Проектирование теплоэлектроцентрали ТЭЦ-300 МВт

Уфимский государственный авиационный технический университет Кафедра электрических машин

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по дисциплине Электроэнергетика

Проектирование теплоэлектроцентрали ТЭЦ-300 МВт Уфа 2008 г.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Аннотация Введение

• 1. Составление двух вариантов структурных схем проектируемой станции
• 2. Выбор основного оборудования
• 3. Расчет количества линий
• 4. Выбор схем распределительных устройств
• 5. Технико-экономическое сравнение вариантов
• 6. Схема собственных нужд
• 7. Расчет токов короткого замыкания
• 8. Выбор выключателей и разъединителей
• 9. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
• 10. Выбор токоведущих частей
• 11. Выбор конструкции распределительных устройств
• 12. Список литературы
• теплоэлектроцентраль структурная схема

АННОТАЦИЯ

теплоэлектроцентраль структурная схема

В данном курсовом проекте разработана теплоэлектроцентраль ТЭЦ-300 МВт. Произведен выбор двух вариантов структурных схем, выбор генераторов, расчет и выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи. Произведен 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 токоведущих частей, ограничителей перенапряжения, конструкции распределительных устройств.

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 кет 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 таксисе 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 сугцествоеало, то понадобилось бы 15 млн. кВт дополнительных мощностей.

Российская энергосистема обоснованно считается одной из самых наделсных 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.

1. СОСТАВЛЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ СТАНЦИИ

Потребитель-НПЗ,;

Связь с системой осуществляется по ВЛ-220кВ l = 52 км.;

Отдача с шин 10кВ: P_max10 = 34МВт, P_min10 = 0,8 P_max10;

Cos ц = 0,8;

Топливо — мазут;

Т_max = 5000 час.;

S_{н, С220} = 2000 МВ*А;

X_{н, c*220} = 2,5

1.1 Первый вариант

Рисунок 1 — Структурная схема первого варианта ТЭЦ — 300 МВт

В первом варианте проектируемой станции устанавливаем 3 генератора по 110 МВт. К шинам ГРУ присоединяем два генератора. На энергосистему по ВЛ 220 кВ работает также один генератор в блоке с трансформатором. Согласно на ТЭЦ РУ-10 кВ и РУ-220 кВ связываются двумя параллельно работающими трансформаторами связи, которые имеют РПН.

1.2. Второй вариант

Рисунок 2 — Структурная схема второго варианта ТЭЦ — 300 МВт

Во втором варианте проектируемой станции устанавливаем также 3 генератора по 110 МВт.

В этом варианте схемы на энергосистему все генераторы работают в блоке с трансформаторами. Питание потребителей с РУ-10 кВ осуществляется глубоким вводом путем отпайки с выводов генераторов G₂ и G₃. Трансформаторы в блоках этих генераторов имеют РПН. В цепи генераторов с отпайками на потребитель предусматриваются выключатели.

2. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

2.1 Выбор генераторов

Для заданной станции выбираем турбогенераторы новой серии типа Т3 В с полным водяным охлаждением и заполнением внутреннего пространства воздухом.

Предусматриваем установку генераторов типа Т3В-110−2.

Выбранные генераторы были разработаны в НИИ АО «Электросила». В турбогенераторах Т3 В (цифра 3-число основных цепей охлаждения (ротор, сердечник, обмотка статора)) применяются только негорючие материалы, а водород и масляные уплотнения вала отсутствуют. Для смазки подшипников допускается как турбинное масло, так и негорючая жидкость ОМТИ. В связи с этим конструкция генератора взрывои пожаробезопасна.

Водяное охлаждение вместо водородного уменьшает температуру обмоток и конструктивных элементов, а также сечений каналов для охлаждающего агента в проводниках обмотки возбуждения ротора, снижает электрические потери в них и потери на циркуляцию охлаждающего агента. Возможность увеличения линейных нагрузок, плотностей тока и индукции позволяет при уменьшении объёма и соответственно массы генератора обеспечить высокие эксплуатационные показатели — КПД и устойчивость, манёвренность, запасы мощности по нагреву, расширение диапазона допустимых режимов работы.

