
4
Регистрируюие приборы
Частотомер
Вольтметр
Ваттметр Н-397
Н-344
Н-348 10
10
10 1
1
2 1
1
1 10
10
20
Обходной выключатель Ваттметр
Варметр
Счетчик
актив.
Фикс. Приб.
Счетчик реак. Д-335
Д-335 ЦЭ6805В
ФИП
ЦЭ6811 1,5
1,5
1
3
1 2
2
2
1
2 1
1
1
1
1 3
3
2
3
2
Линия 110 кВ Ваттметр Варметр ФИП РЗ Д-335
Д-335
ФИП
--- 1,5
1,5
3
0,5 2
2
1
--- 6
6
6
6 18
18
18
3
В∙А
В∙А
400 В∙А> 121,5 В∙А
10.2.2 Трансформаторы напряжения для РУСН-110 кВ
Таблица 10.2 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.
Наименование цепи Наименование прибора Тип прибора Потребляемая мощность
1 катушки, В∙А Количество катушек Количество приборов
Сборные шины Вольтметр Э-335 2 1 1 2
Регистрирующие приборы
Вольтметр Н-344 10 1 1 10
Транс-формат-ор
связи Среднее напряжение
Ваттметр Д-305 1,5 2 1 3
Варметр Д-305 1,5 2 1 3
Линия 35кВ Счетчик актив.
Счетчик
реактив.
РЗ ЦЭ6805 В
ЦЭ6811
- 1
1
0,5 2
2
- 2
2
2 4
4
1
В∙А
В∙А
150 В∙А > 27 В∙А
По всем условиям подходит ЗНОМ-110-65У1.
10.2.3 Трансформатор напряжения для РУ-10 кВ кВ
Для напряжения 10 кВ выбираем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ–06–10У3
Таблица 10.3 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Наименование цепи Наименование прибора Тип прибора Потребляемая мощность
1 катушки, В∙А Колличество катушек Колличество приборов
Линии 10 кВ
(Потреб) Счетчик актив.
Счетчик. реактив. ЦЭ6805 В
ЦЭ6811 1
1 2
2 24
24 48
48
Секции шин генератор-ного напряжения Вольтметр
Частотомер Н-344
Н-397 10
10 1
1 2
2 20
20
Приборы синхронизации
Частотомер
Вольтметр
Синхронизатор
Осциллограф Э-362
Э-335
Э-327 2
2
1
1
2
2
1 2
4
Транс-формат-ор
связи Низкое напряжение
Ваттметр Д-305 1,5 2 1 3
Варметр Д-305 1,5 2 1 3
В∙А
В∙А
150 В∙А > 148 В∙А
По всем условиям подходит трансформатор напряжения типа ЗНОЛ–06–10У3.
11. Выбор токоведущих частей
Основное электрическое оборудование подстанций и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.
11.1 Выбираем сборные шины и ошиновку для РУВН 220 кВ
Будем выбирать по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, т.е. по току наиболее мощного присоединения ( в данном случае блочный трансформатор).
кА
Выберем для РУ–110кВ сталеалюминевые провода марки АС–600/72, q=600 мм2, d=33,2 мм, Iдоп.=1050 А; радиус провода: r0=1,66 см; расстояние между фазами: D=300 см, фазы расположены горизонтально.
Проверку шин на схлестывание не производим т.к.
Проверка на термическое действие тока К. З. не производится, так как шины и ошиновка выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям коронирования: - Определяем начальную критическую напряженность:
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m=0,82; r0 – радиус провода в см.
Определим напряженность вокруг провода:
где U=1,1∙Uном. – линейное напряжение, кВ; Dср. – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, при горизонтальном расположении фаз: Dср.=1,26∙D, где D – расстояние между соседними фазами, n – число проводов в фазе,
Условие проверки:
кВ/см кВ/см
Провод АС–600/72 по условиям короны проходит.
11.2 Выбираем сборные шины и ошиновку для РУСН 110 кВ
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения – трансформатора связи.
A
Выберем для РУ–35 кВ сталеалюминевые провода марки АС–150/19, q=150 мм2, d=16,8 мм, Iдоп.=450А; радиус провода: r0=0,84 см; расстояние между фазами: D=300 см, фазы расположены горизонтально.
Проверка на термическое действие тока К.З. не производится, так как шины и ошиновка выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям коронирования:
Определяем начальную критическую напряженность:
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m=0,82 [4 стр.246]; r0 – радиус провода
Определим напряженность вокруг провода:
где U=1,1∙Uном. – линейное напряжение, кВ; Dср. – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, при горизонтальном расположении фаз:
Dср.=1,26∙D,
где D – расстояние между соседними фазами
Условие проверки:
кВ/см кВ/см
Провод АС–150/19 по условиям короны проходит.
11.3 Выбираем комплектный токопровод в цепи генератора на ГРУ
Выбираю комплектный пофазно экранированный токопровод типа ГРТЕ-20-10000-300
кВ, А, кА
10 кА >4,55 кА
300 кА >252 кА
11.4 Выбираем комплектный токопровод в цепи блочного генератора 32 МВт
От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250
кВ, А, кА
Проверяем его:
кА
8550 А >4558 А
250 кА > 165,4 кА
11.5 Выбираем комплектный токопровод в цепи блочного генератора. 220 МВт
Принимаем к установке комплектный пофазно-экранированный токопроводом ГРТЕ-20-10000-300
кВ, А, кА
Проверяем его:
10000 А >7263,33 А
300кА > 201,96 кА
11.6 Выбор гибкого подвесного токопровода между турбинным отделением и ГРУ и соединение от ГРУ до выводов трансформатора связи
Выберем сечение по экономической плотности тока А/мм2
Принимаем два несущих провода АС-500, тогда сечение алюминиевых
проводов должно быть
Число проводов А-500:
Принимаем токопровод 2·АС-500+7·А-500 диаметром d=160 мм, расстояние между фазами D=3м.
- Проверяем по допустимому току
- Пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения ,поэтому проверка на термическую устойчивость не производится.
-Проверка по условиям схлестывания
Сила взаимодействия между фазами:
Сила тяжести 1 м токопровода с учетом массы колец 1,6 кг
По диаграмме f/g = 480,8/146,18=3,29 . Это отношение велико. Поэтому происходит схлестывание. Необходимо уменьшить стрелу провеса или увеличить расстояние между фазами. В гибких подвесных токопроводах уменьшение стрелы провеса может привести к значительному увеличению механических напряжений в проводе, а увеличение расстояния между фазами ведет к увеличению размеров ОРУ. Поэтому в некоторых случаях устанавливаются поперечные распорки ,присоединяемые к фазам через изоляторы, что позволяет не увеличивать расстояние между фазами и не уменьшить стрелу провеса. Когда же необходимо уменьшение стрелы провеса, устанавливаются дополнительные опоры, т.е. фактически уменьшается пролет, чтобы сохранять механическое напряжение в проводах в допустимых пределах
11.7 Выбор сборных шин на ГРУ
Вся ошиновка и сборные шины на ГРУ выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Предполагаем, что сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника, с расстоянием между фазами м и пролетом м.
Принимаем шины коробчатого сечения, алюминиевые 2 (125·55·6,5) мм, высота h =125 мм, ширина полки b=55 мм, толщина шины с=6,5 мм
Сечение (2 1370) мм2:
Проверка шин на термическую устойчивость
Определяем минимально допустимое сечение по термической устойчивости, приняв C=88
Т.о., выбранные шины термически устойчивы. Проверка шин на механическую прочность Расчетная формула ,где см
Где l принимается 2 м.
Сила взаимодействия между швеллерами:
11.8 Выбор изоляторов
В РУ шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах по условиям:
где - сила, действующая на изолятор;
- допустимая нагрузка действующая на головку изолятора
Выбираем опорные изоляторы ОФР-10-6000УЗ
Проверяем по допустимой нагрузке.
