Организация схемы энергоснабжения нефтяного месторождения из энергосистемы ОАО «Тюменьэнерго»

• Дипломная работа
• Организация схемы энергоснабжения нефтяного месторождения из энергосистемы ОАО «Тюменьэнерго»
• Содержание
• Введение
• 1. Выбор основного силового оборудования ГТЭС
• 2. Выбор главной схемы ГТЭС
• 3. Выбор на основе технико-экономического сравнения схем подключения ГТЭС к центральной подстанции
• 4. Выбор числа и мощности трансформаторов для центральной подстанции
• 5. Расчет токов короткого замыкания и теплового импульса токов короткого замыкания
• 5.2 На шинах генераторного напряжения и на шинах потребителя на 6,3 кВ нужно дополнительно учитывать подпитку от электродвигателей, электрически связанных с местом к. з
• 5.2.1 Подпитка от двигателей компрессоров на шинах генераторов
• 5.2.2 Подпитка от двигателей на шинах потребителя 6,3 кВ
• 6. Выбор коммутационной аппаратуры и токоведущих частей
• 6.1 Выбор коммутационной аппаратуры
• 6.1.1 Выбор коммутационной аппаратуры в ОРУ 110 кВ
• 6.1.2 Выбор коммутационной аппаратуры на электростанции
• 6.1.3 Выбор коммутационной аппаратуры в ОРУ 35 кВ
• 6.1.4 Выбор коммутационной аппаратуры в КРУ 6 кВ
• 6.2 Выбор токоведущих частей
• 7. Выбор приборов учета, трансформаторов тока и напряжения
• 7.1 Проверка и выбор средств учета и измерения
• 7.2 Выбор ТТ и ТН на электростанции
• 7.2.1 Выбор ТТ в цепи генератора
• 7.2.2 Выбор ТН в цепи генератора
• 7.2.3 Выбор ТТ в цепи ввода секции собственных нужд и в цепи двигателей
• 7.2.4 Выбор трансформаторов напряжения на сборных шинах 6 кВ
• 7.2.5 Выбор ТТ ячейки секционного выключателя
• 7.2.6 Выбор ТТ в ячейки трансформатора связи
• 7.3 Выбор ТТ и ТН в ОРУ 110 кВ
• 7.3.1 Выбор ТТ на стороне 110 кВ
• 7.3.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ
• 7.4 Выбор ТТ и ТН в ОРУ 35 кВ
• 7.4.1 Выбор ТТ на стороне 35 кВ трансформатора связи и трансформатора ТДТН-25 000/110 54
• 7.4.2 Выбор трансформаторов напряжения на сборные шины 35 кВ
• 7.4.3 Выбор ТТ в отходящие линии на стороне 35 кВ 57
• 7.5 Выбор ТТ и ТН в распределительное устройство потребителей на 6 кВ
• 7.5.1 Выбор ТТ в цепи ввода трансформатора ТДТН-25 000/110 на стороне 6кВ
• 7.5.2 Выбор трансформаторов напряжения на сборных шинах 6 кВ
• 7.5.3 Выбор ТТ в цепи потребителей подключенных к шинам 6 кВ
• 8. Защита подстанции и ГТЭС от прямых ударов молний и волн перенапряжения набегающих с ЛЭП
• 8.1 Защита подстанции и ГТЭС от волн перенапряжения набегающих с ЛЭП
• 8.2 Защита подстанции и ГТЭС от прямых ударов молний
• 8.3 Защита ОРУ от прямых ударов молнии
• 9. Выбор типов РЗиА согласно требованиям ПУЭ
• 9.1 Выбор типов РЗ трансформаторов ТДТН — 25 000/110
• 9.2 Выбор типов РЗ отходящих ЛЭП 35 кВ
• 9.3 Выбор типов РЗ шин 35 кВ
• 9.4 Выбор типов РЗиА трансформаторов ТД — 16 000/35
• 9.5 Выбор типов защит высоковольтных двигателей компрессоров
• 9.6 Выбор типов защит трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ
• 9.7 Выбор типов защит шин 6 кВ потребителей
• 9.8 Выбор типов защит шин на ГТЭС
• 9.9 Выбор типов защит СВ 35 кВ
• 9.10 Выбор типов защит СВ 6 кВ
• 9.11 Выбор устройств автоматики
• 9.12 Расчет установок защит генераторов
• 10. Проектирование контура заземления подстанции и ГТЭС. Расчет сопротивления заземления заземляющего контура
• 11. Техника безопасности
• 11.1 Общие положения
• 11.2 Заземление и защитные меры электробезопасности
• 11.3 Открытое распределительное устройство
• 11.4 Защита от грозовых перенапряжений
• 11.5 Защитные средства
• 11.6 Техническое обслуживание, ремонт, модернизация и реконструкция
• 11.7 Ремонтные работы на подстанции и ГТЭС
• 11.8 Охрана труда и окружающей среды на ГТЭС
• 11.9 Воздушная среда
• 11.10 Воздействие объектов размещения на атмосферный воздух и характеристика источников выброса загрязняющих веществ
• 11.11 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и предотвращению аварийных ситуаций
• 12. Экономическая часть
• 12.1 Описание энергетического баланса предприятия, определение величины энергетической товарной продукции
• 12.2 Численность, режим работы и состав персонала
• 12.3 Объем капитальных вложений в электростанцию
• 12.4 Расчет себестоимости производства энергии
• 12.5 Годовой расход и затраты на топливо
• 12.6 Расчет амортизационных отчислений по ГТЭС
• 12.7 Расчет годовых затрат на заработную плату
• 12.8 Расчет годовых затрат на текущий ремонт
• 12.9 Расчет общестанционных расходо
• 12.10 Расчет коэффициента готовности станции к выдаче плановой мощности
• 12.11 Основные технико-экономические показатели
• 12.12 Построение эксплуатационной экономической характеристики электростанции
• Заключение
• Литература
• электроснабжение подстанция энергосистема нефть месторождение

Газотурбинная электростанция такого типа в основном предназначена для электроснабжения потребителей нефтяного (газового) месторождения. В настоящее время электростанции такого типа большое распространение получили в западной Сибири. Так как она работает на попутном газе, который поступает с месторождения. Также эти электростанции могут работать автономно от энергосистемы, что для Сибири очень выгодно, так как месторождения разбросаны на больших расстояниях и связывать их с энергосистемой дорого.