Полное водяное охлаждение повышает надёжность турбогенератора вследствие отсутствия масляных уплотнений вала, вентиляторов и встроенных в статор газоохладителей; снижении требований по газоплотности корпуса; уменьшение нагрева изоляционных материалов и соответственно повышение их долговечности; упрощение конструкций отдельных узлов и деталей.

Основной особенностью турбогенераторов Т3 В является «самонапорная» система охлаждения ротора, в которой отсутствуют гидравлические связи обмотки ротора с валом, включающие множество стальных и изоляционных трубок, уплотнений и высоко нагруженных паяных соединений, определяющих недостаточную надёжность конструкции роторов с подачей воды через вал («напорная» система).

Другой особенностью — конструкции турбогенераторов Т3 В является применение плоских силуминовых охладителей в виде сегментов с залитыми в них змеевиками из нержавеющей стальной трубки для охлаждения активной стали сердечника статора. Такая конструкция, кроме эффективного охлаждения, обеспечивает высокую плотность и стабильность спрессовки сердечника, исключает возможность местного передавливания изоляционного покрытия листов активной стали, наблюдающегося в турбогенераторах с газовым охлаждением под вентиляционными распорками.

Данные генераторы представлены в таблице 1.

Таблица 1 — Основные технические характеристики турбогенераторов.

2.2 Выбор блочных трансформаторов

Блочные трансформаторы выбираются по следующим условиям:

(1)

(2)

(3)

Для первого и второго варианта блочные трансформаторы будут одинаковыми для генератора Т3В-110−2.

Определим реактивную мощность генераторов по формуле:

(4)

МВАР

Определяем расход активной и реактивной мощности на собственные нужды:

(5)

МВт

(6)

МВАР

где — процентный расход на собственные нужды, который зависит от вида топлива [1 стр. 433 ]

Определяем мощность, передаваемую через блочный трансформатор:

(7)

МВА

Выбираем трансформатор ТРДЦН-160 000/220, таб. 3.6 [2 стр. 146 ]

Таким образом:

Условие выполняется.

Принимаем к установке выбранный трансформатор.

Данный трансформатор трехфазный двухобмоточный с расщеплённой обмоткой низкого напряжения и принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла.

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи

2.3.1 1 Вариант

Согласно на ТЭЦ должны предусматриваться два параллельно работающих трансформатора, которые выбираются по условиям:

(9)

(10)

(11)

Определяем суммарный расход активной и реактивной мощности на собственные нужды на ГРУ:

(12)

МВт

(13)

МВар

Определим минимальную реактивную мощность, потребляемую с шин ГРУ:

(14)

(15)

МВАР

Определяем мощность, передаваемую через трансформатор связи:

(16)

МВА

По полученным расчетам выбираем трансформаторы связи ТРДЦН-160 000/220 таб. 3.6 [2 стр. 150] удовлетворяющий условиям

230 кВ > 220 кВ

10,5 кВ = 10,5 кВ

160 МВА >113,1 МВА

Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах:

1. Аварийное отключение одного из параллельно работающих трансформаторов, перегруз оставшегося в работе на 40%

(17)

Определяем мах реактивную мощность потребляемую на ГРУ:

(18)

МВар

Определяем мощность, передаваемую через трансформатор связи:

(19)

МВА

1,4• 160 =224 МВА >218,9 МВА

2. Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ:

Определяем мощность через трансформатор связи при максимальном потреблении с шин ГРУ и с шин С.Н.:

(20)

МВА

(21)

2•81,6=163,2 МВА > 160 МВА Трансформатор ТРДЦН-160 000/220 подходит по всем параметрам.

Данный трансформатор трехфазный двухобмоточный с расщепленной обмоткой НН, с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла, снабжён устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

2.3.2. 2 Вариант

Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, имеющим отпайку на потребитель, выбираются по следующим условиям:

(22)

(23)

(24)

Определим мощность, передаваемую через трансформатор связи:

(25)

МВА где n — число блоков, имеющих отпайки на потребитель.

Исходя из полученных расчетов, выбираем трансформатор связи [2 стр. 150]

ТРДЦН-160 000/220, который подходит по всем условиям:

230 кВ > 220 кВ

10,5 кВ = 10,5 кВ

160 МВА >113,1 МВА

Таблица — 2 Основные технические характеристики выбранных трансформаторов.

3. РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ЛИНИЙ

На РУ ВН количество линий находим по формуле:

(26)

где — пропускная способность одной линии. Определяется на [5 стр. 313], — активная мощность всех генераторов

3.1 1 Вариант

линий

Принимаем 2 линии.

