Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

электрический ток схема трансформатор прибор

Целью курсового проекта является разработка электрической станции. В данной работе проектируется ТЭЦ мощностью 120 МВт. Электростанции типа ТЭЦ предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжение, т. е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных.

В задании на курсовое проектирование указывалось: тип и мощность электростанции, напряжения, на которых осуществляется питание нагрузок, связь с энергосистемой или другими электрическими станциями, мощности потребляемые нагрузками, схема энергосистемы. При выполнении нужно было решить следующие вопросы: разработать структурную схему и выбрать основное оборудование, выбрать и обосновать главную схему соединений и схему РУ, рассчитать токи к.з., выбрать контрольно-измерительные приборы.

Современная электроэнергетика базируется на трехфазном переменном токе с частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока объясняется большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока, а также возможностью применения наиболее надежных, простых и экономичных асинхронных электродвигателей по сравнению с электродвигателями других типов.

Электрическая часть каждой электростанции, прежде всего, характеризуется схемой электрических соединений, на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты, и аппараты электрической части станции и соединения между ними.

1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

1.1 Разработка структурных схем

При проектировании электростанций до разработки главной схемы составляют структурные схемы выдачи электроэнергии. Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения.

Поскольку в проектируемой ТЭЦ выдача энергии потребителям осуществляется на 2-х напряжениях, то предусматривается сооружение наряду с ГРУ 10 кВ РУ 35 кВ. Генератор станции Г3 мощностью 63 МВт соединим в блок с повышающим трансформаторам, что способствует уменьшению токов КЗ. Связь с энергосистемой осуществляется по линии 110 кВ. Для связи РУ высшего и среднего напряжения служат 2 трехобмоточных трансформатора.

Вариант 1

Вариант 2

1.2 Выбор числа и мощности генераторов

При выборе генераторов необходимо обеспечить требуемую мощность проектируемой станции (ТЭЦ-120). Устанавливаем 3 генератора:

Г1, Г2 - ТВС-32У3

Г3 - ТВФ-63-2У3

Каталожные данные выбранных генераторов

Тип генератора	Sном, МВА	Р,МВт	cos f	Uном, кВ	Iном, кА	xd''	Цена, т.р.
ТВС-32У3	40	32	0.8	10.5	2.2	0.153	250
ТВС-32У3	40	32	0.8	10.5	2.2	0.153	250
ТВФ-63-2У3	78.75	63	0.8	10.5	4.33	0.153	268

1.3 Выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи

1-ый вариант

Блочные трансформаторы соединяют генераторы с РУ. Расчетная мощность блочных трансформаторов определяется по выражению:

Sрасч.т = Sг - Scн

Мощность блочных трансформаторов выбирается:

Sт Sрасч.т

Расчетная мощность трансформатора Т3 в блоке с генератором Г3:

Sс.н. = (сн%/100)*Sг*kс,

где сн% - расход на собственные нужды = 12%.

коэффициент kс = 0.8 - для газо-мазутной ТЭЦ.

Sс.н. = (10/100)*78.75*0.8 = 6.3 МВА

Sрасч.т = 78.75 - 6.3 = 72.45 МВА

Sном = 80 МВА. Марка трансформатора Т3 - ТДЦ-80000/110

Число трансформаторов связи определяется схемой прилегающего района энергосистемы. На станции устанавливаем два трансформатора связи. Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного генератора определяется:

Sт > Рг/cos fг - Рг.н.макс/cos fср - Рсн/cos fcн - Рсмакс/ cos fс

S1т = 0.7 Sт

Sт = 32/0.8 - 50/0.85 - 9.6 - 40/0.9 = -72.86 МВА

S1т = 0.7*72.86 = 51 МВА

Sном = 63 МВА. Марка трансформаторов Т1, Т2 - ТДТН-63000/110

2-ой вариант

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

Sт > Рг/cos fг - Рг.н.мин/cos fср - Рсн/cos fcн

S1т = 0.7 Sт

Sт = 126/0.8 - 32.5/0.85 - 15.12 = 104.14 МВА

S1т = 0.7*104.14 = 72.9МВА

Sном = 80 МВА. Марка трансформаторов Т1, Т2 - ТДЦ-80000/110

Каталожные данные выбранных трансформаторов

Тип трансф.	Sном, МВА	Uвн,кВ	Uнн,кВ	Pх,кВт	Pк,кВт	Uквн,%	Uквн,%	Uксн,%	Iх,%	Цена,т.р.
ТДЦ-80000/110	80	121	10.5	85	310	-	11	-	0.6	113.7
ТРДН-63000/110	63	115	10.5	50	245	-	10.5	30	0.5	110

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

2.1 Определение числа присоединений в РУ

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

nп = nлэп + nсв + nт.св + nт

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

nсв Рмакс/Рл

Рмакс - наибольшая мощность передаваемая на одну цепь, МВт.

Для напряжения линии 110 кВ Рмакс =50 МВт.

nсв 90/50= 1.8 Принимаем число отходящих линий в РУ 110 кВ nлэп = 2.

Определим количество отходящих линий на напряжении 10 кВ:

nлэп = (1/0.7)*Pmax/(3*Uн*(0.3-0.4)*cosf)

nлэп = 13.5 Принимаем число отходящих линий nлэп = 14.