Максимальная сила действующая на изгиб:
Поправка на высоту коробчатых шин:
Н
По паспортным данным
Н
12. Выбор конструкции распределительных устройств
Согласно ПУЭ при напряжении 10кВ на станции сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ); при напряжении 110кВ и выше сооружаются открытые распределительные устройства (ОРУ) при условии что станция не находится в химически активной зоне или в районе Крайнего севера. В данном курсовом проекте РУ-110кВ и РУ–220кВ выполнены открытыми; РУ–10кВ выполнено за
В данном курсовом проекте разработана теплоэлектроцентраль ТЭЦ-520 МВт. Произведен выбор структурной схемы, числа и мощности трансформаторов с тепловым расчетом. Расчет количества линий. Выбраны схемы распределительных устройств. Для выявления наиболее оптимального варианта проведено технико-экономическое сравнение двух вариантов. Разработана схема питания собственных нужд. Рассчитаны токи короткого замыкания. Выбраны выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения. Произведен выбор основных токоведущих частей, ограничителей перенапряжения, конструкции распределительных устройств.
ВВЕДЕНИЕ
Электроэнергетика - отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям.
Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики.
Энергетическая промышленность является частью топливно-энергетической промышленности и неразрывно связана с другой составляющей этого гигантского хозяйственного комплекса - топливной промышленностью, одновременно находятся у источников топливных ресурсов.
Для более экономичного, рационального и комплексного использования общего потенциала, электростанций нашей страны создана Единая энергетическая система (ЕЭС), в которой работают свыше 700 крупных электростанций, имеющих общую мощность свыше 250 млн кВт (т. е. 84% мощности всех электростанций страны). Управление ЕЭС осуществляется, из единого центра, оснащенного электронно-вычислительной техникой.
Энергосистема, - группа электростанций разных типов и мощностей, объединенная линиями электропередач и управляемая из единого центра. ЕЭС - единый объект управления, электростанции системы работают параллельно.
Объективной особенностью продукции электроэнергетики является
невозможность ее складирования или накопления, поэтому основной
задачей энергосистемы является наиболее рациональное использование продукции отрасли. Электрическая энергия, в отличие от других видов энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая конвертация значительно выгоднее прямого производства необходимого вида энергии из энергоносителя. Отрасли, зачастую не использующие электроэнергию напрямую для своих технологических процессов являются крупнейшими потребителями электроэнергии.
ЕЭС России - сложнейший автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления (ДУ). Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВт объединяют в параллельную работу 65 региональных энергосистем от западной границы до Байкала. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на Зх уровнях: межрегиональном (ИДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (Местные ДУ). Такая иерархическая структура в сочетании с противоаварийной интеллектуальной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт ЕЭС в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему.
Единая Энергосистема распределена по 7 часовым поясам и тем самым позволяет сглаживать пики нагрузки электросистемы за счет "перекачки" избыточной электроэнергии в другие районы, где ее недостает. Восточные регионы производят электроэнергии гораздо больше, чем потребляют сами. В центре же России наблюдается дефицит электроэнергии, который пока не удается покрыть за счет передачи энергии из Сибири на запад. К удобствам ЕЭС можно отнести и возможность размещения электростанции вдалеке от потребителя. Транспортировка электроэнергии обходиться во много раз дешевле, чем транспортировка газа, нефти или угля и при этом происходит мгновенно и не требует дополнительных транспортных затрат. Если бы ЕЭС не существовало, то понадобилось бы 15 млн. кВт дополнительных мощностей.
Российская энергосистема обоснованно считается одной из самых надежных в мире. За 35 лет эксплуатации системы в России в отличие от США(1965, 1977) и Канады (1989) не произошло ни одного глобального нарушения электроснабжения.
На сегодняшний день вырабатывание мощностей втрое превышает ввод новых. Может создаться такая ситуация, что как только начнется рост производства возникнет катастрофическая нехватка электроэнергии, производство которой невозможно будет нарастить еще по крайней мере в течение 4-6 лет.
Правительство пытается решить проблему с разных сторон : одновременно идет акционирование отрасли (51% акций остается у государства), привлечение иностранных инвестиций, начала внедряться подпрограмма по снижению энергоемкости производства. В качестве основных задач развития российской энергетики можно выделить следующие:
Снижение энергоемкости производства, за счет внедрения новых технологий.
Сохранение единой энергосистемы России.
Повышение коэффициента используемой мощности электростанций.
Полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые целы, возможный отказ от клиринга.
Для решения всех этих мер принята правительственная программа "Топливо и энергия". Насколько эта программа, будет выполняться, покажет время.
2. СОСТАВЛЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ
В соответствии с заданием составляем 2 варианта структурных схем станций, чтобы в дальнейшем, проведя технико-экономическое сравнение двух вариантов, выбрать наиболее лучший вариант. На рис. 2.1 и рис. 2.2 представлены структурные схемы станций.
Рис. 2.1 – Структурная схема станции (I вариант).
В первом варианте проектируемой станции устанавливаем три генератора, мощностью 32 МВт каждый, работающие на шины генераторного напряжения. Также устанавливаем два блока генератор-трансформатор с мощностью генераторов по 220 МВт каждый, которые работают на шину высокого напряжения 220 кВ.
Связь между распределительными устройствами различных напряжений происходят через трёхобмоточные трансформаторы.
Рис. 2.2 – Структурная схема станции (II вариант).
Во втором варианте проектируемой станции устанавливаем два генератора, мощностью 63 МВт каждый, работающие на шины генераторного напряжения. И устанавливаем два блока генератор-трансформатор мощностью генераторов по 200 МВт, которые работают на шину высокого напряжения 220 кВ.
Связь между распределительными устройствами различных напряжений происходит также как и в первом варианте через два параллельно работающих трансформатора имеющих РПН.
3. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
3.1 Выбор генераторов
Генераторы на 63МВт и 200 МВт выбираем серии Т3В : Т3В – 63 – 2 и Т3В – 200 – 2. Серия турбогенераторов Т3В с полным водяным охлаждением взрыво- и пожаробезопасна, так как не содержит масла и водорода. Внутренний объем генератора заполнен под небольшим избыточным давлением воздухом , циркулирующим через осушительную установку. Основной особенностью этой серии является «самонапорная» система охлаждения ротора, которая позволяет существенно снизить давление циркулирующей в роторе воды. Это исключает разгерметизацию ротора, а следовательно, повышает надежность работы.
Генераторы на 32 МВт и 220 МВт выбираем серии ТФ: ТФ-32-2; ТФ-220-2. Исполнение турбогенераторов - закрытое. Циркуляция воздуха по замкнутому контуру обеспечивается вентиляторами, установленными на валу ротора. Охлаждение обмотки ротора у турбогенераторов серии ТФ непосредственное
Тип генератора РНГ SНГ cos φ UHC, кВ IHC, кА X’’d Система возбуждения Цена, тыс.
руб.
ТФ-32-2 32 40 0,8 10,5 2,2 0,153 Бесщеточная 3200
ТЗВ-63-2 63 78,8 0,8 10,5 4,33 0,153 Статич. Тирис- торная самовоз-буждения 5200
ТФ-220-2 220 258,8 0,85 15,75 9,48 0,2 Статич. Тирис- торная самовоз-буждения 19000
Т3В-200-2 200 235,3 0,85 15,75 8,62 0,180 Тиристорная статическая 16000
Таблица 1 Технические данные генераторов
3.2 Выбор блочных трансформаторов
Блочный трансформатор работает в блоке с генератором, тем самым выдаёт электрическую мощность на повышенное напряжение.
Для выбора блочных трансформаторов необходимо соблюдать условия:
UBH ≥ UPУ
UHH ≥ UНГ
SНГ ≥ ST
Мощность блочных трансформаторов определяется по мощности генератора за вычетом мощности собственных нужд.
S_(бл.тр.)=S_НГ-S_СН=√((P_НГ-Р_СН )^2+(Q_НГ-Q_СН )^2 )
где: PНГ и QНГ – активная и реактивная мощность генератора,
PСН и QСН – активная и реактивная мощность собственных нужд.
Для генератора ТФ-160-2
P_СН=(n∙P_НГ)/100=(8∙220)/100=17,6 МВт
Q_HГ=P_НГ∙√(1-〖cos〗^2 φ)/cosφ=220∙0,6/0,8=165 МВАр
〖 Q〗_СН=(n∙Q_НГ)/100=(8∙165)/100=13,2 МВАр
Так как топливом является уголь, и тип турбины с отбором и конденсацией, то n = 8.