Так как на шинах РУ ВН есть тупиковая нагрузка, то количество тупиковых линий определяется по формуле:

(27)

линии

Принимаем 1 линию.

Определяем количество линий связи с энергосистемой:

(28)

линия, но по условиям надёжности необходимо наличие 2-х линий связи с системой, поэтому принимаем 2 линии.

3.2 2 Вариант

Выбор числа линий на РУ ВН аналогичен первому варианту.

Количество линий, отходящих от РУ-10 кВ определим по формуле:

(29)

линии

Принимаем к расчету 12 линий в обоих вариантах

4. ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

4.1. 1 Вариант

Согласно пункта 8.14 на генераторном распределительном устройстве выбираем схему с одной секционированной системой шин. Так как в данной схеме на ГРУ установлены два генератора, сборные шины секционируются на две секции. Для ограничения тока короткого замыкания на шинах ГРУ, последовательно с секционным выключателем установлен секционный реактор. Линии, отходящие к потребителю, подключены к шинам ГРУ через групповые реакторы. Необходимость установки реакторов вызвана:

— необходимостью ограничения тока короткого замыкания в линии с целью установки в ней комплектного распределительного устройства (КРУ);

— необходимостью поддержания напряжения на шинах ГРУ в пределах 65% и более от номинальных напряжений при коротком замыкании в линии;

— необходимостью уменьшения числа подключений к шинам ГРУ.

Согласно пункта 8.12 на распределительном устройстве высокого напряжения 220 кВ при числе присоединений 5 (2 линии, 1 блок генератор-трансформатор, 2 трансформатора связи) предусматривается схема с двумя рабочими системами шин и с одной обходной. В данной схеме все подключения фиксированные.

При этом предусматривается совмещенный шиносоединительный — обходной выключатель, который в нормальном режиме работает как шиносоединительный. При необходимости его используют как обходной выключатель.

4.2. 2 Вариант

Так как в данном случае питание потребителей 10кВ осуществляется отпайкой от выводов блочных генераторов, ГРУ в схеме отсутствует, а распределение эл. мощности осуществляется от распределительного устройства 10 кВ, установленного и обслуживаемого потребителем.

Для ограничения тока короткого замыкания последовательно с выключателем блока на отпайке к потребителю устанавливается групповой реактор.

Необходимость установки реакторов вызвана:

— необходимостью ограничения тока короткого замыкания в линии с целью установки в ней комплектного распределительного устройства (КРУ);

— необходимостью поддержания напряжения на выводах генераторов в пределах 65% и более от номинальных напряжений при коротком замыкании в линии;

— необходимостью уменьшения числа подключений к выводам генераторов.

Согласно пункта 8.12 на распределительном устройстве высокого напряжения 220 кВ при числе присоединений 5 (2 линии, 3 блока генератор-трансформатор) предусматривается схема с двумя рабочими системами шин и с одной обходной. В данной схеме все подключения фиксированные.

При этом предусматривается совмещенный шиносоединительный — обходной выключатель, который в нормальном режиме работает как шиносоединительный. При необходимости его используют как обходной выключатель.

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат, которые определяются по формуле

З = р_н•К + С, (30)

где р_н — нормативный коэффициент эффективности, который зависит от срока окупаемости и равен 0,12

С — эксплуатационные расходы, которые определяются по формуле:

С = С₁ + С₂ + С₃, (31)

где С₁ — стоимость потерь электрической энергии в трансформаторах, определяемых по формуле

(32)

где в — стоимость одного киловатт/часа. Значение в принимаем

0,8 ;

ДW — потери электрической энергии в трансформаторах;

(33)

где — ДP_xx-потери хх на перемагничивание;

ДР_кз-потери кз на нагрев;

t — число часов работы трансформатора в году:

для блочных трансформаторов 8000ч.

для трансформаторов связи 8760ч.

С₂+С₃ — амортизационные отчисления на ремонт оборудования и обслуживание персонала, которые определяются по формуле С₂+С₃ = (8 — 9)%•К, (34)

где К — капитальные затраты, которые складываются из стоимости оборудования, монтажа, наладки и пуска в эксплуатацию.