Число присоединений

Вариант 1
	РУ 110 кВ	ГРУ 10 кВ
nлэп		14
nсв	2	2
nт.св	3	2
nт		2
nп	5	20
Вариант 2
nлэп	2	14
nсв		2
nт.св	2	2
nт		2
nп	4	20

2.2 Выбор схемы распределительных устройств

В РУ 110-220 с двумя не секционированными основными и третьей обходной системами шин отдельные обходные выключатели устанавливаются, вне зависимости от числа присоединений. В случае применения одной секционированной системы сборных шин устанавливают отдельный обходной выключатель для каждой секции. При двух секционированных системах сборных шин число присоединений на каждую секцию оказывается обычно не более пяти-шести, что позволяет применять для каждой секции один совмещенный шиносоединительный и обходной выключатель.

Выбираем:

В РУ 6-10 кВ подстанции применяется схема с одиночной секционированной системой шин.

РУ 110 кВ - двойная система шин с обходной.

2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

2.3.1 Выбор рабочих трансформаторов собственных нужд

Необходимая мощность с.н., МВА:

Sс.н. (сн%/100)*Sг*kс,

Где сн% - расход на собственные нужды = 12%.

коэффициент kс = 0.8 - для газо-мазутной ТЭЦ.

Расчетная мощность рабочего трансформатора собственных нужд:

Sрасч.т Sс.н.

Расчетная мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока с генератором:

ТВФ-63-2У3: Sрасч.т (12/100)*78.75*0.8 = 7.56 МВА

Принимаем мощность рабочего трансформатора собственных нужд, блока с генератором Sрасч.т 7.56 МВА , Sном = 10 МВА , марка трансформатора - ТДНС-10000/35.

Для ТВС-32-У3: Sрасч.т (12/100)*40*0.8 = 3.84 МВА

Принимаем мощность рабочего трансформатора собственных нужд Sном = 6.3 МВА, марка трансформатора - ТМНС-6300/10

2.3.2 Выбор резервных трансформаторов собственных нужд

Марка трансформатора - ТДНС-10000/35.

2.4 Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняется по следующим группам показателей: количество и мощность основного оборудования и коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей и т. п.), потери генерирующей мощности и отходящим линиям, капитальные затраты, потери энергии и приведенные затраты.

Экономически целесообразный вариант определяется по минимуму приведенных затрат:

Зi = Ен*ki + Ui,

где i - номер варианта;

k - капиталовложения на сооружение электроустановки, т.руб. (в данной работе из расчета исключены капвложения, которые являются одинаковыми для всех вариантов);

Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0.12;

Ui - годовые эксплуатационные издержки.

Результаты расчета капиталовложений

Оборудование	Стоимость Единицы, Тыс.руб.	Вариант 1	Вариант 2
		Кол.	Общая стоимость	Кол.	Общая стоимость
ТВС-323У2	250	2	500
ТВФ-63-2У3	268	1	268	2	536
ТДЦ-80000/110	113.7	1	113.7	2	227,4
ТДТН-63000/110	110	2	220
ОРУ 110 кВ (1 ячейка)	35.2	7	246.4	4	140.8
Итого			1348.1		904.2

K1 = 1348.1 тыс.руб

K2 = 904.2 тыс.руб

K1 >K2.

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

U = Ua + Uру = (Ра + Ро)*k/100 + *Э*10-5,

где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание, %.

Для электрооборудования 35-150 кВ Ра = 6.4 %, Ро = 3%.

- стоимость 1 кВт*ч потерянной энергии, равная 0.8 коп/кВт*ч.

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:

Э = Рхх*Т + Ркз*(Smax/Sном)2* ,

Потери энергии в трехобмоточном трансформаторе:

Э = Рхх*Т + Ркз*(SmaxВ/SномВ)2* В+ Ркз*(SmaxС/SномС)2* С+ Ркз*(SmaxН/SномН)2* Н,

Т - число часов работы трансформатора, равное 8760 ч.

- число часов максимальных потерь, определяемое в зависимости от Тмакс = 6000 ч. = 4500 ч.

Вариант 1:

ТДЦ-80000/110

Э11 = 0.085*8760+0.31*(44/ 80)2*4500 = 1166.6 МВт*ч.

2 ТДТН-63000/110

Э12 = 2*0.053*8760+1/2*0.29*(44/ 63)2*4500 +1/2*0.29*(50/ 63)2*4500 +1/2*0.29*(6/ 63)2*4500 = 1663.5 МВт*ч.

Э1 =Э11+Э12 = 1166.6+1663.5 = 2830.1 МВт*ч.

Вариант 2:

2 ТДЦ-80000/110

Э2 =2*0.085*8760+0.31*(44/ 80)2*4500 = 2333.2 МВт*ч.

Годовые эксплуатационные издержки:

Вариант 1:

И1 = (6.4+3)/100*1348.1 + 0.8*2830.1*103*10-5 = 149.4 тыс. руб.

Вариант 2:

И1 = (6.4+3)/100*904.2 + 0.8* 2333.2 *103*10-5 = 103.7 тыс. руб.

Приведенные затраты:

З1 = 0.12*1348.1 + 149.4 = 311.2 тыс. руб.

З2 = 0.12*904.2 + 103.7 = 212.2 тыс. руб.

З2 < З1, следовательно второй вариант экономически более выгоден.

(З1 - З2)/З1*100% = 32 %

3. Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей и выбор реакторов

Для выбора аппаратов необходимо правильно оценить расчётные условия к.з.:

- составить расчётную схему

- наметить места расположения расчётных точек к.з.

- определить расчётное время протекания тока к.з.