Данная газотурбинная электростанция быстро окупаемая, потому что топливо, используемое на электростанции дешевое, так как не требует доставки и передача электроэнергии на небольшие расстояния.

Строительство данной электростанции вызвано тем, что необходимо было повысить надежность электроснабжения нефтяного месторождения и снизить стоимость электроэнергии.

1. Выбор основного силового оборудования ГТЭС

Установленная мощность ГТЭС 24 МВт. Выбираем шесть энергоблоков, с номинальной мощностью одного блока 4 МВт.

В качестве основных модулей ГТЭС принимаем газотурбинную установку ГТУ — 4П. Разработчик АО «Авиадвигатель», изготовитель ОАО «Пермский моторный завод», г. Пермь. Выполненной на базе авиационного двигателя Д — 30 ЭУ — 2. Мощность ГТУ — 4П 4МВт.

Газотурбинная установка ГТУ-4П энергетическая, стационарная, простого открытого цикла. Выполнена двухвальной: с первым валом — ротора турбокомпрессора (ТК) с приводом агрегатов на двигателе и вторым валом — ротора силовой свободной турбины (СТ) двигателя с трансмиссией и выносным силовым редуктором для привода синхронного генератора.

На двигателе установлена механизация, обеспечивающая устойчивую работу на всех режимах нагрузки: от холостого хода (0 МВт) до номинального (4,0 МВт) и максимального (4,8 МВт) включительно. Все переключения указанной механизации производятся автоматически по приведенной частоте вращения ротора компрессора и на низких режимах ГТУ.

Предусмотрены отборы подогретого сжатого воздуха из проточной части за компрессором в противообледенительную систему двигателя (ПОС) и на нужды станции — для ЭГЭС-4 в количестве — 1%.

Запуск двигателя производится автоматически по соответствующим программам САУ ГТУ и турбоблока с помощью турбостартёра СтВ-10Г, смонтированного на верхней коробке приводов двигателя и обеспечивающего необходимую начальную раскрутку ротора ТК.

Рабочее тело для запуска — природный газ. Расчетный расход пускового газа через стартер 1,5 кг/с при давлении 4…5 кгс/см2.

Топливо для двигателя — нефтяной попутный газ с рабочим давлением на входе в двигатель 14−16 кгс/см2. Расчетный номинальный расход топлива двигателя — 1260 кг/ч, максимальный — 1500 кг/ч (в стандартных условиях ГТУ).

Зажигание топлива на запуске двигателя производится с помощью агрегата ПВФ-22 и 2-х свечей зажигания, смонтированных на двигателе.

Редуктор Р-45 служит для понижения частоты вращения ротора СТ двигателя 5520 об/мин до частоты вращения 3000 об/мин для привода синхронного генератора и расположен перед входным устройством двигателя.

Основные параметры ГТУ-4П на характерных режимах нагрузки в стандартных условиях (при 1*вх = +15 °С и Рн = 760 мм.рт.ст), при работе на метане (Ни=11 958ккал/кг), приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1

Номинальная мощность ГТУ обеспечивается при температуре воздуха на входе в двигатель (1*_вх) не выше +25 °С.

Максимальный и пиковый режим нагрузки ГТУ обеспечиваются при температуре не выше 1*_вх = +15 °С.

Время непрерывной работы на режиме пиковой нагрузки — не более 1 ч., на максимальной нагрузке — 6 мин (согласно ТУ на генератор).

Трансмиссия имеет предохранительный элемент, исключающий повреждение конструкции ГТУ при возрастании мощности в 1,74 раза на валу э/генератора, а также компенсационные муфты для исключения несоосности валов двигателя и генератора через редуктор. Срабатывание предохранительного элемента в трансмиссии не требует снятия ГТУ для последующего заводского ремонта.

Принимаем к установке генераторы ТК — 4 — 2РУХЛЗ. Предназначенные для выработки электроэнергии в агрегате с приводом от газотурбинной установки ГТУ — 4П. Разработчик и изготовитель ОАО «Привод», г. Лысьва.

Турбогенератор синхронный с воздушным охлаждением по разомкнутому циклу вентиляции, с блоком воздухоочистки и бесщеточной системой возбуждения, с проточной системой смазки. Обеспечивает работу с сетью 6, ЗкВ с изолированной нейтралью.

Турбогенератор выполняется с одним рабочим концом вала, который соединяется с валом турбины посредством муфты.

Основные параметры турбогенератора ТК-4−2-РУХЛЗ приведены в таблице 1.2

Таблица 1.2

В качестве возбуждения турбогенератора примем возбудитель типа БВУГ-02, бесщеточной системы, включающей станцию управления возбуждением и синхронный возбудитель с диодным вращающимся выпрямителем, якорь которого закреплен на конце вала турбогенератора, а статор — на подшипниковой опоре.