Для определения капитальных затрат К заполним таблицу 3 (в таблице учтено только то оборудование, на которое варианты различаются). Данные таблицы взяты из справочника.

Таблица 3. - Капитальные затраты

5.1 1Вариант

Так как, в обоих вариантах выбраны одинаковые трансформаторы, расчет потерь электроэнергии в них не производим и, следовательно, для определения приведенных затрат определим эксплуатационные расходы на амортизацию, ремонт и содержание персонала.

С =

тыс. руб.

Определим затраты по первому варианту по формуле (30):

тыс. руб.

5.2 Вариант 2.

тыс. руб.

Определим затраты по второму варианту :

тыс.руб Подсчитав по вариантам затраты определим более экономичный:

(35)

Выбираем второй вариант, имеющий наименьшие затраты.

6. СХЕМА СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Рисунок 3 — Схема собственных нужд ТЭЦ 1 — ТРДЦН — 160 000/220; 2 — ТДНС-10 000/35; 3 — ТДЦП — 25 000/220

Для питания СН 6 кВ в цепи генератора предусматривается отпайка с трансформатором собственных нужд.

Согласно п. 8.20 при мощности блока до 160 МВт (В данном случае 110 МВт) должна предусматриваться одна рабочая секция СН.

Выбор трансформаторов собственных нужд.

Так как мощность всех блоков одинакова, то ТСН тоже будут одинаковы.

Рабочие ТСН выбираются по следующим условиям:

(36)

кВ (37)

(38)

10,5 кВ =10,5 кВ

6,3 кВ =6,3 кВ

10 МВА > 9,64 МВА

Этим условиям удовлетворяет трансформатор ТДНС-10 000/35

Для надежного питания потребителей СН каждая рабочая секция связана с резервной магистралью СН через нормально отключенные выключатели, на которой предусматривается АВР.

Резервная магистраль выполняется двумя, секционированными через каждые 2−3 блока системами шин п. 2.23.

Питание на резервную магистраль подается от нескольких источников, количество которых определяется количеством блоков. Так как число блоков равно 3, то количество резервных источников равно 2, согласно п. 2.22. Оба резервных источника подключаются к РУВН, они будут на одну ступень выше мощности самого мощного рабочего ТСН, т. е. ТДЦП-25 000/220 (т.к. трансформаторы меньшей мощности промышленностью не выпускаются). Увеличение мощности резервного ТСН принимается для того, чтобы он мог заменить самый мощный рабочий и одновременно обеспечить пуск еще одного блока.

7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Короткие замыкания (К. З.) являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и энергосистем в целом. При проектировании станции расчёт токов К. З. производится с целью проверки выбранного электрооборудования и токоведущих частей, выбора уставок релейной защиты. При расчёте токов К.З. принимают ряд допущений, не вносящих существенных погрешностей в расчёты; к ним относятся:

— отсутствие качаний генераторов;

— нелинейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных систем);

— приближённый учёт нагрузок (все нагрузки представляются в виде постоянных по величине индуктивных сопротивлений);

— пренебрежение активными сопротивлениями элементов схемы при расчёте токов К.З. и учёт активных сопротивлений только при определении степени затухания апериодических составляющих токов К.З.;

— пренебрежение распределённой ёмкостью линий, за исключением случаев длинных линий и линий в сетях с малым током замыкания на землю;

— симметричность всех элементов системы, за исключением места К.З.;

— пренебрежение током намагничивания трансформаторов.

Эти допущения привносят в расчеты токов короткого замыкания погрешности в допустимых пределах (порядка 10%).

7.1 Расчетная схема

Рисунок 4 — Расчетная схема токов короткого замыкания.

7.2 Схема замещения

Рисунок 5 — Схема замещения.

7.3 Расчет сопротивлений

Расчет производим в относительных единицах.

Зададим базисную мощность МВА.

7.3.1 Рассчитываем сопротивления генераторов по формуле:

(39)

гдесверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси (паспортные данные).

7.3.2 Расчет сопротивлений энергосистемы

(40)

7.3.3 Расчет сопротивления ЛЭП:

(41)

где -удельное сопротивление 1 км линии табл. 3.1. [4 стр. 98]

7.3.4 Расчет сопротивлений трансформаторов

(42)

гдеопределяется по таблице 3.3. [4 стр. 101]

Для трансформатора ТРДЦН-1 600 000/220:

(44)

(45)

(46)

Для трансформатора ТДНС-10 000/35:

(48)

7.4 Преобразование схемы замещения. Расчет токов К. З.