Рис. 1. Общая схема замещения

3.1 Определим сопротивления схемы при базисной мощности Sб=100 МВА

Сопротивление генераторов:

X = Xd''*Sб/Sном

X2 = X5 = 0.153*100/78.75 = 0.194 о.е

Определим ЭДС генераторов:

Е=U+IX”dsin

EГ1 = EГ2 = 1.08

Сопротивление трансформаторов:

X = (Uki%/100)*Sб/Sном

Т1,Т2 X7=X8= (10.5/100)*100/80=0.131 о.е

ТСН и РТСН X1=Х6=Х13 = (8/100)*(100/10) = 0.8 о.е

Сопротивления ЛЭП:

X= (Xуд*L)*(Sб/Uср.н**2)

X9 = 0.4*2*50*(100/115**2) = 0.076 о.е.

X10 = 0.4*45*(100/115**2) = 0.136 о.е.

Сопротивление КЭС-1800: Е=1.13

6*300ТГВ-300 Хг=0.195*100/353=0.055 о.е.

6*ТДЦ-400000/110 Хт=10,5/100*100/400=0.026 о.е.

Х11=(Хг+Хт)/6=0.014 о.е.

Сопротивление ТЭЦ-120: Е=1.08

4*ТВФ-63-2У3 Хг=0.153*100/78.75=0.194 о.е.

4*ТДЦ-80000/110 Хт=10.5/100*100/80=0.131 о.е.

Х12=(Хг+Хт)/4=0.083 о.е

Реакторы

X = Xр*(Sб/Uср.н**2)

ЛР - РБСД 10-2*1600-0.25 У3 X3=Х4= 0.25*100/10.5 = 0.23 о.е

3.2 К.з. на шинах РУ 110кВ

Х21=Х9+Х11=0.09

Х22=Х10+Х12=0.219

Х23=Х24=Х2+Х7=0.361

Расчетные токи в ветвях.

Iб=Sб/(v3*Uср.н)=100/(v3*115)=0.502 кА

IКЭС=Е/ Х21* Iб=1.13/0.09*0.502=6.303 кА

IТЭЦ=Е/ Х22* Iб=1.08/0.219*0.502=2.476 кА

IГ1= IГ2=Е/ Х23* Iб=1.08/0.361*0.502=1.502 кА

Суммарный ток в точке КЗ.

IК1=IКЭС+IТЭЦ+IГ1+IГ2=11.78 кА

3.3 К.з. на шинах генератора Г2

При расчётах будем использовать данные, полученные при расчёте предыдущих режимов КЗ.

Найдём сопротивления Х31, Х32, Х33.

ХЭКВ=1/(1/Х21+1/Х22+1/Х23)=0.054

СГ1= ХЭКВ/ Х23=0.15 СКЭС= ХЭКВ/Х21=0.6

СТЭЦ= ХЭКВ/ Х22=0.247

ХРЕЗ= ХЭКВ+ Х8=0.221

Х33= ХРЕЗ/ СГ1=1.473 Х31= ХРЕЗ/ СКЭС=0.368

Х32= ХРЕЗ/СТЭЦ=0.895

Расчетные токи в ветвях.

Iб=Sб/(v3*Uср.н)=100/(v3*10.5)=5.5 кА

IКЭС=Е/ Х31* Iб=1.13/0.368*5.5=16.89 кА

IТЭЦ=Е/ Х32* Iб=1.08/0.895*5.5=6.637 кА

IГ1=Е/Х33*Iб=1.08/1.473*5.5=4.033кАIГ2=Е/Х5*Iб=1.08/0.194*5.5=30.62 кА

Суммарный ток в точке КЗ.

IК1=IКЭС+IТЭЦ+IГ1+IГ2=58.18 кА

3.4 К.з. за трансформатором ТСН

При расчётах будем использовать данные, полученные при расчёте предыдущих режимов КЗ.

Найдём сопротивления Х41, Х42, Х43, Х44.

ХЭКВ=1/(1/Х31+1/Х32+1/Х33+1/ Х5)=0.103

СГ1= ХЭКВ/ Х33=0.07 СКЭС= ХЭКВ/ Х31=0.28 СТЭЦ= ХЭКВ/ Х32=0.115 СГ2= ХЭКВ/ Х5=0.531

ХРЕЗ= ХЭКВ+ Х6=0.903

Х43= ХРЕЗ/ СГ1= 12.9 Х41= ХРЕЗ/ СКЭС=3.225 Х42= ХРЕЗ/ СТЭЦ=7.852 Х44= ХРЕЗ/ СГ2= 1.701

Расчетные токи в ветвях.

Iб=Sб/(v3*Uср.н)=100/(v3*6.3)=9.164 кА

IКЭС=Е/ Х41* Iб=1.13/3.225*9.164=3.211 кА

IТЭЦ=Е/ Х42* Iб=1.08/7.852*9.164=1.26 кА

IГ1= Е/ Х43* Iб=1.08/12.9*9.164=0.767 кА IГ2= Е/ Х44* Iб=1.08/1.701*9.164=5.818 кА

Суммарный ток в точке КЗ.

IК1=IКЭС+IТЭЦ+IГ1+IГ2=11.01 кА

3.5 К.з. за трансформатором РТСН

При расчётах будем использовать данные, полученные при расчёте предыдущих режимов КЗ.



Найдём сопротивления Х41, Х42, Х43, Х44.