S_(бл.тр.)=√((220-17,6)^2+(165-13,2)^2 )=243 МВА
По заданным условиям подходит трансформатор типа: ТДЦ250000/220
242кВ > 220кВ
11 кВ = 10,5 кВ
250 МВА > 243 МВА
Для генератора ТЗВ-200-2
P_СН=(n∙P_НГ)/100=(8∙200)/100=16 МВт
Q_HГ=P_НГ∙√(1-〖cos〗^2 φ)/cosφ=200∙0,6/0,8=150 МВАр
〖 Q〗_СН=(n∙Q_НГ)/100=(8∙150)/100=12 МВАр
S_(бл.тр.)=√((200-16)^2+(150-12)^2 )=233,6 МВА
По заданным условиям подходит трансформатор типа: ТДЦ250000/220
242кВ > 220кВ
11 кВ = 10,5 кВ
250 МВА > 233,6 МВА
3.3 Выбор трансформаторов связи
Согласно НТП на ТЭЦ должно устанавливаться два параллельно работающих трансформатора связи с РПН имеющих мощность, достаточную для выдачи в энергосистему избыточной мощности с шин ГРУ в период минимума нагрузок.
Выбор трёхобмоточных трансформаторов связи. При выборе трёхобмоточных трансформаторов связи необходимо соблюдать следующие условия:
UВНТ ≥ UРУВН
UCНТ ≥ UРУСН
UННТ ≥ UГРУ
SНТ ≥ ST
Определяем суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ для I варианта:
∑▒〖P_СНГРУ= (n∙∑▒P_НГГРУ )/100〗=(8∙3∙32)/100=7,68 МВт,
где ∑▒〖Р_НГГРУ-〗 суммарная активная мощность генераторов работающих на ГРУ, МВт.
Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины:
∑▒〖Q_НГГРУ=∑▒〖P_НГГРУ∙√(1-〖cos〗^2 φ)/cosφ=32∙3∙0,6/0,8=72 МВАр,〗〗
Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ
∑▒〖Q_СНГРУ= (n∙∑▒Q_НГГРУ )/100〗=(8∙72)/100=5,76 МВАр,
Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шинГРУ РТТГРУ и QТТГРУ:
По условию PminГРУ = 0,88 – PmaxГРУ = 0,88 – 35 = 30,8 МВт, также коэффициент мощности cosφ = 0,86.
Q_minГРУ=P_minГРУ∙√(1-〖0,86〗^2 )/0,86=30,8∙0,59=18,17 МВАр,
Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы SТ :
S_T=√((∑▒P_НГГРУ-∑▒〖P_СНГРУ-P_minГРУ 〗)^2+(∑▒Q_НГГРУ-∑▒〖Q_СНГРУ-Q_minГРУ 〗)^2 )/2=
=√((3∙32-7,68-30,8)^2+(72-5,76-18,17)^2 )/2=37,5 МВА,
Выберем трансформатор типа: АТДЦТН-63000/220
230кВ > 220 кВ,
121 кВ > 110 кВ,
11 кВ = 10,5 кВ,
63 МВА > 37,5 МВА.
Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:
1) Автоматическое отключение одного из параллельно работающих трансформаторов с 40% перегрузкой второго и максимального потребления с шин ГРУ:
1,4 S НТ > SТ
Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин
ГРУ:
Q_maxГРУ=P_maxГРУ∙√(1-〖0,86〗^2 )/0,86=35∙0,59=20,65 МВАр,
Определяем нагрузку на трансформатор SТ:
S_T=√((∑▒P_НГГРУ-∑▒〖P_СНГРУ-P_maxГРУ 〗)^2+(∑▒Q_НГГРУ-∑▒〖Q_СНГРУ-Q_maxГРУ 〗)^2 )=
=√((3∙32-7,68-35)^2+(72-5,76-20,65)^2 )=70 МВА,
1,4 – 63 МВА = 88,2 МВА > 70 МВА.
Трансформатор по первому аварийному режиму подходит.
2) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальном потреблении с шин ГРУ и РУСН: 2S >Sт
Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине:
∑▒〖Р_(НГГРУ(n-1))=∑▒〖Р_НГГРУ-Р_НГ63=108-36=72 МВт,〗〗
∑▒〖Q_(НГГРУ(n-1))=∑▒〖Q_НГГРУ-Q_НГ63=81-27=54 МВт,〗〗
S_T=√((∑▒P_(НГГРУ(n-1))-∑▒〖P_СНГРУ-P_maxГРУ 〗-P_minCH )^2+(∑▒Q_(НГГРУ(n-1))-∑▒〖Q_СНГРУ-Q_maxГРУ 〗-Q_minCH )^2 )=
=√((64-7,68-35-131,2)^2+(48-5,76-20,65-77,4)^2 )=123,2МВА,
2 – 63 МВА > 123,2 МВА
Трансформатор по второму аварийному режиму подходит.
Определяем суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ для II варианта:
∑▒〖P_СНГРУ= (n∙∑▒P_НГГРУ )/100〗=(8∙2∙63)/100=10,1 МВт,
где ∑▒〖Р_НГГРУ-〗 суммарная активная мощность генераторов работающих на ГРУ, МВт.
Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины:
∑▒〖Q_НГГРУ=∑▒〖P_НГГРУ∙√(1-〖cos〗^2 φ)/cosφ=63∙2∙0,6/0,8=94,5 МВАр,〗〗
Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ
∑▒〖Q_СНГРУ= (n∙∑▒Q_НГГРУ )/100〗=(8∙94,5)/100=7,56 МВАр,
Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шинГРУ РТТГРУ и QТТГРУ:
По условию PminГРУ = 0,88 – PmaxГРУ = 0,88 – 35 = 30,8 МВт, также коэффициент мощности cosφ = 0,86.
Q_minГРУ=P_minГРУ∙√(1-〖0,86〗^2 )/0,86=30,8∙0,59=18,17 МВАр,
Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы SТ :
S_T=√((∑▒P_НГГРУ-∑▒〖P_СНГРУ-P_minГРУ 〗)^2+(∑▒Q_НГГРУ-∑▒〖Q_СНГРУ-Q_minГРУ 〗)^2 )/2=
=√((2∙63-10,1-30,8)^2+(94,5-7,56-18,17)^2 )/2=54,7 МВА,
Выберем трансформатор типа: АТДЦТН-125000/220
230 кВ > 220 кВ
121 кВ > 110 кВ
11 кВ = 10,5 кВ
125 МВА > 54,7 МВА
Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:
1) Автоматическое отключение одного из параллельно работающих трансформаторов с 40% перегрузкой второго и максимального потребления с шин ГРУ:
1,4 S НТ > SТ
Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин
ГРУ:
Q_maxГРУ=P_maxГРУ∙√(1-〖0,86〗^2 )/0,86=35∙0,59=20,65 МВАр,
Определяем нагрузку на трансформатор SТ:
S_T=√((∑▒P_НГГРУ-∑▒〖P_СНГРУ-P_maxГРУ 〗)^2+(∑▒Q_НГГРУ-∑▒〖Q_СНГРУ-Q_maxГРУ 〗)^2 )=
=√((2∙63-10,1-35)^2+(94,5-7,56-20,65)^2 )=104,6 МВА,
1,4 – 125 МВА = 175 МВА > 104,6 МВА.
Трансформатор по первому аварийному режиму подходит.
2) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальном потреблении с шин ГРУ и минимальным с РУСН: 2S >Sт
Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине:
∑▒〖Р_(НГГРУ(n-1))=∑▒〖Р_НГГРУ-Р_НГ63=126-63=63 МВт,〗〗
∑▒〖Q_(НГГРУ(n-1))=∑▒〖Q_НГГРУ-Q_НГ63=94,5-47,25=47,25 МВт,〗〗
S_T=√((∑▒P_(НГГРУ(n-1))-∑▒〖P_СНГРУ-P_maxГРУ 〗-P_minCH )^2+(∑▒Q_(НГГРУ(n-1))-∑▒〖Q_СНГРУ-Q_maxГРУ 〗-Q_minCH )^2 )=
=√((63-10,1-35-131,2)^2+(47,25-7,56-20,65-77,4)^2 )=127,5 МВА,
2 – 125 МВА > 127,5 МВА
Трансформатор по второму аварийному режиму подходит.