7.4.1 Расчет токов короткого замыкания (К.З.) в точке К1

В этом случае точку К. З. будут подпитывать три ветви:

1. С

2. G1

3. G2,3

Рисунок 6 — Схема замещения при к.з. на РУ-110 кВ

Рисунок 7 — Схема замещения после преобразований при К. З. на РУ -220 кВ

7.4.1.1 Определим

Определяем базисный ток:

(53)

кА

Определяем ток для каждой генераторной ветви по формуле:

(54)

гдесверхпереходная относительная ЭДС, которая определяется по табл. 3.2 на [4 стр. 99].

Для источника бесконечной мощности , — берется из лучевой итоговой схемы.

кА кА кА кА

7.4.1.2 Определение ударного тока:

(55)

гдеударный коэффициент, определяется по табл. 3.6 и 3.7 на [4 стр 110−111]

кА кА кА кА

7.4.1.3 Определение :

(56)

гдеопределяется по табл. 3.7 [4 стр. 111]

— определяется по кривой соответствующей по графику на рисунке 3.8 на [4 стр. 113].

кА кА кА кА кА

7.4.1.4 Определение :

т.к. энергосистема является источником бесконечной энергии, то:

(57)

кА

Определяем генерирующей ветви

(58)

кА

кА

Определяется отношение :

т.к. эти отношение >1, то эти генерирующие ветви являются источниками конечной мощности. Находим отношение по кривым рис. 3.8 на [4 стр. 113] для сек. И по кривой соответствующей отношению и определяется:

(59)

кА кА кА

Таблица 4. — Суммарные токи при К. З. на РУ — 220 кВ

7.4.2 Расчет токов короткого замыкания в точке К-2

Для точки К-2 будет две генерирующие ветви:

1. С, G13

2. G2

Учитываем преобразования точки К-1

(60)

(61)

Рисунок 8 — Схема замещения после преобразований при К.З. на выводах генератора

Расчет токов короткого замыкания производим по тем же формулам, что и для точки К-1.

Таблица 5. - Суммарные токи в точке К-2

7.4.3. Расчет токов короткого замыкания в точке К-3

Если происходит К. З. в КРУСН-6 кВ, то синхронные двигатели переходят в режим генератора и начинают подпитывать точку К.З.

Используя преобразования точки К-2, получим:

Рисунок 8 — Схема замещения при К. З. в КРУСН-6 кВ

Проведём дальнейшее преобразование

(63)

Для точки К-3 будет две генерирующие ветви:

1. С, G1G2G3.

2. Электродвигатели

Рисунок 9 — Схема замещения после преобразований при К. З. в КРУСН-6 кВ

7.4.3.1 Определим

Определяем базисный ток по (53):

кА Определяем ток для каждой генераторной ветви по формуле (54):

кА

(64)

кА кА

7.4.3.2 Определение ударного тока по (55):

кА

- для двигателей на [4 стр. 116]

кА

кА

7.4.3.3 Определение по формуле (56):

- для двигателей на [4 стр. 178]

кА

кА

кА

7.4.3.4 Определение :

кА

(65)

где

кА

кА

Таблица 6. - Суммарные токи при К.З. в КРУСН — 6 кВ

Таблица 7 — Сводная таблица результатов расчета токов К. З.

8. ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ

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;

взрывои 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.

8.1 Выбор выключателей и разъединителей в РУ-220кВ

В РУ-220кВ самым мощным присоединением является блок трансформатор — генератор. Следовательно, выключатель и разъединитель будут выбираться по этой цепи.

Выбираем элегазовый выключатель по следующим условиям:

(66)

(67)

(68)

(69)

кА где: — номинальной ток цепи генератора, в которой устанавливается выключатель;

— максимальный ток цепи генератора, в которой устанавливается выключатель;

— номинальное напряжение на РУ-220кВ,

8.1.1 Выбор выключателя

Выбираем выключатель ВГБ-220−40/2000У1.