ХЭКВ=1/(1/Х21+1/Х22+1/Х23+1/ Х24)=0.047

СГ1= ХЭКВ/ Х23=0.13 СКЭС= ХЭКВ/ Х21=0.522 СТЭЦ= ХЭКВ/ Х22=0.215 СГ2= ХЭКВ/ Х24=0.13

ХРЕЗ= ХЭКВ+ Х13=0.847

Х43= ХРЕЗ/ СГ1= 6.515 Х41= ХРЕЗ/ СКЭС=1.623 Х42= ХРЕЗ/ СТЭЦ=3.94 Х44= ХРЕЗ/ СГ2=6.515

Расчетные токи в ветвях.

Iб=Sб/(v3*Uср.н)=100/(v3*6.3)=9.164 кА

IКЭС=Е/ Х41* Iб=1.13/1.623*9.164=4.997 кА

IТЭЦ=Е/ Х42* Iб=1.08/3.94*9.164=2.512 кА

IГ1= Е/ Х43* Iб=1.08/6.515*9.164=1.519 кА IГ2= Е/ Х44* Iб=1.08/6.515*9.164=1.519 кА

Суммарный ток в точке КЗ.

IК1=IКЭС+IТЭЦ+IГ1+IГ2=10.55 кА

3.6 Выбор реакторов

Выбор линейных реакторов

1. Imax1 = Smax/(14*3*U) = 245 A (на одну линию)

Imaxр = 4*Imax1 = 980 A (на один реактор)

2. Uном = 10 кВ

3. Xдо к.з = Uср.н/3*Iпо = 10.5/(3*58.18) = 0.104 Ом

Xтреб = Uср.н/3*Iном.откл =10.5/3*20 = 0.3 Ом

Xтребр = Xтреб - Xдо к.з = 0.3 - 0.104 = 0.196 Ом

Исходя из Uном и Iном и Xтребр выбираем РБСД 10-2*1600 - 0.25 У3

4. Iпр = Uср.н/3*(Xдо к.з + Xр) = 10.5/3*(0.104+0.25) = 17.12 кА

5. Проверка по току электродинамической стойкости

iуд=2КуIпр = 2*1.956*17.12 = 47.36 кА (для выбранного ЛР 49 кА)

6. Проверка по току термической стойкости

Внорм > Врасч

(Iт**2)*tт >(Iпр**2)*(tк+Та)

(Iт**2) >(17.12**2)*(1.5 + 0.23)/8 > 66

Iт >8 (для выбранного ЛР 19.3 кА)

7. Определим остаточное напряжение

Uост% = (Xр*3Iпо/Uном)*100%

Uост% = (0.25*3*17.12/10)*100% = 74.1% > 70%

8. Потеря напряжения

U= (Xр*3Imax*sinf/Uном)*100%

U = (0.25*3*980*0.53/10)*100% = 2%

Т. о. выбранные линейные реактор удовлетворяет требуемым параметрам.

3.7 К.з. за линейным реактором

При расчётах будем использовать данные, полученные при расчёте предыдущих режимов КЗ.

Найдём сопротивления Х41, Х42, Х43, Х44.

ХЭКВ=1/(1/Х31+1/Х32+1/Х33+1/ Х5)=0.103

СГ1= ХЭКВ/ Х33=0.07 СКЭС= ХЭКВ/ Х31=0.28 СТЭЦ= ХЭКВ/ Х32=0.115 СГ2= ХЭКВ/ Х5=0.531

ХРЕЗ= ХЭКВ+ Х4=0.333

Х43= ХРЕЗ/ СГ1= 4.757 Х41= ХРЕЗ/ СКЭС=1.189 Х42= ХРЕЗ/ СТЭЦ=2.896 Х44= ХРЕЗ/СГ2=0.627

Расчетные токи в ветвях.

Iб=Sб/(v3*Uср.н)=100/(v3*10.5)=5.5 кА

IКЭС=Е/ Х41* Iб=1.13/1.189*5.5=5.227 кА

IТЭЦ=Е/ Х42* Iб=1.08/2.896*5.5=2.051 кА

IГ1= Е/ Х43* Iб=1.08/4.757*5.5=1.249 кА IГ2= Е/ Х44* Iб=1.08/0.627*5.5=9.474 кА

Суммарный ток в точке КЗ.

IК1=IКЭС+IТЭЦ+IГ1+IГ2=18 кА

4. Выбор аппаратов

Электрические аппараты выбирают по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению (Uр Uн), роду установки (внутренняя, наружная) и конструктивному исполнению.

По номинальному току (Iраб.макс Iн) выбираются те аппараты, по которым протекают рабочие токи: выключатели, разъединители, отделители, реакторы, трансформаторы тока и предохранители.

Кроме того, каждый аппарат в зависимости от его назначения дополнительно выбирается по ряду специфических параметров.

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

По отключающей способности:

Учитывая быстродействие выключателя, можно пренебречь затуханием периодической составляющей тока К.З., что упрощает расчёт и создаёт запас надёжности. Iп,= Iп,о.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:

Iп, Iотк.ном

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

Ia, Iaном = v2*ном* Iотк.ном

Где Iaном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ;

ном - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе.

Если условие Iп, Iотк.ном соблюдается, а Ia, > Iaном, то допускается по отключающей способности производить по полному току:

v2* Iп, + Ia, v2* Iотк.ном*(1+ном)

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току КЗ:

Iп,о Iпр,с; Iу iпр.с

Где Iпр,с - действующее значение предельного сквозного тока КЗ;

iпр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

Вк IТ2*tТ

Где Вк - тепловой импульс по расчету:

Вк = (Iп,о)2*(tотк+Та), [кА2*с]

Где IТ - предельный ток термической стойкости по каталогу;

tТ, - длительность протекания тока термической стойкости,с.