Тип
трансф. Sнт,
МВА Uн, кВ Потери, кВт Uкз , % Цена
тыс.р
ВН СН НН Рхх
Ркз
вн-сн сн-нн нн-вн
ТДЦ-250/220 250 242 - 13,8 240 650 - 11 - 6000
АТДЦТН-63/220 63 230 121 11 45 290 11 35,7 21,9 2040
АТДЦТН-125/220 125 230 121 11 65 350 11 45 28 3740
Таблица 2.2 Технические данные трансформаторов
3.4 Проверки трансформаторов по допустимому нагреву и износу изоляции.
Чтобы проверить трансформаторы по допустимому нагреву и износу изоляции, воспользуемся специальной программой, она позволяет:
рассчитать относительный годовой износ изоляции исходя из изменения температуры наиболее нагретой точки трансформатора в течение суток и года;
наглядно представить изменение температуры масла и обмотки в течение суток, как в табличном виде, так и в виде графика;
рассчитать возможные максимальные температуры в течение года с учётом изменений температуры окружающей среды зимой и летом, а также с учётом изменения нагрузки на трансформатор в зимний и летний период;
учитывать тепловые характеристики различных по мощности трансформаторов с различными системами охлаждения.
Для работы с программой необходимо определить следующие данные:
число фаз, вид охлаждения, мощность и номинальное напряжение проверяемого трансформатора;
номинальная температура наиболее нагретой точки, при которой относительный износ изоляции трансформатора равен единице;
эквивалентные и максимальные температуры охлаждающей среды для зимнего и летнего периода;
параметры эквивалентных двухступенчатых графиков нагрузки трансформатора в относительных единицах для зимнего и летнего периода.
Для работы с программой необходимо определить температурные данные. Одним из наиболее значимых параметров из этих данных является номинальная температура наиболее нагретой точки обмотки трансформатора, при которой относительный износ изоляции трансформатора равен единице. Для трансформаторов, соответствующим требованиям стандарта (ГОСТ 11677-85), эта температура принимается равной 98С.
Для курсового проектирования максимальные значения температуры охлаждающей среды принимаются на 20% выше эквивалентных значений, которые определяются в соответствии со стандартом (ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91))
Таблица 3.3 Эквивалентные и максимальные температуры охлаждающей среды
Зимняя, С Летняя, С
Эквивалентная -13,1 18,3
Максимальная -5,0 27,5
Полученные в соответствии с заданием графики нагрузки, должны быть преобразованы в эквивалентные двухступенчатые графики нагрузки для зимнего и летнего периодов.
Рисунок 3.1. Параметры эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки: а) зимой и б) летом.
На основании графиков представленных на рисунке 3.1, в таблице 3.4 представлены параметры эквивалентных двухступенчатых графиков нагрузки, которые необходимы для ввода в программу.
Таблица 3.4 Параметры эквивалентных двухступенчатых графиков нагрузки
Зимний период Летний период
К1 0,7 0,9
К2 1,1 1,2
Продолжительность перегрузки h, час 6 6
Начало перегрузки, час 12 12
Продолжительность периода, дней 184 181
.
3.5 Работа с программой
После запуска программы в появившемся окне во вкладке «Данные по трансформатору» вводим все необходимые данные трансформатора ТДЦ-200/110.
Рисунок 3.2 Ввод данных трансформатора
Далее переходим на следующую вкладку «Температурные данные», где необходимо ввести эквивалентную и максимальную температуры окружающей среды зимой и летом
Рисунок 3.3 Ввод температурных данных
В данном окне программы при необходимости можно перейти в режим корректировки температурных ограничений. Для этого с помощью кнопки «Температурные ограничения» выводится окно с настройками о максимально допустимых температурах нагрева для различных видов трансформаторов. По умолчанию здесь приняты значения в соответствии со стандартом (ГОСТ 14209-97).
Следующая вкладка позволяет перейти в режим ввода данных параметров эквивалентных относительных графиков нагрузки, в соответствии с данными представленными. Для этого с помощью кнопки «Данные о нагрузке» необходимо перейти на последнюю вкладку и ввести ранее рассчитанные параметры эквивалентных двухступенчатых графиков нагрузки трансформатора. Под началом перегрузки подразумевается момент времени, когда нагрузка увеличивается с К1 до К2. Также здесь необходимо ввести количество дней в году для данного времени года.
Рисунок 3.4 Ввод данных по нагрузке.
Далее программа позволяет произвести расчёт относительного годового износа изоляции трансформатора исходя из изменения температуры наиболее нагретой точки обмотки трансформатора в течение суток и года на основании введённых данных. Для этого необходимо нажать на кнопку «Расчёт». В результате на экране появится окно отчёта, где будет отображена основная информация: тип трансформатора, общий износ за год, максимальная температура масла в течение года, максимальная температура наиболее нагретой точки в течение года. По введённым ранее данным, программа автоматически может выдать сообщение о недопустимом превышении каких-либо параметров. В этом случае необходимо выбрать другой трансформатор и пересчитать для него относительный график нагрузки либо принять данный трансформатор с соответствующим обоснованием.
Таблица 3.5. Отчет
ТДЦ-250/220 АТДЦТН-63/220 АТДЦТН-125/220
Тип трансформатора Большой мощности ON Средней мощности ON Средней мощности ON
Относительный износ за год 0,984 0,984 0,984
Максимальная температура за год 94,517 94,517 94,517
Максимальная температура наиболее нагретой точки за год 129,32 129,32 129,32
Рисунок 3.5 – График за зимний период
Рисунок 3.6 – График за летний период
РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ЛИНИЙ
Расчет количества линий на высокое напряжение
Определяем количество отходящих линий по формуле:
n_лин=(∑▒〖P_НГ-∑▒〖P_СН-∑▒P_min 〗〗)/P_1л ,
где ∑▒〖Р_НГ-〗 установленная мощность на станции:
∑▒〖Р_СН-〗 суммарная мощность собственных нужд станции;
Для I варианта:
n_лин=(526-(8∙526)/100-30,8)/145=3,12
Принимаем количество линий равное четырем. Количество тупиковых линий равно нулю.
Для II варианта:
n_лин=(536-(8∙536)/100-30,8)/145=3,18
Принимаем количество линий равное четырем. Количество тупиковых линий равно нулю.
4.2 Расчёт количества линий на среднее напряжение
n_лин=P_max/P_1л =160/40=4
где Рmax - максимальная активная мощность потребляемая с шин среднего напряжения, МВт.
Принимаем количество линий равное четырем.
Расчет количества линий на низкое напряжение
n_лин=P_max/P_1л =35/2,5=14
где Рmax - максимальная активная мощность потребляемая с шин низкого напряжения, МВт.
Принимаем количество линий равное восемнадцати.
ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Для РУВН-220 кВ выбираем схему с двумя рабочими секционированными выключателями, и обходной системами шин с двумя обходными и с двумя шиносоединительными выключателями. Эта схема применяется при числе присоединений 8 и более, в данном случае на РУ-220кВ 8 присоединений (2 блочных трансформатора, 2 автотрансформатора и 4 системных линий) для обоих вариантов.
Секции шин соединены между собой нормально включенными (для выравнивания потенциалов по секциям шин) секционными выключателями.
На РУСН-110 кВ применяем одну секционированную систему шин, в нормальном режиме секционный выключатель включён и выравнивает потенциалы по секциям шин. Недостаток этой схемы состоит в том, что при выводе в ремонт или коротком замыкании на одной из секций шин отключится часть потребителей количество присоединений равно 6-ти (4-ре линии, 2-а трансформатора связи). Присоединения фиксированные.
На генераторное распределительное устройство применим одну секционированную системную сборных шин. Шины ГРУ секционируются по количеству генераторов, секционный выключатель нормально включён для выравнивания потенциалов по секциям шин. Для ограничения токов короткого замыкания на шинах в цепи секционного выключателя применяются секционные реакторы, в цепи секционного реактора предусматривается шунтирующий разъединитель, который закорачивает один из секционных реакторов в режиме вывода в ремонт одного из генераторов, чтобы уменьшить посадку напряжения на секционном реакторе. Питающие потребитель линии запитываются с шин ГРУ через групповые реакторы, они предусмотрены для:
- ограничения тока короткого замыкания в линии с целью установки малогабаритных вакуумных выключателей встроенных в КРУ;
- поддержание напряжения на шинах в пределах 65% от номинального напряжения при коротком замыкании в линии; - уменьшение габаритов ГРУ за счёт уменьшения количества присоединений к шинам.