220 кВ = 220 кВ

2000 А > 420 А Проверяем выключатель по следующим условиям:

— по току отключения:

(70)

;

где: — номинальный ток отключения выключателя;

— периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент разведения контактов выключателя;

— на возможность отключения апериодической составляющей:

(71)

гденормированное содержание апериодической составляющей в полном токе К. З. Определяется по паспорту выключателя

кА кА

19,8 кА > 4,13 кА

— на термическую устойчивость:

(72)

где: — допустимый тепловой импульс,

;

— ток термической стойкости ;

— время протекания тока термической стойкости, ;

— расчетный тепловой импульс,

где: — периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент начала короткого замыкания;

(73)

— время срабатывания защиты;

— время отключения выключателя;

— постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, принимаю

— на электродинамическую устойчивость:

(74)

где: — ток динамической стойкости (паспортные данные выключателя),

— ударный ток короткого замыкания;

Выбранный выключатель ВГБ-220−40/2000У1 всем этим условиям удовлетворяет.

8.1.2 Выбор разъединителей для ЗРУ-220 кВ

Разъединители выбираются по тем же условиям, что и выключатели, т. е.:

кА

кА

220 кВ = 220 кВ

1000 А > 420 А

Выбираем разъединитель РДЗ-220/1000Н/УХЛ1

Проверяем разъединитель по следующим условиям:

— на термическую устойчивость по (72):

кА²с

1875 кА²с > 15,09 кА²с

— на электродинамическую устойчивость по (74):

кА по паспортным данным.

63 кА > 15,54 кА Выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям.

Таблица 8 — Паспортные и расчетные данные выключателя и разъединителя 220кВ

8.2 Выбор выключателей в цепях генераторов, имеющих отпайки на потребитель

8.2.1 Выбор выключателя

При выборе генераторного выключателя и разъединителя надо брать наибольший ток К. З. из двух:

1. Ток от генератора.

2.

1. кА

2. кА

Принимаем к расчету наибольший ток К. З.= 88,69 кА

Выключатель выбираем по условиям :

кВ

кА

(75)

Принимаем к установке маломасляный выключатель HEC 3/6 (производство АВВ) Проверяем выбранный выключатель:

— по току отключения:

кА

100 кА > 88,69 кА

— на возможность отключения периодической составляющей:

кА кА

56,57 кА > 46,41 кА

— на отключение полного тока:

(76)

197,99 кА > 171,84 кА

— на термическую устойчивость:

кА²с

кА²с

40 000 кА²с > 1415,86 кА²с

3. На электродинамическую устойчивость :

300 кА > 238,31 кА Выбранный выключатель по всем параметрам проходит.

8.2.2 Выбор разъединителей в цепях генераторов, имеющих отпайки на потребитель

кВ

кА

Выбираем разъединитель РВРЗ-2−24/8000МТЗ

кА²с

кА²с

50 176 кА²с >1415,86 кА²с

300 кА > 139,96 кА

Разъединитель условиям удовлетворяет.

8.3 Выбор выключателей отходящих линий

Выключатели выбираются по условиям:

кВ А

Выбираем вакуумный выключатель ВБКЭ-10−20/630 УЗ и проверяем по вышеприведенным условиям:

— на ток отключения:

где кА кА т.к. ток К.З. больше тока отключения выключателя, то необходимо выбрать реактор по следующим условиям:

кВ (77)

(78)

(79)

(80)

А Определим без реактора:

(81)

Ом Определим для обеспечения тока, не превышающего тока отключения выключателя:

(82)

Ом Определим :

(83)

Ом Выбираем реактор по условиям:

10 кВ =10 кВ А

Ом (84)

Этим условиям удовлетворяет реактор РБСДГ10−21 600−0,35УЗ Проверяем реактор по следующим условиям:

1. На способность ограничить ток К.З.:

(85)

2. На электродинамическую стойкость:

где кА

3. На термическую устойчивость:

-паспортные данные, где кА и с кА²с

кА²с

1705,28 кА²с > 137,37 кА²с

1. На потерю напряжения в нормальном режиме

(86)

(87)

где и по [2]

А

(88)

5. На остаточное напряжение на выводах генератора при К.З. на отходящей линии:

(89)

Выбранный реактор РБСДГ10−21 600−0,35УЗ удовлетворяет условиям.

8.4 Выбор выключателей в цепи ввода и выбор секционных выключателей кВ А

А Принимаем выключатель типа ВБКЭ-10−20/1600 УЗ встроенный в КРУ типа КМ-1.