2. Выбор главной схемы ГТЭС

Главная схема выполнена с одной секционированной выключателем системой шин. Три генератора подключены к первой секции, а остальные три ко второй секции.

Главная схема ГТЭС предназначено для приема электрической мощности генераторов и выдачи мощности ГТЭС потребителям.

Главная схема выполняется с применением ячеек КРУ 6 кВ поставляемая ОАО Самарский завод «Электрощит», набираемый из высоковольтных шкафов серии К — 61(М) внутренней установки.

Рисунок 2.1

Питание потребителей электроэнергии площадки ГТЭС предусмотрено от комплектной двухтрансформаторной подстанции (КТП СН) внутренней установки типа 2КТПП-1600М/6/0.4УЗ производства ОАО «Самарский завод «Электрощит» .

Надежность электроснабжения потребителей обеспечивается применением двухтрансформаторной подстанции с АВР, наличием низковольтного комплектного устройства с АВР, питающегося от двух разных секций 2КТПП-1600М/6/0.4УЗ.

Электроснабжение высоковольных электродвигателей дожимных компрессоров осуществляется непосредственно от секции 6 кВ. На электростанциях с оперативным постоянным током трансформаторы собственных нужд присоединяют к шинам 6 кВ. Шины 0,4 кВ секционируются для увеличения надежности электроснабжения собственных нужд; секционный разъединитель нормально разомкнут. Цепи и аппараты собственных нужд защищаются плавкими предохранителями и такие цепи и аппараты не подлежат проверке на электродинамическую стойкость токам короткого замыкания. На рис. 2.2 представлена схема собственных нужд подстанции.

Рисунок 2.2

3. Выбор на основе технико-экономического сравнения схем подключения ГТЭС к центральной подстанции

Проектируемая электрическая станция предназначена для снабжения электроэнергией потребителей расположенных на напряжение 6 кВ и 35 кВ. ГТЭС будет выполнена на напряжение 6 кВ и присоединением всех генераторов к КРУ. При этом возможно несколько вариантов структурных схем присоединения электрической станции к центральной подстанции. На основе технико-экономического сопоставления вариантов выбираем самый экономичный.

При составлении структурной схемы подключения ГТЭС к распределительному устройству на повышенное напряжение обычно учитывают лишь ячейки выключателя, реактора и трансформаторов присоединения к РУ. Расчет в данном пункте производится в ценах 1989 года.

Вариант 1.

Рисунок 3.1

В этом варианте структурной схемы ГТЭС подключается к РУ 110 кВ через подстанцию (потребителя) 6 кВ. Связь между ГТЭС и РУ 6 кВ осуществляется с помощью двух реакторов типа РБДГ 10- 4000 — 0,18 (рисунок 3.1). В данном вариант на надежность не рассчитывается, так как элемент реактор очень надежный.

Определим приведённые затраты по данной схеме:

где Е_н — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений. Принимаем Е_н = 0.12

К — единовременные капиталовложения в объект. В данной работе это стоимость ячейки выключателя, которая включает в себя стоимость разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, ошиновки, а также затраты на монтаж и установку данного оборудования.

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

(3.1)

где К_Р=20 тыс. руб. — суммарная расчетная стоимость реакторов;

К=9,5 тыс. руб. — стоимость ячейки с элегазовым выключателем на 41 кА отключения.

К_ру=124 тыс. руб. — суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей, необходимых для присоединения к РУ.

И — издержки эксплуатации в расчётном году:

(3.2)

где И_а =а?К — амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт), а — норма амортизационных отчислений, 1/год. Принимаем, а = 6.4%; И₀ =b?К — издержки на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала), b — норма отчислений на обслуживание, 1/год. Принимаем b = 2%.

?W — потери энергии кВт*ч в — стоимость 1 кВт*ч потерь электроэнергии коп/(кВт*ч) (в = 1,15 коп/(кВт*ч).

Потери электроэнергии в реакторе определяются следующим образом:

(3.3)

Где Р_ном — номинальные потери мощности, кВт;

I_max— максимальный ток через реактор, А;

I_ном— номинальный ток реактора, А;

Т — продолжительность работы реактора (принимаем Т = 8760 ч),

тогда потери в реакторе:

Суммарные годовые потери:

В конечном итоге имеем:

Вариант 2.

Рисунок 3.2

Во втором варианте структурной схемы в отличие от первого, связь с РУ 110 кВ осуществляется через подстанцию (потребителей) 35 кВ (рисунок 3.2). Связь ГТЭС с РУ 35 кВ осуществляется через два трансформатора связи, также предусматривается резервный трансформатор когда один из трансформаторов выйдет из строя. Расчетная мощность трансформаторов связи:

Трансформаторы связи должны обеспечить выдачу потребителям всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд. Электростанция работает в базовом режиме с постоянной нагрузкой. Поэтому критерием выбора трансформаторов связи будет, то что бы один трансформатор мог выдать полную мощность ГТЭС.

(3.4)

где Р_ГТЭС — активная мощность ГТЭС, Р_С.Н. — активная мощность собственных нужд ГТЭС, Р_С.Н.=5%•Р_ГТЭС= 1,175 МВт,

Q_ГТЭС — реактивная мощность ГТЭС,

Q_С.Н. — реактивная мощность собственных нужд ГТЭС,

Q_С.Н.= 7%•Q_ГТЭС =1,236 Мвар, К установке принимаются трансформаторы типа ТД- 16 000/35 с номинальными параметрами:

S_ном= 16 МВА; U_ВН= 38,5 МВ; U_НН= 6,3 МВ; P_Х= 17 кВт; P_К= 85 кВт; U_К= 10%.