5.1 Схема для I варианта
Рисунок 5.1 Схема распределительных устройств (I вариант).
5.2 Схема для II варианта
Рисунок 5.2 Схема распределительных устройств (II вариант).
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ
Перетоки мощностей
Рисунок 6.1 Перетоки мощностей (I вариант).
Рисунок 6.2 Перетоки мощностей (II вариант).
6.2 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат
Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу, в которую вносятся только те элементы на которые варианты различаются.
Таблица 6.1 - Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам
Наименование и тип соединения Стоимость единицы
тыс.руб I Вариант II Вариант
Количество штук Суммарная стоимость Количество штук Суммарная стоимость
ТФ-32-2 3200 3 9600 -
ТФ-220-2 19000 2 38000 -
ТЗВ-63-2 5200 - 2 10400
ТЗВ-200-2 16000 - 2 32000
АТДЦТН-80/110 3740 - 2 7480
АТДЦТН-63/110 2040 2 4080
Секционный выключатель с реактором РБГ-10 630 1 630 -
Реактор сдвоенный РБС-2*1600-0,25 295 1 295 -
Ячейка 10кВ 420 1 420 -
Итого 53025 49880
6.3 Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах ∆W для I варианта
∆W_1=∆P_xx∙t+∆P_кз (S_max/S_ном )^2∙τ,
где ∆Pxx - потери на холостом ходу в трансформаторе, кВт; t – число часов работы трансформатора в году, ч; ∆Pкз - потери при коротком замыкании в трансформаторе, кВт; Smax - мощность проходящая через трансформатор, МВА; Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА; τ - число часов максимальных потерь, зависит от числа часов использования максимума нагрузки, для cosφ = 0,87.
Потери в трансформаторе ТДЦ-200000/110
∆W_250=240∙8000+650(243/250)^2∙3000=3760000 кВт ч,
∆W_63=45∙8760+0,5∙215((〖58〗^2+〖92,9〗^2+〖34,9〗^2)/〖63〗^2 )^ ∙3000=980000 кВт ч,
Так как трансформаторов по два, то:
∆W = 2∙∆W_250+ 2∙∆W_63=9480000кВт ч,
Определим эксплуатационные затраты C, тыс.руб:
C - стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах, тыс.руб/кВт∙ч:
,
где - стоимость одного кВт∙ч (2 руб/кВт∙ч)
С_1=2∙9480000=18960 тыс.руб / кВт ч,
С2 + С3 - расходы на ремонт, амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат, тыс.руб.
С2 + С3 = 0,09 53025 = 4770 тыс.руб,
С = С1 + С2 + С3 = 18960 + 4770 = 23730
Подсчитаем затраты по варианту З1, тыс.руб.
ЗI = Рн К + С,
где Рн = 0,12 – нормативный коэффициент эффективности,
ЗI = 0,12 53025 + 23730 = 30000 тыс.руб
6.4 Расчет для II варианта
∆W_250=240∙8000+650(233,6/250)^2∙3000=3620000 кВт ч,
∆W_125=65∙8760+0,5∙350((〖40,7〗^2+〖92,9〗^2+〖52,2〗^2)/〖125〗^2 )^ ∙3000=933000 кВт ч,
Так как трансформаторов по два, то:
∆W = 2∙∆W_250+ 2∙∆W_125=9106000кВт ч,
С_1=2∙9106=18212 тыс.руб / кВт ч,
С2 + С3 = 0,09 49880 = 4490 тыс.руб
С = С1 + С2 + С3 = 18212 + 4490 = 22700 тыс.руб
ЗII = 0,12 49880 + 22700 = 28700 тыс.руб
6.5 Сравним варианты
(З_II-З_I)/З_II ∙100%= (30000-28700)/30000=4,3 %
Разница между вариантами составляет 4,3%. Дальнейшие расчеты будем производить только для первого варианта структурных схем.
СХЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Для обеспечения технологического процесса работы станции необходимо запитывать потребителей собственных нужд: электродвигатели, освещение, отопление и так далее. Для этого на станции сооружается два РУ собственных нужд:6 кВ и 0,4 кВ.
На ТЭЦ можно выделить блочную и неблочную часть.
Согласно НТП питание собственных нужд в блочной части осуществляется отпайкой с выводов генератора, через понижающие трансформаторы.
Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям:
1)
2)
3)
Для генератора ТФ-125-2 принимаем трансформатор типа: ТДНС – 16000/10
1) 10,5 кВ = 10,5 кВ
2) 6,3 кВ = 6,3 кВ
3) 16 МВА > 14,43 МВА
Для генератора ТФ-50-2 принимаем трансформатор типа: ТДНС – 10000/10
1) 10,5 кВ = 10,5 кВ
2) 6,3 кВ = 6,3 кВ
3) 10 МВА > 5,77 МВА
Питание рабочих секций собственных нужд в неблочной части выполняется с шин ГРУ, причем с одной секции шин ГРУ можно запитывать не более 2-х рабочих секций собственных нужд. Количество рабочих секций собственных нужд в неблочной части определяется количеством котлов. На ГРУ в проектируемой станции предусматривается два котла. Один котел запитывается с первой секции ГРУ и один со второй. Питание на резервную магистраль подается от резервного источника. На данной электростанции питание на резервную магистраль подается через пуско – резервный трансформатор собственных нужд с низкой обмотки трансформатора связи до выключателя. При этом предусматривается полусекция собственных нужд.
Трансформаторы собственных нужд в неблочной части выбираются по условиям:
1)
2)
3)
Определим мощность проходящую через трансформатор собственных нужд , МВА.
,
где n – количество рабочих секций к - количество секций СН запитываемых с одной секции ГРУ
Для первой и второй секции шин ГРУ подходит трансформатор типа:
ТДНС-10000/35
10,5 кВ=10,5 кВ
6,3 кВ=6,3 кВ
10 МВА > 7,3 МВА
Так же на ТЭЦ предусматривается резервные ТСН, которые должны быть такими же как и самый мощный рабочий включая блочную часть.
Принимаем резервные ТСН: ТДНС – 16000
Резервный трансформатор подключаем к низкой обмотки трансформатора связи до выключателя.
В цепи резервного трансформатора со стороны шин предусматривается выключатель
Рисунок 7.1 Схема собственных нужд
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Рисунок 8.1 Расчетная схема
8.1 Расчетная схема
Прежде чем рассчитывать токи короткого замыкания необходимо выбрать секционный реактор, установленный на ГРУ для ограничения токов короткого замыкания.
Секционный реактор выбирается по условиям:
1)
2)
Рассчитаем номинальный ток цепи , кА.
,
где - номинальный ток генератора, кА. Берется из паспортных данных.
кА
По заданным условиям подходит реактор типа:
РБГ 10-2500-0,20У3
1) 10 кВ=10 кВ 2) 2,5 кА > 2,165 кА Расчет токов короткого замыкания производится для выбора установок защиты и проверки оборудования на термическую и динамическую устойчивость. Для упрощения расчетов применяются следующие допущения:
- не учитывают насыщения сердечника трансформатора;
- не учитывают ток намагничивания трансформатора;
- пренебрегают активным сопротивлением цепи, так как оно мало по сравнению с индуктивным;
- считают трехфазную систему идеально симметричной.
Эти допущения делают погрешность в расчетах в 10 в сторону увеличения токов короткого замыкания. В практических расчетах необходимо определять следующие токи:
In,o- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент возникновения короткого замыкания- определяется для проверки оборудования на термическую устойчивость. iуд - ударный ток- определяется для проверки оборудования на электродинамическую устойчивость. In,τ и iа,τ - соответственно периодическая и апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент отключения или в момент разведения контактов выключателя. Расчет производится в относительных единицах. Для этого принимают Sб=1000 мВ•А.
Рисунок 8.2 Схема замещения
8.2 Схема замещения
Схема замещения составляется по расчетной схеме.
Каждый элемент расчетной схемы показывается в виде сопротивления, все источники, то есть генераторы и энергосистема показывается с точкой на конце, либо значком «электрическая машина». На схеме замещения каждое сопротивление нумеруется, числитель – порядковый номер, а знаменатель – числовое значение.