8.5 Выбор выключателей в системе собственных нужд

Условия выбора:

кВ кА (90)

Принимаем выключатели ВБКЭ-10−20/1000 УЗ и проверяем их по условиям:

1. По току отключения:

где кА

20 кА > 12,49 кА

2. На возможность отключения периодической составляющей тока К. З.

где

кА кА

5,64 кА > 2,03 кА

3. На термическую устойчивость :

кА²с

кА²с

2976,75 кА²с > 573,54 кА²с

4. На электродинамическую устойчивость

80 кА > 41,74 кА Все условия выполняются.

Таблица 9. - Расчетные и паспортные данные для цепи генераторов, имеющих отпайки на потребитель.

Таблица 10. - Расчетные и паспортные данные для системы СН.

9. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ

В пределах учебного проектирования измерительные трансформаторы тока выбираются в тех же цепях, где выбирались выключатели

9.1 Выбор измерительных трансформаторов тока на РУ-220кВ

На распределительном устройстве 220кВ в комплекте с выключателем ВГБ-220−40 поставляется встроенный трансформатор тока ТВ-220

Проведем проверку выбранного трансформатора по условиям выбора:

(91)

Проведем проверку трансформатора по условиям:

— на термическую устойчивость:

(92)

— на динамическую устойчивость:

(93)

60 кА > 15,54 кА,

— на вторичную нагрузку:

(94)

так как индуктивное сопротивление приборов, проводов во вторичной обмотке мало по сравнению с активным сопротивлением, будем считать:

Тогда:

где: — допустимая вторичная нагрузка, Ом,

— расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке.

Определим :

(95)

где: — сопротивление приборов, подключенных ко вторичной обмотке;

— сопротивление контактов;

— сопротивление проводов;

Для определения составим таблицу:

Таблица 11 — Приборы, устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора тока на РУ-220кВ

(96)

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:

(97)

где: — площадь сечения провода;

— расчетная длина провода, определяется по [5 стр. 379], ;

— удельное сопротивление провода, так как мощность генератора 110 МВт, применяем медные провода, .

Округляем до ближайшего стандартного значения:

Определив рассчитаем :

Тогда:

Получаем:

9.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую систему шин, а если она секционирована, то на каждую секцию.

9.2.1 Выбор измерительного трансформатора напряжения на РУ-220кВ

В ЗРУ-220кВ принимаем к установке измерительный трансформатор напряжения НКФ-220−58У1.

Проведем проверку выбранного трансформатора по условиям выбора:

1) (98)

где: — номинальное напряжение первичной обмотки измерительного трансформатора напряжения;

— номинальное напряжение цепи, в которой устанавливается измерительный трансформатор напряжения, в данном случае на РУВН.

2) по схеме соединения:

3) по вторичной нагрузке:

(99)

где: — допустимая мощность, потребляемая приборами, которые установлены во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения, .

— мощность, потребляемая приборами, которые установлены во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения.

Для определения составим таблицу

Таблица 12 — Приборы, устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора напряжения на РУ-220кВ

Таким образом:

Тогда:

9.2.2 Выбор измерительного трансформатора напряжения на РУ-10кВ

На РУ-10кВ принимаем к установке измерительный трансформатор напряжения ЗНОЛ 09−10У2.

Таблица 13 — Приборы, устанавливаемые во вторичную обмотку трансформатора напряжения на РУ — 10 кВ

Таким образом: ;

Тогда:

10. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Основное электрическое оборудование станций и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

10.1 Выбор сборных шин и ошиновки ЗРУ-220 кВ

Будем выбирать по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, т. е. по току наиболее мощного присоединения (блок генератор — трансформатор 110 МВт).

кА Выбираем по [4 стр. 587] для ЗРУ-220кВ сталеалюминевые провода марки АС-240/32, q=240 мм², d=21,6 мм, I_доп.=505А; радиус провода: r₀=1,13 см; расстояние между фазами: D=180 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:

1. Определяем начальную критическую напряженность:

(100)

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m=0,82 [4 стр.246]; r₀ — радиус провода

кВ/см

2. Определим напряженность вокруг провода:

(101)

где U=1,1•U_ном. — линейное напряжение, кВ; D_ср. — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, при горизонтальном расположении фаз: D_ср.=1,26•D, где D — расстояние между соседними фазами