При аварии одного трансформатора ГТЭС разгружается на 11,86 МВА, на время замены его на резервный. Рассчитаем ущерб от недоотпущенной электроэнергии, для этого рассчитаем надежность трансформаторов:

Порядок расчёта:

1 Необходимо задать расчётное время t_р, исходя из предполагаемого срока существования данной схемы распределительного устройства. При отсутствии сведений о сроке существования схемы расчётное время принимается равным одному году (8760 ч).

2 Задаются расчётные режимы работы схемы j и вычисляется их относительная длительность ф_j. Эти режимы отличаются друг от друга составом работающего оборудования и его повреждаемостью. Количество расчётных режимов должно быть минимально необходимым. Рассматриваются только те режимы, которые существенно отличаются друг от друга в смысле надёжности. Это нормальный и ремонтные режимы. Ремонтные режимы подразделяются на плановые ремонты и аварии.

Вероятность существования каждого режима:

(3.5)

где t — продолжительность — го режима, зависящая от средней продолжительности плановых и аварийных ремонтов

(3.6)

щ_i, м_i — параметр потока отказов и частота плановых ремонтов i — го элемента цепи, вывод в ремонт которого приводит к возникновению j — го режима, 1/год;

Т_авi, Т_плi — соответственно средняя длительность одного аварийного и планового восстановления i — го элемента, ч;

t_P — расчётное время

(3.7)

(3.8)

Вероятность существования нормального режима :

(3.9)

3 Выбираются и обозначаются расчётные виды аварий. В данной работе вычисляется недоотпущенная потребителям мощность.

Устанавливаются события, приводящие к недоотпуску мощности. Ими являются отказы отдельных элементов изучаемого распределительного устройства. Отказ каждого из n элементов в любом из режимов схемы приводит к какой — либо расчётной аварии.

Составляется таблица расчётных связей, режимов и расчётных аварий, которая представляет собой матрицу с числом элементов n x m. В таблице должны быть отражены связи между отказами элементов в каждом режиме схемы распределительного устройства и расчётными авариями. Заполнение таблицы расчётных связей для каждого режима начинается с построения электрической схемы распределительного устройства для данного режима. Оперативную схему необходимо собирать таким образом, чтобы была обеспечена максимальная надёжность оставшихся в работе присоединений. Элементы в схеме нумеруются. Номер за данным элементом сохраняется в оперативных схемах всех режимов. В таблице расчётных связей каждому элементу отводится одна строка, в клетках которой записываются потери мощности, возникающие при отказе этого элемента.

Определяется вероятность одновременного существования планового и аварийного ремонта:

(3.10)

7. Определяется общий недоотпуск энергии для всей схемы. Для этого в таблице необходимо для каждой клетки найти произведение вероятности существования режима и недоотпущенной мощности, просуммировать все получившиеся значения и умножить результат на время использования максимума нагрузки:

(3.11)

Таблица 3.1 Показатели надёжности элементов схемы

Ниже приводится таблица расчётных связей событий, режимов и расчётных аварий:

Таблица 3.2

В данной таблице Т_з =24ч, Т_с = 1ч.

Вероятность существования схемы во время планового ремонта трансформатора:

(3.12)

Вероятность существования схемы во время аварии трансформатора:

(3.13)

где Т_ав — время данной аварии, за которое происходит недоотпуск энергии потребителям.

По формулам (3.11,3.12) рассчитываем вероятности плановых ремонтов и аварий. Результаты сводим в таблицу 3.3. В верхней строке записаны вероятности нахождения элементов в плановом ремонте и вероятность нахождения схемы в нормальном режиме:

Таблица 3.3 — вероятности существования планового и аварийного режима

Далее необходимо определить вероятность одновременного существования двух режимов. Для этого перемножим вероятности по формуле:

(3.14)

где i — порядковый номер в строке;

j — порядковый номер в столбце Результаты расчётов сводим в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 — Вероятности одновременного пребывания в плановом ремонте и аварии

Теперь определим потери энергии от ненадёжности схемы. Для этого пользуясь данными таблиц 3.2 и 3.4 по формуле, приведённой ниже, составляем таблицу 3.5.

(3.15)

где ф_ij — вероятность для каждой клетки таблицы;

W_ij — недоотпущенная мощность в каждой клетке таблицы;

Таблица 3.5 — Недоотпуск энергии, связанный с ненадёжностью схемы

Общие потери энергии за год:

Определим приведённые затраты по данной схеме:

(3.16)

(3.17)

где К_т=60 тыс. руб.-суммарная расчетная стоимость трансформаторов связи;

К= 6,2 тыс. руб. — стоимость ячейки с вакуумным выключателем на 31,5кА отключение.

К_ру=80 тыс. руб. — суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей, необходимых для присоединения к РУ.

М[У] - математическое ожидание ущерба от недоотпуска энергии:

(3.18)

где М[W] - математическое ожидание недоотпуска энергии из-за ненадёжности электроустановки;

у₀ — удельный ущерб, руб/(кВт? ч). Принимаем у₀ = 0.22 руб/(кВт?ч) Потери электроэнергии в трансформаторе определяются следующим образом:

(3.19)

Где Р_х — потери мощности холостого хода, кВт,

Р_к — потери мощности короткого замыкания, кВт,

S_max — расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВ*А,

S_ном — номинальная мощность трансформатора, МВ*А Т — продолжительность работы трансформатора (принимаем Т = 8760 ч),

ф — продолжительность максимальных потерь (принимаем ф = 5800 ч) тогда потери в трансформаторе энергоблока:

Суммарные годовые потери:

В конечном итоге имеем:

По технико-экономическому сравнению самый дешевый получился второй вариант.

4. Выбор числа и мощности трансформаторов для центральной подстанции

Выбор трансформаторов будет проводится в режиме когда ГТЭС не работает. Когда загрузка трансформаторов наибольшая.

Центральная подстанция получает питание от подстанции энергосистемы по двум ЛЭП-110 кВ. Число трансформаторов на проектируемой подстанции принимается равным двум. Схема подстанции выбирается

П-образная. Наиболее загруженные получаются обмотки высшего напряжения.

Так как нагрузка потребителей постоянная, то трансформаторы выбираются по наиболее тяжелому режиму. В данной схеме наиболее тяжелый режим будет в случае когда один из трансформаторов находится в аварийном режиме. Остающийся в работе трансформатор должен обеспечивать питание потребителей в максимальном режиме.

Выбор производится в аварийном режиме с учетом 40% перегрузки.

В максимальном режиме нагрузка потребителей на 6 кВ, Р₁= 13 МВт.

В максимальном режиме нагрузка потребителей на 35 кВ, Р₂= 15 МВт.

Нагрузка на стороне 110 кВ Р_Н=Р₁+Р₂

Р_Н=13+15=28 МВт.

Полная мощность протекающая через высшую обмотку трансформатора:

(4.1)

(4.2)

где — угол сдвига между активной и реактивной мощностью.

По наибольшей расчётной нагрузке определяется мощность трансформаторов связи. При установке двух трансформаторов

(4.3)

где К_п — коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора (ПТЭ стр. 99 пункт 15.7), К_п = 1,4.

МВА Принимаются к установке трансформаторы типа ТДТН — 25 000/110, номинальные параметры сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

5. Расчет токов короткого замыкания и теплового импульса токов короткого замыкания

Рисунок 5.1 Схема расчета токов КЗ в точке К3

Рисунок 5.2 Схема расчета токов КЗ в точке К1 и К2

Рисунок 5.3 Схема расчета токов КЗ в точке К4

Расчет токов короткого замыкания от энергосистемы и токов короткого замыкания на станции произведен с помощью программы «ENERGO» и сведен в таблицу 5.1.

Таблицу 5.1 — результаты расчета токов короткого замыкания

Ударный ток короткого замыкания во всех случаях определяется по формуле:

(5.1)

Где I_{п (0)} — начальное значение периодической составляющей тока к.з.

к_у— ударный коэффициент (5)

к_у =1,608 — в точке К₁ и К₂.

к_у =1,7 — в точке К₃ и К₄.

Апериодическая составляющая тока к.з. определяется по формуле:

(5.2)

где Т_а — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. (5)

ф — расчетное время ф = t_з.min + t_с.в., (5.3)

где t_з.min = 0,01 c — минимальное время действия релейной защиты,

t_с.в. — собственное время отключения выключателя.

5.2 На шинах генераторного напряжения и на шинах потребителя на 6,3 кВ нужно дополнительно учитывать подпитку от электродвигателей, электрически связанных с местом к. з

5.2.1 Подпитка от двигателей компрессоров на шинах генераторов

(5.4)

где Р_дн.с.н.= 0,8 МВт — суммарная номинальная мощность двигателей собственных нужд,

U_дн — номинальное междуфазное напряжение двигателей.

Ударный ток от двигателя определяется по формуле:

(5.5)

где к_у=1,65 (5)

Значение периодической составляющей тока короткого замыкания от двигателя в интересующий момент времени ф:

(5.6)

где Т^/_д = 0,07с — постоянная времени затухания периодической составляющей тока к.з. от двигателя (5).

Апериодическая составляющая тока к.з. от двигателя в интересующий момент времени ф:

(5.7)

где Т_ад = 0,04с — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. от двигателя (5).

Тепловой импульс квадратичного тока к.з. определяется по формуле:

(5.8)

где t_отк = t_р.з.+ t_о.в. (5.9)

t_р.з. — время действия основной релейной защиты;

t_о.в. — полное время отключения выключателя.

5.2.2 Подпитка от двигателей на шинах потребителя 6,3 кВ

(5.10)

где Р_дн.= 10 МВт — суммарная номинальная мощность двигателей подключенных к шинам 6,3 кВ,

U_дн — номинальное междуфазное напряжение двигателей.

Ударный ток от двигателя определяется по формуле:

(5.11)

где к_у=1,65

6. Выбор коммутационной аппаратуры и токоведущих частей

6.1 Выбор коммутационной аппаратуры

Для упрощения эксплуатации оборудования рекомендуется выбирать его однотипным.

Выключатели допустимо выбирать по следующим параметрам:

— по напряжению установки U_уст? U_ном;

— по длительному току I_норм? I_ном, I_max? I_ном;

— по отключающей способности

Проверка на симметричный ток отключения производится по условию I_n.ф? I_{отк.ном}.

Проверка возможности отключения апериодической составляющей тока КЗ.

i_{a, ф}? i_{a, ном} = ?2· в_н•I_{отк.ном}/100

где i_{a, ном} — номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф;

в_н — нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % (7);

ф — наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения контактов. Если условие I_n.ф? I_{отк.ном} соблюдается, а i_{a, ф} > i_{a, ном}, то производится проверка по отключающей способности по полному току к.з.

(6.1)

По включающей способности проверка производится по условию i_у? i_вкл;

I_{n (0)}? I_вкл (6.2)

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам к.з.

i_у? i_дин; I_{n (0)}? I_дин (6.3)

где i_дин — наибольший ток электродинамической устойчивости

I_дин — действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока к.з.

(6.4)

где — тепловой импульс тока к.з. по расчету;

— среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости;

— время протекания тока термической стойкости.

6.1.1 Выбор коммутационной аппаратуры в ОРУ 110 кВ

К установке в ОРУ 110кВ принимаем элегазовый выключатель ВГТ-110II^* 40/2500У1 и двухколонковый горизонтально — поворотный разъединитель РНДЗ 2−110/1000.

Преимущества элегазовых выключателей схемы ОРУ:

— Высокий механический и коммутационный ресурс

— Большие межремонтные сроки эксплуатации

— Небольшие объемы обслуживания

— Малый расход сжатого воздуха потребляемого пневматическим приводом и малые токи потребления электромагнитом управления

— Низкий уровень шума при производстве коммутаций, отсутствие выбросов

— Высокая заводская готовность: выключатель поставляется укрупненными узлами, заполненными элегазом, в отрегулированном и испытанном состоянии.

t_с.в = 0,03с

ф = 0,01 + 0,03 = 0,04с

i_{a, ф} = •3,816•е^-0,04/0,02 = 0,76кА

i_{a, ном} = •47•40/100 = 26,7кА

t_окт = 0,1 + 0,05 = 0,15с

В_к = 3,816²(0,15 + 0,02) = 2,5кА²•с

Сравнение расчетных и каталожных данных сведено в таблицу 6.1

Таблица 6.1

6.1.2 Выбор коммутационной аппаратуры на электростанции

К установке на ГТЭС принимаем вакуумные выключатели ВВ/TEL-10−31,5/(630−1600)У2. Разъединители не устанавливаются, т.к. ячейки КРУ идут в комплекте с втычными разъединителями и выполнены с возможностью выкатывания тележки выключателя. Т. е. необходимости в установке разъединителей нет.

Преимущества вакуумных выключателей схемы КРУ:

— Высокий механический и коммутационный ресурс

— Большие межремонтные сроки эксплуатации

— Небольшие объемы обслуживания

— Малый расход электроэнергии потребляемого электромагнитным приводом и малые токи потребления электромагнитом управления

— Низкий уровень шума при производстве коммутаций, отсутствие выбросов

— Быстрое отключение токов короткого замыкания

— Высокая заводская готовность: выключатель поставляется укрупненными узлами, готовый к работе, в отрегулированном и испытанном состоянии.

t_с.в = 0,03с ф = 0,01 + 0,03 = 0,04с

i_{a, ф} = •16,237•е^-0,04/0,03 = 9,32 кА

i_{a, ном} = •40•31,5/100 = 17,82кА

t_окт = 0,1 + 0,03 = 0,13с В_к = 24,988²(0,13 + 0,03) = 99,9 кА²•с Сравнение расчетных и каталожных данных сведены в таблицы 6.2 — 6.5

Таблица 6.2 — Выключатели генераторных ячеек КРУ

Таблица 6.3 — Секционный выключатель

Таблица 6.4 — Выключатели трансформатора связи ввода 6 кВ

Таблица 6.5- Выключатели трансформатора СН и двигателей на 6 кВ

6.1.3 Выбор коммутационной аппаратуры в ОРУ 35 кВ

К установке в ОРУ 35 кВ принимаем вакуумные выключатели ВБЭТ-35 II-25/630 со встроенными трансформаторами тока и двухколонковый горизонтально — поворотный разъединитель РНДЗ 2−35/1000.

t_с.в = 0,06с

ф = 0,01 + 0,06 = 0,07с

i_{a, ф} = •7,748•е^-0,07/0,03 = 1,06 кА

i_{a, ном} = •30•25/100 = 10,61 кА

t_окт = 0,1 + 0,08 = 0,18с

В_к = 7,748²(0,18 + 0,03) = 12,61 кА²•с

Сравнение расчетных и каталожных данных сведены в таблицы 6.6 — 6.8.

Таблица 6.6 — Выключатели и разъединители в ОРУ на стороне 35кВ трансформатора связи

Таблица 6.7 — Выключатели и разъединители в ОРУ на стороне 35кВ трансформатора ТДТН-25 000/110

Таблица 6.8 — Выключатели и разъединители в ОРУ 35кВ на отходящих линиях

6.1.4 Выбор коммутационной аппаратуры в КРУ 6 кВ

К установке на подстанции потребителей 6,3 кВ принимаем вакуумные выключатели ВВ/TEL-10−31,5/1600У2.

Разъединители не устанавливаются, т.к. ячейки КРУ идут в комплекте с втычными разъединителями и выполнены с возможностью выкатывания тележки выключателя.

Т.е. необходимости в установке разъединителей нет.

t_с.в = 0,03с ф = 0,01 + 0,03 = 0,04с

i_{a, ф} = •21,844•е^-0,04/0,03 = 8,143 кА

i_{a, ном} = •40•31,5/100 = 17,82кА

t_окт = 0,1 + 0,03 = 0,13с В_к = 24,828²(0,13 + 0,03) = 98,63 кА²•с Сравнение расчетных и каталожных данных сведены в таблицы 6.9 — 6.10.

Таблица 6.9 — Выключатели подстанции потребителей 6,3 кВ в цепи трансформатора ТДТН-25 000/110

Таблица 6.10 — Выключатели подстанции потребителей 6,3 кВ в цепи трансформатора ТДТН-25 000/110

6.2 Выбор токоведущих частей

Токоведущие части в открытых распределительных устройствах от 35кВ и выше электростанций обычно выполняется сталеалюминевыми проводами АС.

Сборные шины в открытых распределительных устройствах проверке по экономической плотности тока не подлежат, поэтому выбираем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения — трансформатор — потребителей.