При расчете токов короткого замыкания тупиковые линии не учитываются, учитываются сопротивления только системных линий.
8.3 Расчет сопротивлений
Расчет производится в относительных единицах.
Базисную мощность принимаем равной 1000 МВА. Рассчитаем сопротивление энергосистемы:
X_1=X_HC∙S_б/S_HC ,
где - сопротивление энергосистемы. - базисная мощность. - мощность энергосистемы. Х_1=1,4∙1000/4500=0,31; Х_2=1,4∙1000/2500=0,56
Рассчитаем сопротивление линий:
X_3=X_4=X_5=X_6=X_уд∙L∙S_б/(U_ср^2 )
X_7=X_8=X_9=X_10=X_уд∙L∙S_б/(U_ср^2 )
где Xуд [Ом/км] - удельное сопротивление 1км линии; L- длина ЛЭП, км. Ucp - ближайшее большое напряжение по ряду средних напряжений, кВ.
X_3=0,4∙55∙1000/〖221〗^2 =0,45;〖 X〗_7=0,4∙25∙1000/〖115〗^2 =0,756
Рассчитаем сопротивление блочного трансформатора:
X_11=X_13=(X_T%)/(100%)∙S_б/S_HT
где XT% - индуктивное сопротивление обмоток трансформатора. Паспортные данные.
XT% = Uк = 10,5 кВ
X_11=X_13=11/100∙1000/250=0,44
Рассчитаем сопротивление блочного генератора:
X_12=X_14=〖X"〗_d∙S_б/S_НГ ,
где X”d - сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси. Берется из паспортных данных генератора.
X_12=X_14=0,2∙1000/258,8=0,77,
Рассчитываем сопротивления автотрансформаторов связи:
,
где , , - процентные напряжения
,
,
Так как на ТЭЦ низкая обмотка трехобмоточного трансформатора должна обращаться в ноль, поменяем местами и , получается ;
Воспользовавшись формулой для расчета сопротивления блочного трансформатора найдем сопротивления высокой и средней обмотки:
Рассчитаем сопротивление реактора:
,
где - номинальное сопротивление реактора, Ом, указывается в типе реактора.
Рассчитаем сопротивление генераторов на ГРУ :
8.4 Расчет точки К-1
Отбрасываем сопротивления X17 и X19, так как они равны нулю.
Объединяем сопротивления всех линий в одну, складывая их параллельно.
Отбрасываем сопротивления X16 и X20, так как через них ток в точку короткого замыкания не течет, потому что они находятся между точками с равным потенциалом.
X_30=X_15 ||X_18=X_15/2=1,4/2=0,7
X_31=X_23 ||X_25=X_23/2=3,82/2=1,91
X_32=X_21 ||X_22=X_21/2=1,814/2=0,9
X_33=X_16 ||X_20=X_21/2=0.9/2=0,45
X34 = X28+X33 = 0,75+0,45 = 1,2
X35 = (X24+X32)||X31 = 1,36
X_38=X_27 ||X_36=0,36 – т.к. являются источниками бесконечной мощности.
Рисунок 8.3 Преобразования схемы относительно точки К-1
8.5 Расчет токов короткого замыкания для точки К-1
8.5.1Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ, IП0 (t=0)
Определим базисный ток IБ:
,
где SБ-базисная мощность, UСР,КЗ- напряжение на той ступени, где произошло КЗ.
Рассчитаем IП0 энергосистемы и генераторов:
,
где ЕX” – сверхпереходное ЭДС источника. Для системы ЕX”=1. XРЕЗ – результирующее сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ.
,
где U0, I0 – фазные напряжение и ток статора синхронного генератора, Xd”- сверхпереходное сопротивление генератора.
8.5.2Расчет ударного тока, iУД
,
где КУД – ударный коэффициент.
,
8.5.3 Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени
где , момент разведения контактов выключателя, Та -постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
8.5.4Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент времени
Так как система является источником бесконечной мощности, то
Для остальных генерирующих ветвей нужно сначала определить источником какой мощности они являются. Для этого определим номинальный ток:
Определим соотношение
Значит, генератор G1 является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению для определим коэффициент К:
Для генераторов G2,G3,G4:
Значит это источник ограниченной мощности.
Таблица 8.1-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-1
13,12 34 13,5 12,37
8.6 Преобразование схемы для точки К-2
Рисунок 8.4- Преобразования схемы относительно точки К-2
Так как источник G1G2 подпитывает точку КЗ через два трансформатора, то считаем, что он является источником бесконечной мощности, поэтому:
X39 = X42 || X43 || X28 = 1,17
Таблица 8.2 - Суммарные токи короткого замыкания для точки К-2
6,98 19,36 7,21 6,8
8.7 Преобразование схемы для точки К-3
Рисунок 8.5- Преобразования схемы относительно точки К-3
X42 = X40 || X41|| (X33 + X28) = 1,53
X43 = X31 + X32 = 2,81
Таблица 8.3 - Суммарные токи короткого замыкания для точки К-3
73,65 181,9 72,92 70,32
8.8 Преобразование схемы для точки К-4
Рисунок 8.6- Преобразования схемы относительно точки К-4
Таблица 8.4 - Суммарные токи короткого замыкания для точки К-4.
160,35 49,9 170,7 150,24
8.9 Преобразование схемы для точки К-5
При КЗ в точке К-5 двигатели подключенные к ней переходят в режим генератора и начинают подпитывать точку КЗ.
Рисунок 8.7- Преобразования схемы относительно точки К-5
Таблица 8.5-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-5
14,83 38,8 15,66 13,45
Таблица 8.6- Расчетные токи короткого замыкания
Наименова-ние точки Итоговая
схема Наиме- нование ветви Значение токов КЗ
К-1
Шина
РУВН
220кВ
C 7,25 17,6 7,24 7,25
G1,G2 4,87 13,6 5,37 4,2
G3G4G5 1 2,76 0,88 0,92
13,12 34 13,5 12,37
К-2
Шина
РУСН
110кВ
G1,G2 4,78 13,36 5,27 4,78
G3G4G5 2,2 6 1,94 2
6,98 19,36 7,21 6,8
К-3
Шина
ГРУ
10кВ
C, G1,G2 35,94 87,41 36,14 35,94
G3 16,12 45 17,78 15,1
G4G5 21,53 59,5 19 19,7
73,65 181,9 72,92 70,32
К-4
На выводах генератора G1
C G3G4G5 62,5 151,7 62,75 62,5
G1 80 223,5 88,24 75
G2 17,85 49,9 19,7 15,32
160,35 332,81 170,7 150,24
К-5
Система собственных
нужд G1
C 7,33 21 7,36 7,33
G1 7,5 17,8 8,3 7,2
М 5,08 11,85 0,59 1,22
19,91 50,65 16,25 14,67
9. Выбор выключателей и разъединителей
Выключатели и разъединители выбираются в зависимости от исполнения распределительного устройства. Распределительное устройство 10кВ выполняется закрытым, а распределительные устройства 35 и 110кВ – открытыми. Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:
надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;
быстрота действия, то есть наименьшее время отключения;
пригодность для автоматического повторного включения, то есть быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110кВ и выше; удобство ревизии и осмотра контактов и механической части; взрыво- и пожаробезопасность; удобство транспортировки и обслуживания. В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна перетокам мощности через трансформатор.
9.1 Выбор выключателей
Выключатели выбирают по условиям:
1)
2)
3)
9.1.1 Выбор выключателей на ОРУ-220 кВ, цепь генератор-трансформатор 220 МВт
кВ
,
где - мощность, проходящая через самое мощное присоединение – блок генератор-трансформатор.
кА
Выбираем выключатель элегазовый типа ВГБУ-220 на напряжение 220 кВ
220 кВ = 220 кВ
2000 А > 880 A
2000 A > 880 A
Выбранный нами выключатель необходимо проверить по условиям:
1) На ток отключения:
40 кА > 12,37 кА
2) На возможность отключения апериодической составляющей:
,
где - допустимая относительное содержание апериодической составляющей в токе отключения.
Паспортные данные:
кА
25,45 кА > 13,5 кА
3) На термическую устойчивость:
где и - ток и время термической стойкости. Определяется по паспорту выключателя.