Выбор разъединителей:

По электродинамической стойкости - условие

По термической стойкости - условие

Выключатель в ОРУ 110 кВ:

Iном = Sном / v 3*Uном = 50*103/v3*110 = 262.4 А

Iмакс = 1,4* Iнорм = 1.4*425.3 = 367.4 А

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВВБМ-110Б-31.5/2000У1	Разъединитель РНД3.1-110У/1000У1
Uуст = 110 кВ Iмакс = 367.4 А Iп, = 11.78 кА ia, = 5.536 кА Iп,о = 11.78 кА iу = 31.99 кА Вк = Вп + Ва =293.5 кА2*с	Uн = 110 кВ Iн = 2000 А Iотк.ном = 31.5 кА Iaном = v2*.31.5*1.32 =58.6 кА Iпр.с = 40 кА iпр.с = 102 кА IТ2*tТ = 402*3 = 4800 кА2*с	Uн = 110 кВ Iн = 1000 А - - - iпр.с = 80 кА IТ2*tТ = 31.52*4 =3969 кА2*с

Выключатель 10.5 кВ в цепи генератора:

Iмакс = 1,05* Iном = 1.05*4.33 = 4.55 кА

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГУ-20-90/6300У3	Разъединитель РВРЗ-1-20/6300 У3
Uуст = 10.5 кВ Iмакс = 4.55 кА Iп, = 58.18 кА ia, = 42.76 кА Iп,о = 58.18 кА Iу = 160.4 кА Вк = Вп + Ва =7955 кА2*с	Uн = 20 кВ Iн = 6300 А Iотк.ном = 90 кА Iaном = v2*1.2*90 = 152.2 кА Iпр.с = 105 кА iпр.с = 300кА IТ2*tТ = 902*4 =32400кА2*с	Uн = 20 кВ Iн = 6300 А - - - iпр.с = 260 кА IТ2*tТ = 1002*4 =40000 кА2*с

Выключатель 6.3 кВ за трансформатором собственных нужд (ТСН):

Iмакс = Sном / v 3*Uном = 6.3*103/v3*6.3 = 584.8 А



Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВBЭ-10-20/1600У3	Разъединитель
Uуст = 6.3 кВ Iмакс = 584.8 А Iп, = 11.01 кА Ia, = 0.576 кА Iп,о = 11.01 кА Iу = 28.81 кА Вк = Вп + Ва =284.5 кА2*с	Uн = 10 кВ Iн = 1600 А Iотк.ном = 20 кА Iaном = v2*1.4*20 = 39.5 кА Iпр.с = 20 кА iпр.с = 52 кА IТ2*tТ = 202*3 =1200 кА2*с

Выключатель 6.3 кВ за резервным трансформатором собственных нужд (РТСН):

Iмакс = Sном / v 3*Uном = 6.3*103/v3*6.3 = 584.8 А

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВBЭ-10-20/1600У3	Разъединитель
Uуст = 6.3 кВ Iмакс = 584.8 А Iп, = 10.55 кА Ia, = 0.552 кА Iп,о = 10.55 кА Iу = 27.6 кА Вк = Вп + Ва =264.5 кА2*с	Uн = 10 кВ Iн = 1600 А Iотк.ном = 20 кА Iaном = v2*1.4*20 = 39.5 кА Iпр.с = 20 кА iпр.с = 52 кА IТ2*tТ = 202*3 =1200 кА2*с

Выключатель 10.5 кВ за линейным реактором на (каждую линию):

Iмакс = 1.05*232 = 243.6 А

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВBЭ-10-20/630Т3	Разъединитель
Uуст = 10.5 кВ Iмакс = 243.6 А Iп, = 18 кА Ia, = 6.55 кА Iп,о = 18 кА Iу = 34.74 кА Вк = Вп + Ва = 435.2 кА2*с	Uн = 11 кВ Iн = 630 А Iотк.ном = 20 кА Iaном = v2*1.4*20 = 39.5 кА Iпр.с = 20 кА iпр.с = 52 кА IТ2*tТ = 202*3 =1200 кА2*с

В качестве секционных выключателей в ГРУ 10 кВ выбираем выключатели МГУ-20-90/6300У3 и разъединители РВРЗ-1-20/6300 У3.

4.2 Выбор разрядников

Устройства, которые обеспечивают не только защиту изоляции от перенапряжений, но и гашение дуги сопровождающего тока в течение времени, меньшего, чем время действия релейной защиты, называют защитными разрядниками.

Места установки разрядников:

В нейтрали трансформатора связи 110 кВ устанавливаем разрядники РВС60У1.

Устанавливаем разрядники на сторонах трансформатора связи:

На стороне ВН - РВМГ-110 МУ1;

На стороне НН - РВО-10 У1.

5. Выбор токоведущих частей

Выбор сборных шин 110 кВ.

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, то принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах.

Imax = 50000/(*110) = 262.4 A

Принимаем АС-70/72: Iдоп=265 А; d=15.4 мм. Imax=262.4 < Iдоп=265 А.

Проверка по условию коронирования по ПУЭ не производится.

Токоведущие части от выводов 110 кВ силовых трансформаторов до сборных шин выполняются гибкими токопроводами.