I_max на стороне 110 кВ равен 184 А.

Трансформатор не может быть нагружен мощностью большей, чем мощность потребителей на низком напряжении 35 МВ•А, поэтому: I_max = I_норм = 184 А. Ошиновка выбирается по максимальному току который может быть.

Принимаем к установке гибкие шины АС 70/11 с допустимой токовой нагрузкой 265 А.

I_max? I_ном (6.5)

184А < 265А

Проверка шин на схлестывание не производится, так как

Проверка на термическое действие тока к.з. не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условию коронирования не производится, так как, согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110кВ 70/11.

Для установки на ОРУ110кВ принимаем подвесные стеклянные изоляторы типа ПС6. количество изоляторов в одной гирлянде 8.

От обмотки НН трансформатора ТДТН-25 000/110 до шин потребителей на 6,3 кВ токоведущие части выполнены экранированными токопроводами, по 191 выбираем КЗШ-6/64−2000 на номинальное напряжение 6кВ, номинальный ток 2000А, электродинамическую стойкость 100 кА.

Проверка токопровода, по (6.5):

1191А < 2000А

i_у? i_дин (6.6)

59,245кА < 64 кА

От обмотки СН трансформатора ТДТН-25 000/110 до шин потребителей на 35 кВ токоведущие части выполнены сталеалюминевыми проводами, выбирается по максимальному току который может быть.

Принимаем к установке гибкие шины АС 70/11 с допустимой токовой нагрузкой 265 А.

215 А < 265А

Выберем провода в цепи трансформатора ТД-16 000/35 на стороне ВН:

(6.7)

Принимаем к установке гибкие шины АС 70/11 с допустимой токовой нагрузкой 265 А.

I_max? I_ном: 215 А < 265А

Выберем провода в цепи трансформатора ТД-16 000/35 на стороне НН:

От обмотки НН трансформатора до шин ГТЭС на 6,3 кВ токоведущие части выполнены экранированными токопроводами, по 191 выбираем КЗШ-6/64−2000 на номинальное напряжение 6кВ, номинальный ток 2000А, электродинамическую стойкость 64 кА.

Проверка токопровода:

I_max? I_ном: 1466А < 2000 А

i_у? i_дин: 60,05кА < 64 кА

Ошиновку на ОРУ 35 кВ выбираем такого же сечения как и присоединение от трансформаторов АС-70/11.

Подстанция потребителей на 6,3 кВ выполняется комплектным распределительным устройством комплектуемое из шкафов серии К-63 с номинальным током 1600 А.

Проверка токопровода: I_max? I_ном: 1191А < 1600А На электростанции также распределительное устройство на 6,3 кВ выполняется комплектным распределительным устройством комплектуемое из шкафов серии К- 63 с номинальным током 2000 А.

Проверка токопровода:

I_max? I_ном: 1833А <2000А

От выводов генератора до шин ГТЭС на 6,3 кВ токоведущие части выполнены экранированными токопроводами, по 191 выбираем КЗШ-6/64−2000 на номинальное напряжение 6кВ, номинальный ток 2000 А, электродинамическую стойкость 64 кА.

Проверка токопровода:

I_max? I_ном: 458А < 2000А

i_у? i_дин: 60,05кА < 64 кА

7. Выбор приборов учета, трансформаторов тока и напряжения

7.1 Проверка и выбор средств учета и измерения

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. Согласно ПУЭ гл. 1.5 учет активной электроэнергии должен обеспечивать определение количества электроэнергии:

1. выработанной генераторами электростанции;

2. потребленной на собственные и хозяйственные (раздельно) нужды электростанции;

3. отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин электростанции непосредственно к потребителям;

4. переданной в другие энергосистемы или полученной от них;

5. отпущенной потребителям из электрической сети.

Расчетные счетчики активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться:

1. для каждого генератора с таким расчетом, чтобы учитывалась вся выработанная генератором электроэнергия;

2. для всех присоединений шин генераторного напряжения, по которым возможна реверсивная работа, — по 2 счетчика со стопорами;

3. для линий всех классов напряжений, отходящих от шин электростанций и принадлежащих потребителям. Для линий до 10 кВ, отходящих от шин электростанции, во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов, а также предусмотрены места для установки счетчиков;

4. для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд. Счетчики устанавливаются на стороне высшего напряжения трансформаторов;

5. для линий хозяйственных нужд (например, питание механизмов и установок ремонтно — производственных баз) и посторонних потребителей, присоединенных к РУ СН электростанции;

6. для каждого обходного или для шиносоединительного (межсекционного) выключателя. На электростанции, оборудованной системой централизованного сбора и обработки информации, указанные системы следует использовать для централизованного расчетного и технического учета электроэнергии. В КРУ 6 кВ ГТЭС и на подстанциях 110кВ, 35кВ и 6кВ устанавливаем следующие приборы:

1.В ячейках генераторов, секционного выключателя, ТСН, вводов трансформатора НН устанавливаем трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии Концерна «Энергомера» типа ЦЭ 6850 (рабочее напряжение 220 В, ток 1(5)А. Класс точности 0,5(1) схема включения трансфор-я, количество тарифов:4 тарифные зоны по 8 временных зонах суток.)

2. В качестве остальных приборов: используется амперметры типа ЭП 8527/15, с Р_потр по изм. цепи 0,25ВА; вольтметры типа ЭП 8527/13, с Рпотр. по цепи питания 1,5ВА; ваттметры типа ЭП 8527/13, с Рпотр. по цепи питания 7,2 ВА. Так же используется централизованная система АСУ ТП. Все данные обрабатываются САУ и выводятся на монитор компьютера Главного Щита Управления. Для работы телемеханики необходима установка преобразователей типа Е. В ячейках генераторов, секционного выключателя, ТСН, вводов трансформатора НН устанавливаем активной и реактивной мощности типа Е849/9 (Uпит. 220В, Uвх. 0−456В, Iвх. 0−2,5А, I вых. 0−20mA, Рпотр. по изм. цепи 0,2ВА по каждой последовательности, Рпотр. по цепи питания 7,2ВА, класс точности 1). В ячейках ТН секции и ТН генераторов ИП напряжения переменного тока типа Е849/9 (диапазон изменения входного сигнала 0−250 В, I_вых 4−20mA, Р_потр по изм. цепи 0,4ВА, Р_потр по цепи питания 2ВА, класс точности. 0,5, напряжение питания 220 В).

7.2 Выбор ТТ и ТН на электростанции

7.2.1 Выбор ТТ в цепи генератора

Предварительно в цепи генератора назначается трансформатор тока типа ТЛК — 10 — 8. Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 7.1.

Таблица 7.1

Расчетные данные не превышают каталожные данные, поэтому окончательно принимаем к установке выбранный трансформатор тока.

Класс точности измерительной обмотки 0.5, коэффициент трансформации 600/5.

Для проверки ТТ по вторичной нагрузке используем схему включения приборов в цепь обходного выключателя (как наиболее загруженную цепь) и каталожные данные приборов.

Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока.

Проверим вторичную нагрузку выбранного трансформатора тока. Список и параметры приборов, подключенных к трансформатору, приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 — Нагрузка по фазам.

Общее сопротивление приборов определяется по выражению

(7.1)

где S_приб — мощность, потребляемая приборами; ВА;

I₂ — вторичный номинальный ток прибора, А.

Допустимое сопротивление проводов:

(7.2)

где r_2ном — вторичная нагрузка, Ом., r_к — переходное сопротивление контактов, Ом. Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.

Сечение соединительных проводов:

(7.3)

где — удельное сопротивление материала провода. (_cu = 0,0283);

l_расч — расчётная длина соединительных проводов, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.

Четырёхканальный датчик тока типа ЭП 8527/15 имеет сопротивление 0,01 Ом, отсюда мощность, потребляемая датчиком на одну фазу, будет равна:

(7.4)

Из таблицы 7.2.2. видим, что наиболее загружены фазы, А и С, тогда:

Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l_расч = l = 40 м, тогда:

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 5 мм² по условиям механической прочности.

7.2.2 Выбор ТН в цепи генератора

В цепи комплектного генераторного распределительного устройства предварительно устанавливается трансформатор напряжения НАМИТ-10−2, с номинальным напряжением 10 кВ. Проверим его по вторичной нагрузке. В качестве датчиков напряжения используются датчики типа ЭП 8527/13, потребляемая мощность равна 1,5 ВА на фазу. Нагрузка трансформаторов напряжения приведена в таблице 7.3.

Таблица 7.3

Вторичная нагрузка:

(7.5)

Выбранный трансформатор НАМИТ-10−2 имеет мощность 200 ВА в классе точности — 0,5, необходимом для присоединения счётчиков энергии .

Выбранный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке и не превышает заданный класс точности, поэтому окончательно устанавливается выбранный ТН.

7.2.3 Выбор ТТ в цепи ввода секции собственных нужд и в цепи двигателей

Предварительно в ячеек ТСН и цепи двигателей назначается трансформатор тока типа ТЛК-10−300- 0,5/10Р. Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 7.4.

Таблица 7.4

Расчетные данные не превышают каталожные данные, поэтому окончательно принимаем к установке выбранный трансформатор тока.

Класс точности измерительной обмотки 0.5, коэффициент трансформации 300/5.

Проверка ТТ по вторичной нагрузке проводится используя формулы (7.1), (7.2), (7.4), Список и параметры приборов, подключенных к трансформатору, приведены в таблице 7.5.

Таблица 7.5

Трансформаторы тока соединены, а полную звезду, поэтому l_расч = l = 4 м, тогда:

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм² по условиям механической прочности.

7.2.4 Выбор трансформаторов напряжения на сборных шинах 6 кВ

На секциях 6 кВ предварительно устанавливается трансформатор напряжения НАМИТ-10−2, U_ном = 6 кВ, S_2ном = 200 ВА в классе точности 0,5 с двумя вторичными обмотками, одна соединена в звезду и к ней присоединены катушки напряжения приборов, вторая — разомкнутый треугольник, используется для контроля изоляции. Трансформатор напряжения устанавливается на каждую секцию сборных шин.

Перечень приборов вторичной нагрузки приведен в таблица 7.6.

Таблица 7.6

Вторичная нагрузка:

Трансформатор напряжения, соединенных в звезду имеют мощность 200 ВА, что больше S₂. Таким образом выбранный трансформатор НАМИТ-10−2 будет работать в классе точности — 0,5, необходимом для присоединения счётчиков энергии.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм² по условиям механической прочности.

7.2.5 Выбор ТТ ячейки секционного выключателя

Предварительно в ячейки секционного выключателя назначается трансформатор тока типа ТЛК-10−600- 0,5/10Р. Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 7.7

Таблица 7.7

Расчетные данные не превышают каталожные данные, поэтому окончательно принимаем к установке выбранный трансформатор тока. Класс точности измерительной обмотки 0.5, коэффициент трансформации 600/5. Проверку вторичнной загрузки установленного трансформатора тока можно не проводить, т.к. к его измерительной обмотке подключен амперметр.

Таблица 7.8

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм² по условиям механической прочности.