кА2∙с
,
где
- время срабатывания защиты
- полное время выключения выключателя по паспорту
кА2∙с
4800 кА2∙с > 376 кА2∙с
4) На электродинамическую устойчивость
102 кА > 34 кА
9.1.2 Выбор выключателей на ОРУ-110 кВ
Самое мощное присоединение цепь трансформатора связи Выбор выключателей на ОРУ-110 кВ в цепи трансформатора связи, выбираются аналогично кВ
кА
Выбираем выключатель вакуумный типа ВБЦ-110-31,5/1600 УЗ
Выбранный нами выключатель необходимо проверить по условиям:
1) На ток отключения: 31,5 кА > 17,55 кА
2) На возможность отключения апериодической составляющей:
кА
17,81 кА > 17,5 кА
3) На термическую устойчивость:.
кА2∙с
кА2∙с
1200 кА2∙с > 104,6 кА2∙с
4) На электродинамическую устойчивость
80 кА > 48,56 кА
9.1.3 Выбор выключателей на ГРУ, цепь ввода генератора 32 МВт
Выбор выключателей на ГРУ выбираются аналогично
кВ
кА
кА
Выбираем выключатель МГ-10-5000/1800 Выбранный нами выключатель необходимо проверить по условиям:
1) На ток отключения: 130 кА > 119,9 кА
2) На возможность отключения апериодической составляющей:
73,54 кА 69424 кА2∙с
станция оборудование схема генератор
4) На электродинамическую устойчивость
350 кА > 332,81 кА
9.1.4 Выбор выключателей на отходящие линии с ГРУ
кВ
Выбираем выключатель типа ВБКЭ-10-20/630
630 А > 199,2 А
Выбранный выключатель необходимо проверить:
1) На отключающую способность:
20 кА 198,55 кА
2) На термическую устойчивость:
,
кА2∙с
кА2∙с
3) На потерю напряжения в нормальном режиме:
,
- коэффициент магнитной связи между ветвями реактора, .
1,27% 65
9.1.5 Выбор выключателей в системе СН
кВ
Выбираем выключатель ВВЭ-10-31,5/1600Т3
Выбранный нами выключатель необходимо проверить по условиям:
1) На ток отключения: 31,5 кА > 18,42 кА
2) На возможность отключения апериодической составляющей:
кА
19,6 кА > 17,81 кА
3) На термическую устойчивость:.
кА2∙с
кА2∙с
2976,75 кА2∙с > 140,2 кА2∙с
4) На электродинамическую устойчивость
80 кА > 59,75 кА
9.2 Выбор разъединителей
Разъединители выбираются по условиям:
1)
2)
9.2.1 Выбор разъединителей на ОРУ-220 кВ
Выбираем разъединители типа РГ-126/1000 УХЛ1
кВ
кА
- берется из выбора выключателя
Выбранный разъединитель необходимо проверить:
1) На электродинамическую устойчивость:
63 кА > 50,717 кА
2) На термическую устойчивость:
кА2∙с
кА2∙с
Остальные разъединители, кроме разъединителей в цепи отходящих линий, выбираются аналогично разъединителям на 220 кВ.
9.2.2 Выбор разъединителей на ОРУ-110 кВ
110 кВ = 110 кВ
1000 A > 206 A
1000 A > 412 A
Выбираем разъединители типа РД-110/1000 УХЛ1
Выбранный разъединитель необходимо проверить:
1) На электродинамическую устойчивость:
63 кА > 48,56 кА
2) На термическую устойчивость:
кА2∙с
кА2∙с
9.2.3 Выбор разъединителей на ГРУ
20 кВ > 10 кВ
6300 A > 4330 A
Выбираем разъединители типа РРЧ-20/6300 МУ3
Выбранный разъединитель необходимо проверить:
1) На электродинамическую устойчивость:
200 кА > 198,55 кА
2) На термическую устойчивость:
кА2∙с
кА2∙c
Разъединители в цепи отходящих линий встроены в КРУ – К-59У1
10. Выбор измерительных трансформаторов тока
10.1 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбираются по условиям:
1)
2)
3)
10.1.1 Выбор трансформаторов тока на РУВН 220 кВ
На распределительном устройстве 220кВ в комплекте с выключателем ВГБУ-110 поставляется встроенный трансформатор тока ТВ-220-II-1000/1 Проведем проверку выбранного трансформатора по условиям выбора:
u_(н,ТА)≥u_уст
где: u_(н,ТА) - номинальное рабочее напряжение первичной обмотки трансформатора тока, u_(н,ТА)=220 кВ; u_уст - напряжение на РУ-220кВ где устанавливается трансформатор тока, u_уст=220 кВ.
, условие выполняется.
2) I_(н,ТА)≥I_maxцепи
где: I_maxцепи- максимальный ток цепи трансформатор – генератор, в которой устанавливается выключатель,
,
условие выполняется.
Проведем проверку трансформатора по условиям:
1) на термическую устойчивость:
,
условие выполняется.
2) на динамическую устойчивость:
,
,
,
условие выполняется.
3) на вторичную нагрузку:
так как индуктивное сопротивление приборов, проводов во вторичной обмотке мало по сравнению с активным будем считать:
Тогда:
где: - допустимая вторичная нагрузка, Ом, - расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке. Определим :
где: - сопротивление приборов подключенных ко вторичной обмотке; - сопротивление контактов во вторичной обмотке; - сопротивление проводов во вторичной обмотке. Для определения составим таблицу:
Таблица 10.1 – Приборы устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора тока на РУ-110кВ
Наименование прибора Тип прибора Потребляемая мощность прибора,
Амперметр Э – 379 0,5
где: - суммарная мощность потребляемая приборами установленными во вторичной обмотке трансформатора тока; - номинальный ток протекающий во вторичной обмотке трансформатора тока, .
При расчете считаем, что .
Следовательно:
Определим сечение провода:
где: - площадь сечения провода; - расчетная длина провода, определяется по, ; - удельное сопротивление провода, так как мощность генератора более 100 МВт, в данном случае 110 МВт, применяем медные провода,
.
Округляем до ближайшего стандартного значения: Определив рассчитаем
: ,
Тогда:
Получаем:
Условие выполняется.
10.1.2 Выбор трансформаторов тока на среднее напряжение 110 кВ в цепи трансформатора связи
Трансформаторы тока выбираются по тем же условиям и формулам, что в п. 10.1.1.
Выбираем трансформатор типа: ТФ3М-110Б-|-У1
1) 110 кВ = 110 кВ
2) 600 А > 206 А
3) 600 А = 412 А
Проверяем по условиям:
1) На электродинамическую устойчивость:
= 127 кА
127 кА > 48,58 кА
2) На термическую устойчивость
кА2∙с
кА2∙с
2883 кА2∙с > 150 кА2∙с
3) На вторичную нагрузку
Таблица 9.1.2 – Используемые приборы
Наименование прибора Тип прибора Потребляема мощность
в А
Амперметр
Ваттметр
Варметр Э-378
Д-305
Д-305 0,1
0,5
0,5
Согласно ПУЭ принимаем кабель сечением не менее 2,5 мм2
Выбираем кабель марки КВВГ с сечением 2,5 мм2
1,2 Ом > 0,514 Ом
10.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
10.2.1 Трансформаторы напряжения для РУВН-220 кВ
Выбираем по условиям:
Устанавливаются по одному на каждую систему шин РУ
Для ОРУ 220 кВ выбираем НКФ-220-83-У1
Выбранный трансформатор необходимо проверить на вторичную нагрузку, когда одна система шин выведена в ремонт: , - вторичная нагрузка.
Для определения составляем таблицу:
Таблица 10.1 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Наименова-ние
цепи Наименование прибора Тип прибора Потребляемая мощность
1 катушки, В∙А Колличество катушек Колличество приборов
Сборные
шины ВН Вольтметр Э-335 1,5 1 1 1,5
Приборы синхронизации
Частотомер
Вольтметр Синхроноскоп
Осциллограф Э-371
Э-335
Э-327 3
2
1
1
2
2
1
1 6
4
Регистрируюие приборы
Частотомер
Вольтметр
Ваттметр Н-397
Н-344
Н-348 10
10
10 1
1
2 1
1
1 10
10
20
Обходной выключатель Ваттметр
Варметр
Счетчик
актив.