Сечение выбираем по экономической плотности тока:

jэ=1А/ммІ [таб. 4-1 стр. 230(2)]

qэ = Imax/jэ = 262.4/1 = 262 ммІ

Принимаем АС-240/56. Проверка провода по допустимому току:

Imax=262,4 Iдоп=610 А

Проверку на термическое действие и на коронирование не проводим.

Выбираем токопровод на участке для соединения генератора с фасадной стеной, пофазно-экранированный токопровод генераторного напряжения ГРТЕ-10-85550-250 [3 стр.540] с Uном=10.5кВ, Iном=5140А, iдин=250кА по следующим условиям:

Uн Up.max Uн 10.5 кВ

Iн Ip.max Iн 4.33 кА

Iдин iу iдин 170кА

Следовательно, токопровод выбран правильно.

Выбор токопровода между турбинным отделением и ГРУ производим по условиям:

По экономической плотности тока qэ=Iнорм/jэ

По допустимому току IдопIp.max

По термической при к.з. по условию:

Qк Qк.доп,

где Qк - температура шин при нагреве током к.з., єС;

Qк.доп - допустимая температура нагрева шин при к.з., єC

Проверка на электродинамическую стойкость

Iнорм = 4.33 кА

qэ=4330/1 = 4330 ммІ

Принимаем два несущих провода АС 500/64, тогда сечение алюминиевых проводов должно быть

Qа = qэ - qас = 4330 - 2*500 = 3330 ммІ

Число проводов А - 500

N = 3330/500 = 6.4

Принимаем токопровод 2 АС - 500/64 + 6 A 500 диаметр d = 160 мм, расстояние между фазами 3 м.

По допустимому току Iдоп = 2*945 + 6*980 = 7770 А (Imax = 4330)

Пучек гибких голых проводов имеет большую поверхность охлаждения, поэтому на термическую стойкость не проверяем.

По условиям схлестывания

F = 1,5(I**2)п.о/D*(10)-7 = 130 Н/м

G = 9.8*(2*1.85 + 6*1.38 + 1.6) = 133 Н/м

F/G = 0.977

По диаграмме (4.9 -2) находим B/F = 0.24 , B = 0.24*2.5 = 0.6 м

Bдоп = (3 - 0.16 - 0.2)/2 = 1.32

Схлестывание не произойдет, т.к. b bдоп

Выбор сборных шин ГРУ производим по условиям

По экономической плотности тока qэ=Iнорм/jэ

По допустимому току IдопIp.max

По термической при к.з. по условию:

QкQк.доп,

где Qк - температура шин при нагреве током к.з., єС;

Qк.доп - допустимая температура нагрева шин при к.з., єC

Проверка шин на электродинамическую стойкость

Iнорм = 4330 А

qэ=4330 / 1,1=4330 ммІ

Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения 4040 мм

Iдоп=8830 А

Принятое сечение 4040 4330 ммІ на 6%, что допустимо.

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят:

Imax Iдоп = 8830 А

Проверка шин на термическую стойкость:

Определим температуру шин до к.з.:

Qн=Q0+(Qдоп-Q0ном)(Imax/Iдоп)2,

где Q0 - температура окружающей среды (по ПУЭ Q0ном=250 єС - для воздуха)

Q0ном - номинальная температура окружающей среды, єС

Qдоп - длительно допустимая температура проводника, єС

(Для шин Qдоп=700 єС)

Qн = 30+(70-25)(4330/8830)І = 400 єС

По Qн по [2 стр.198] определяем fн, характеризующую тепловое состояние проводника к моменту начала к.з., fн=400 єС.

Величина, характеризующая тепловое состояние проводника к концу к.з. будет:

fк=fн+kBk/qІ,

где q - сечение шины, ммІ

k=0,45710-20С/АІс - коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника [2 стр.196].

fк=40+0,45710-26919210і/4330І=41 АІс/мм4

По [2] стр.197 находим Ик=41°С, что значительно меньше допустимой температуры для алюминиевых шин (Ик.доп=200 °С).

При коробчатых шинах частота собственных колебаний значительно больше, чем у прямоугольных шин. Поэтому не учитываем механические колебания.

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

Мпа

где Wф = 46.5 смі

Определяем силу взаимодействия между полюсами по:

Н/м

Мпа

где Wn = Wyy = 46.5 смі

расч=ф+n=34+3,6=37,6 МПа доп=82.3 Мпа (Для алюминиевых шин )

Таким образом шины механически прочны.

Выбор изоляторов.

Выбираем по [1] стр.284 опорные стержневые изоляторы С4-80IУХЛТ1 с Uном=10 кВ, Uиспыт=80 кВ, Fразр=4 кН, Низ=190 мм. Проверяем по допустимой нагрузке. Максимальная сила действующая на изгиб:

Fn=1,62кН

Fрасч=9400 0,620000=12000 Н

Следовательно, изолятор подходит по механической прочности.

Выбор токопровода от ТСН до РУ СН:

В этом случае применяется кабельное соединение.

qэ = Imax/jэ = 584/1,7 = 343 ммІ

Проверка кабелей при аварийных перегрузках

Iраб.max Iдоп. пред.=NкбIдопК1К2К3,

где Nкб - число параллельных кабелей;

К1 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;

К2 - поправочный коэффициент на число рядов проложенных в землю кабелей;

К3 -коэффициент перегрузки;

Выбираем кабель с медными жилами 2(1240) с Iдоп=375 А.

Принимаем К3=1, К1=0,87, К2=1,11

Iраб.max= 584 Iдоп.пред=23750,871,111=724 А

Проверяем на термическую стойкость: qмин=

Для кабелей с медными жилами с=118

qмин=ммІ

Кабель по термической стойкости проходит.

6. Выбор типов релейной защиты

Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента от неповрежденной системы, путем воздействия на выключатель; выявление опасных и ненормальных режимов.

Для генераторов устанавливаем следующие виды защит:

Продольная дифференциальная токовая защита от всех видов к.з. в обмотках и на выводах генератора блока.

Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени от симметричных перегрузок.

Поперечная дифференциальная защита.

Защита статора от замыканий на землю

На силовых трансформаторах связи устанавливаются следующие виды защит:

Защита от однофазных замыканий в обмотках трансформатора и всех видов к.з. на выводах и ошиновке СН - продольная дифзащита с реле типа ДЗТ.

Защита от повреждений внутри бака, сопровождающихся выделением газа, - газовая защита с тремя газовыми реле для кожухов трансформатора.

Защита от однофазных замыканий в регулировочных блоках устройства РПН, - токовая защита нулевой последовательности.

Защита от всех видов к.з. на выводах и ошиновке НН - дифференциальная токовая защита с реле типа ДЗТ.

Защита от внешних к.з. на землю - токовая трехступенчатая защита нулевой последовательности.

Защита от многофазных замыканий на землю на стороне НН - максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению.

Защита от симметричных перегрузок - максимальная токовая защита в однофазном исполнении.

На ОРУ 110 кВ (сборные шины):

Дифзащиты от междуфазных и однофазных кз.

Устройство резервирования отказа выключателей.

Сборные шины 10 кВ:

Токовые защиты от замыканий между фазами, от двойных замыканий на землю и двухфазных замыканий на землю.

Линии напряжением 110 кВ:

Дистанционная трехступенчатая защита от всех видов междуфазных кз

Токовая направленная трехступенчатая защита нулевой последовательности от кз на землю.

Устройство резервирования отказа выключателей для отключения выключателей, смежных с отказавшими.

7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

Контроль за режимом работы основного оборудования на электростанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающих и регистрирующих). Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаться в различных цепях и различных местах - на центральном пульте управления, на главных щитах управления, на блочных щитах управления и на местных щитах.

Однако для большинства случаев рекомендуется установка следующих измерительных приборов в цепях электроизмерительных приборов в цепях электростанции.

Цепь	Место установки приборов	Перечень приборов	Примечания
Генератор	Статор	Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр и вольтметр	Перечисленные приборы устанавливаются на основных щитах управления (БЩУ или ГЩУ). На групповом щите турбины устанавливаются ваттметр, частотомер в цепи статора (если нет БЩУ) и вольтметр в цепи возбуждения. При наличии БЩУ на ЦЩУ устанавливаются ваттметр и варметр На ЦЩУ устанавливаются частотомер, суммирующие ваттметр и варметр. В цепи генератора устанавливаются осциллограф и приборы синхронизации.
	Ротор	Амперметр, вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр
Трансфор- матор связи	ВН НН	Амперметр Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой.
Трансформатор собственных нужд	На одну секцию	Со стороны питания: Амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии.	На блочных ТЭС приборы устанавливаются на вводе 10.5В.
Линия 110 кВ		Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор, используемый для определения места КЗ, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях.
Сборные шины 110 кВ	На каждой секции или системе шин	Вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр и суммирующий ваттметр; приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра, синхроноскоп; осциллограф.	На шинах 110 кВ устанавливается по одному осциллографу на секцию.
Сборные шины генераторн. напряжения		Вольтметр, регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр .
Шины 6.3 кВ собственных нужд	Общие приборы с переключением на любую секцию или систему шин	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений
Шиносоединительный выключатель	-	Амперметр

Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, требуемых для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираются:

По напряжению установки: Uном Uуст;

По току: I1ном Iнорм; I1ном Imax;

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности.

По конструкции и классу точности;

По электродинамической стойкости:

Iу = kэд*2*I1ном,

где Iу - ударный ток кз по расчету;

Kэд - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

I1ном - номинальный первичный ток трансформатора тока

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются.

По термической стойкости:

Вк (kт* I1ном)2*tт,

Где Вк - тепловой импульс по расчету;

kт - кратность термической стойкости по каталогу;

tт - время термической стойкости по каталогу.

По вторичной нагрузке:

Z2 Z2ном,

Где Z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Для генераторов

Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ-10-85550-250 [3 стр.540] с, то выбираем трансформаторы тока встроенные в токопровод: ТШ-20-10000/5 и ТШ-20-15Б-8000/5/5

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 10.5 кВ Imax = 4330 A Iу = 160.4 кА Вк = Вп + Ва =7955 кА2*с r2 = 0.943 Ом	Uном = 20 кВ Iном = 8000 А Не проверяются Iт2*tт = 1602*3 =76800 кА2*с Z2ном = 1.2 Ом

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения (рис. 4.107 [2]) и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора.

Вторичная нагрузка трансформатора тока:

Прибор	Тип	Нагрузка, В*А фазы
		А	В	С
Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии Амперметр регистрирующий Ваттметр регистрирующий Ваттметр (Щит турбины)	Д-335 Д-335 СА3-И680 Н-344 Н-348 Д-335	0.5 0.5 2.5 - 10 0.5	- - - 10 - -	0.5 0.5 2.5 - 10 0.5
Итого		14	10	14

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Общее сопротивление приборов:

rприб = Sприб/I22 = 14/25 = 0.56 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр = Z2ном - rприб - rк = 1.2 - 0.56 - 0.1 = 0.54 Ом

Для генератора 60 МВт применяется кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина 40 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому lрасч = l, тогда сечение:

q = * lрасч/ rпр = 0.0283*40/0.54 = 2.1 мм2.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

На трансформаторах связи выбираем.

ТВТ 110 - 1 - 1000/5

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 110 кВ Imax =50*103/v3*110 = 262.4 А Iу = 31.99 кА Вк = Вп + Ва =293.5 кА2*с	Uном = 110 кВ Iном = 600 А Не проверяются Iт2*tт = (26)2*3 =2028 кА2*с

ТВТ - 10 - 1 - 6000/5

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 10 кВ Imax = 50*103/3*10 = 2887A Iу = 160.4 кА Вк = Вп + Ва =7955 кА2*с	Uном = 10кВ Iном = 6000 А Не проверяются (k1*I1ном)2*tт = (28*6.)2*3 = 43200 кА2*с

На трансформаторах собственных нужд применяются невстроенные трансформаторы тока:

ТМНС-6300/10:

Выбираем ТЛК-10-4 -400/5

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 10 кВ Imax = 6.3*103/3*10 = 368.42A Iу = 28.81 кА Вк = Вп + Ва =284.5 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном = 400 А Не проверяются (k1*I1ном)2*tт = (31.5)2*3 = 2976 кА2*с

Для выключателей ОРУ 110 кВ применяются невстроенные трансформаторы тока.

Выбираем ТФЗМ 110Б - 1 - 600/5

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 110 кВ Imax = 50*103/3*110 = 262.4 A Iу = 31.99 кА Вк = Вп + Ва =293.5 кА2*с	Uном = 110 кВ Iном = 600 А Не проверяются Iт2*tт = (26)2*3 =2028 кА2*с

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величины 100 или 100/3 и для отделения цепей управления и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираются по:

- Напряжению установки: Uуст Uном;

- Конструкции и схеме соединения обмоток;

- Классу точности;

- Вторичной нагрузке: S2 Sном.

Цепь генератора

В цепи комплектного токопровода установлен трансформатор напряжения типа ЗОМ-1(6)10 и ЗНОМ-6(10). Проверим трансформатор ЗНОМ-6(10) по вторичной нагрузке. Подсчет нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице:

Прибор	Тип	S одной обмотки, В*А	Число обмоток	cos	sin	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, ВА
Вольтметр Ваттметр Варметр Датчик активной мощности Датчик реактивной мощности Счетчик активной энергии Ваттметр Частотомер	Э-335 Д-335 Д-335 Е-829 Е-830 И-680 Д-305 Э-371	2 1.5 1.5 10 10 2 Вт 2 3	1 2 2 - - 2 2 1	1 1 1 1 1 0.38 1 1	0 0 0 0 0 0.925 0 0	1 2 1 1 1 1 1 1	2 6 3 10 10 4 4 3	- - - - - 9.7 - -
Итого							39	9.7

Вторичная нагрузка

S2 = 40.1 ВА

Выбранный трансформатор ЗНОМ-6(10) имеет номинальную мощность 75 В*А в классе точности 0.5, необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом, S2 = 40.1 < Sном = 75 В*А, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

ОРУ 110 кВ: НКФ - 110-83У1.

8. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств

Проектируемая ТЭЦ имеет два распределительных устройства высокого напряжения, выполненные на открытом воздухе:

ОРУ 110 кВ.

Выбор исполнения обусловлен тем, что при напряжении 35-110 кВ и выше стоимость наружных РУ ниже стоимости соответствующих внутренних РУ вследствие меньшего объема строительных работ (необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшается время сооружения). В открытых РУ легче выполняются расширение и реконструкция, все аппараты доступны для наблюдения. В тоже время открытые РУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают значительно большую площадь, чем ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

Сборные шины и ошиновку выполняют неизолированными стале-алюминиевыми проводами на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жесткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах.

Жесткие шины позволяют применить более простые несущие конструкции, уменьшить занимаемую площадь и высоту ОРУ. Однако стоимость жестких шинных конструкций выше стоимости гибких шин, а также для их крепления требуются более дорогие и менее надежные опорные изоляторы. Поэтому на проектируемой станции сборные шины и ошиновка выполнены неизолированными стале-алюминиевыми проводами.

Площадка ОРУ ограждается от остальной территории станции внутренним забором высотой 1.6 м - сплошным, сетчатым, решетчатым.

ОРУ 110 кВ выполненное по схеме двух основных шин с обходной. В ОРУ устанавливаются воздушные выключатели ВВБМ-110Б-31.5/2000У1 и разъединители РНД3-110У/100.

В ГРУ 10 кВ используются ячейки КРУ с вакуумными выключателями типа ВВЭ. Выбранное ГРУ на ударный ток 300 кА выполнено одноэтажным, пролет здания 18 м, имеется 2 прохода. В центральной части здания расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей, далее следуют ячейки генераторных, трансформаторных и секционных выключателей, групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения. У стены здания расположены ячейки КРУ. Имеется 2 подземных кабельных туннеля и 1 вентиляционный канал. Ячейки ГРУ рассчитаны на установку выключателей МГ - 20, шаг ячеек 3 м.

Размещено на Allbest.ru