Фикс. Приб.
Счетчик реак. Д-335
Д-335 ЦЭ6805В
ФИП
ЦЭ6811 1,5
1,5
1
3
1 2
2
2
1
2 1
1
1
1
1 3
3
2
3
2
Линия 110 кВ Ваттметр Варметр ФИП РЗ Д-335
Д-335
ФИП
--- 1,5
1,5
3
0,5 2
2
1
--- 6
6
6
6 18
18
18
3
В∙А
В∙А
400 В∙А> 121,5 В∙А
10.2.2 Трансформаторы напряжения для РУСН-110 кВ
Таблица 10.2 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.
Наименование цепи Наименование прибора Тип прибора Потребляемая мощность
1 катушки, В∙А Количество катушек Количество приборов
Сборные шины Вольтметр Э-335 2 1 1 2
Регистрирующие приборы
Вольтметр Н-344 10 1 1 10
Транс-формат-ор
связи Среднее напряжение
Ваттметр Д-305 1,5 2 1 3
Варметр Д-305 1,5 2 1 3
Линия 35кВ Счетчик актив.
Счетчик
реактив.
РЗ ЦЭ6805 В
ЦЭ6811
- 1
1
0,5 2
2
- 2
2
2 4
4
1
В∙А
В∙А
150 В∙А > 27 В∙А
По всем условиям подходит ЗНОМ-110-65У1.
10.2.3 Трансформатор напряжения для РУ-10 кВ кВ
Для напряжения 10 кВ выбираем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ–06–10У3
Таблица 10.3 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Наименование цепи Наименование прибора Тип прибора Потребляемая мощность
1 катушки, В∙А Колличество катушек Колличество приборов
Линии 10 кВ
(Потреб) Счетчик актив.
Счетчик. реактив. ЦЭ6805 В
ЦЭ6811 1
1 2
2 24
24 48
48
Секции шин генератор-ного напряжения Вольтметр
Частотомер Н-344
Н-397 10
10 1
1 2
2 20
20
Приборы синхронизации
Частотомер
Вольтметр
Синхронизатор
Осциллограф Э-362
Э-335
Э-327 2
2
1
1
2
2
1 2
4
Транс-формат-ор
связи Низкое напряжение
Ваттметр Д-305 1,5 2 1 3
Варметр Д-305 1,5 2 1 3
В∙А
В∙А
150 В∙А > 148 В∙А
По всем условиям подходит трансформатор напряжения типа ЗНОЛ–06–10У3.
11. Выбор токоведущих частей
Основное электрическое оборудование подстанций и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.
11.1 Выбираем сборные шины и ошиновку для РУВН 220 кВ
Будем выбирать по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, т.е. по току наиболее мощного присоединения ( в данном случае блочный трансформатор).
кА
Выберем для РУ–110кВ сталеалюминевые провода марки АС–600/72, q=600 мм2, d=33,2 мм, Iдоп.=1050 А; радиус провода: r0=1,66 см; расстояние между фазами: D=300 см, фазы расположены горизонтально.
Проверку шин на схлестывание не производим т.к.
Проверка на термическое действие тока К. З. не производится, так как шины и ошиновка выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям коронирования: - Определяем начальную критическую напряженность:
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m=0,82; r0 – радиус провода в см.
Определим напряженность вокруг провода:
где U=1,1∙Uном. – линейное напряжение, кВ; Dср. – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, при горизонтальном расположении фаз: Dср.=1,26∙D, где D – расстояние между соседними фазами, n – число проводов в фазе,
Условие проверки:
кВ/см кВ/см
Провод АС–600/72 по условиям короны проходит.
11.2 Выбираем сборные шины и ошиновку для РУСН 110 кВ
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения – трансформатора связи.
A
Выберем для РУ–35 кВ сталеалюминевые провода марки АС–150/19, q=150 мм2, d=16,8 мм, Iдоп.=450А; радиус провода: r0=0,84 см; расстояние между фазами: D=300 см, фазы расположены горизонтально.
Проверка на термическое действие тока К.З. не производится, так как шины и ошиновка выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям коронирования:
Определяем начальную критическую напряженность:
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m=0,82 [4 стр.246]; r0 – радиус провода
Определим напряженность вокруг провода:
где U=1,1∙Uном. – линейное напряжение, кВ; Dср. – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, при горизонтальном расположении фаз:
Dср.=1,26∙D,
где D – расстояние между соседними фазами
Условие проверки:
кВ/см кВ/см
Провод АС–150/19 по условиям короны проходит.
11.3 Выбираем комплектный токопровод в цепи генератора на ГРУ
Выбираю комплектный пофазно экранированный токопровод типа ГРТЕ-20-10000-300
кВ, А, кА
10 кА >4,55 кА
300 кА >252 кА
11.4 Выбираем комплектный токопровод в цепи блочного генератора 32 МВт
От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250
кВ, А, кА
Проверяем его:
кА
8550 А >4558 А
250 кА > 165,4 кА
11.5 Выбираем комплектный токопровод в цепи блочного генератора. 220 МВт
Принимаем к установке комплектный пофазно-экранированный токопроводом ГРТЕ-20-10000-300
кВ, А, кА
Проверяем его:
10000 А >7263,33 А
300кА > 201,96 кА
11.6 Выбор гибкого подвесного токопровода между турбинным отделением и ГРУ и соединение от ГРУ до выводов трансформатора связи
Выберем сечение по экономической плотности тока А/мм2
Принимаем два несущих провода АС-500, тогда сечение алюминиевых
проводов должно быть
Число проводов А-500:
Принимаем токопровод 2·АС-500+7·А-500 диаметром d=160 мм, расстояние между фазами D=3м.
- Проверяем по допустимому току
- Пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения ,поэтому проверка на термическую устойчивость не производится.
-Проверка по условиям схлестывания
Сила взаимодействия между фазами:
Сила тяжести 1 м токопровода с учетом массы колец 1,6 кг
По диаграмме f/g = 480,8/146,18=3,29 . Это отношение велико. Поэтому происходит схлестывание. Необходимо уменьшить стрелу провеса или увеличить расстояние между фазами. В гибких подвесных токопроводах уменьшение стрелы провеса может привести к значительному увеличению механических напряжений в проводе, а увеличение расстояния между фазами ведет к увеличению размеров ОРУ. Поэтому в некоторых случаях устанавливаются поперечные распорки ,присоединяемые к фазам через изоляторы, что позволяет не увеличивать расстояние между фазами и не уменьшить стрелу провеса. Когда же необходимо уменьшение стрелы провеса, устанавливаются дополнительные опоры, т.е. фактически уменьшается пролет, чтобы сохранять механическое напряжение в проводах в допустимых пределах
11.7 Выбор сборных шин на ГРУ
Вся ошиновка и сборные шины на ГРУ выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Предполагаем, что сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника, с расстоянием между фазами м и пролетом м.
Принимаем шины коробчатого сечения, алюминиевые 2 (125·55·6,5) мм, высота h =125 мм, ширина полки b=55 мм, толщина шины с=6,5 мм
Сечение (2 1370) мм2:
Проверка шин на термическую устойчивость
Определяем минимально допустимое сечение по термической устойчивости, приняв C=88
Т.о., выбранные шины термически устойчивы. Проверка шин на механическую прочность Расчетная формула ,где см
Где l принимается 2 м.
Сила взаимодействия между швеллерами:
11.8 Выбор изоляторов
В РУ шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах по условиям:
где - сила, действующая на изолятор;
- допустимая нагрузка действующая на головку изолятора
Выбираем опорные изоляторы ОФР-10-6000УЗ
Проверяем по допустимой нагрузке.
Максимальная сила действующая на изгиб:
Поправка на высоту коробчатых шин:
Н
По паспортным данным
Н
12. Выбор конструкции распределительных устройств
Согласно ПУЭ при напряжении 10кВ на станции сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ); при напряжении 110кВ и выше сооружаются открытые распределительные устройства (ОРУ) при условии что станция не находится в химически активной зоне или в районе Крайнего севера. В данном курсовом проекте РУ-110кВ и РУ–220кВ выполнены открытыми; РУ–10кВ выполнено за
Не Пропустите: