Проектирование теплоэлектроцентрали

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Расчет графика нагрузок

2. Выбор генераторов

3. Выбор 2-х вариантов структурной схемы выдачи мощности проектируемой электростанции

4. Выбор основных трансформаторов

5. Выбор электрических принципиальных схем РУ разных напряжений в упрощенном изображении

6. Технико-экономическое сравнение вариантов главных схем проектируемой электростанции. Выбор оптимального варианта

7. Выбор схемы собственных нужд (СН) и трансформаторов СН для оптимального варианта схемы

8. Расчет токов короткого замыкания

9. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для основных цепей

10. Расчет заземления

Заключение

Введение

Генератор переменного тока - это машина, преобразующая механическую энергию вращения в электрическую энергию переменного тока. Основные части электромагнит или постоянный магнит. Для получения большого магнитного потока в генераторах применяют специальную магнитную систему, состоящую из двух сердечников, сделанных из электротехнической стали. Обмотки, создающие магнитное поле, размещены в пазах одного из сердечников, а обмотки, в которых индуцируется ЭДС - в пазах другого. Возбудитель электрических машин - это генератор постоянного или переменного тока для питания индуктора электрической машины, создающего в ней рабочий магнитный поток. Современный генератор электрического тока - это внушительное сооружение из медных проводов, изоляционных материалов и стальных конструкций.

Турбогенератор производства Калужского турбинного завода мощностью 6 МВт для производства электрической энергии.

Таблица 1 - Характеристики турбогенератора П - 6 - 1,2/0,5

№ п./п.	Название характеристики	Величина
1	Номинальная мощность МВт	6
2	Максимальная мощность МВТ	6,6
3	Частота вращения об./мин.	3000
4	Cos б	0.8

Горячий пар из парового котла поступает в турбину под давлением, тем самым разгоняет турбину, который соединен с ротором турбогенератора и, вращаясь, образует магнитное поле и электрический ток.

Таблица 2 - Характеристики турбогенератора ТГ4АС/10,5

№ п./п.	Название характеристики.	Величина
1	Номинальная мощность МВт	4
2	Максимальная мощность МВТ	4,4
3	Частота вращения об./мин	3000
4	Cos б	0,8

Паровой котел БКЗ - 75 - 39:

Топочная камера объемом 145,321 м» полностью экранирована трубами 60х30 мм с шагом 110 мм на боковых стенах и 80 мм - на фронтовой и задней. На фронтовой стене топки расположены три газомазутные горелки: две в нижнем ярусе и одна в верхнем.

Схема испарения двухступенчатая. В барабане расположен чистый отсек первой ступени испарения и два солевых отсека второй ступени по торцам барабана. Перегреватель - с вертикально расположенными змеевиками, двухступенчатый, выполнен из труб 38х3 мм. Регулирование температуры пара осуществляется поверхностным пароохладителем, установленным между ступенями “в рассечку”. Количество змеевиков - 40 мм. Поперечный шаг труб - 110 мм, расположение корридорное.

Экономайзер - стальной, гладкотрубный, змеевиковый, двухступенчатый, с шахматным расположением труб 32х3 мм. Поперечный шаг труб - 80 мм, продольный - 60 мм.

Воздухоподогреватель - трубчатый, вертикальный, четырехходовой, с шахматным расположением труб40х1,6 мм. Поперечный шаг труб - 60 мм, продольный - 44 мм.

Таблица 3 - Технические и основные конструктивные характеристики парогенератора следующие:

№ п./п.	Название характеристики	Величина
1	Номинальная паропроизводительность т/ч	35
2	Рабочее давление пара МПа	4
3	Температура перегретого пара ?С	450
4	Площадь конвективных поверхностей нагрева кв.м.
5	Фестона	39,5841
6	Паронагревателя	225,71
7	Экономайзера	234,88
8	Воздухоподогревателя	1377,14

Паровой котел ГМ - 50 - 1

Топочная камера объемом 144 м полностью экранирована трубами 60ґ3мм, расположенными с шагом 70 мм. Трубы фронтового и заднего экранов образуют под топки. Экраны разделены на восемь самостоятельных циркуляционных контуров. На боковых стенах топочной камеры размещены по три основные газомазутные горелки, с фронта - две дополнительные. В барабане находится чистый отсек первой ступени испарения с внутри барабанными циклонами. Вторая ступень вынесена в выносные циклоны Ш 377 мм.

Пароперегреватель - конвективный, горизонтального типа, змеевиковый, двухступенчатый, с шахматным расположением труб Ж 32ґ3 мм и поперечным шагом 75 мм. Экономайзер - стальной, гладкотрубный, змеевиковый, кипящего типа, двухблочный, с шахматным расположением труб Ж 28ґ3 мм. Продольный шаг - 50 мм, поперечный - 70 мм. Воздухоподогреватель - стальной, трубчатый, одноступенчатый, трёхходовой, с шахматным расположением труб 40ґ1,5мм. Поперечный шаг труб - 60 мм, продольный - 42 мм.

Таблица 4 - Технические и основные конструктивные характеристики парогенератора следующие:

№п./п.	Наименование характеристики	Величина
1	Номинальная паропроизводительность т/ч	50
2	Рабочее давление в барабане котла кгс/см2	45
3	Рабочее давление на выходе из паронагревателя кгс/см2	40
4	Температура перегретого пара ?С	440
5	Температура питптельной воды ?С	140
6	Температура уходящих газов ?С	150
7	Температура горячего воздуха ?С	220

1. Расчет графика нагрузки

генератор трансформатор схема электростанция

Изменение электрической нагрузки во времени называется графиком электрической нагрузки. Определение мощности Р ступеней которая определяется по формуле

Рi = P₁%/100*Pуст.

Р₁ % - определяется по графику; Руст - задается.

Определение длительности рассматриваемого периода которые определяются по формуле

Ti =ti*n,

где ti - время рассматриваемой ступени определяемого по графику, n - число дней зимних (летних) в зависимости от места проектирования. Проверка производится путем ?Тi =8760 часов.

Отопительный сезон - 220 дней. Не отопительный сезон - 145 дней.

Турбогенератор Р = 4МВт n = 3 и турбогенератор Р = 6МВт n = 1

Находим Руст:

3*4 = 12МВт ; 12+6 = 18МВт- Руст.

Находим загруженность турбогенераторов:

Р_н= 90%=0,9; 78%=0,78; 65%=0,65; 55%=0,55; 40%=0,4

P₁=0, 90*18=16.2 МВт

P₂=0, 78*18=14 МВт

P₃=0, 65*18=12 МВт

P₄= 0, 55*18=10 МВт

P₅=0, 4*18=8 МВт

Т₁ = t₁ *n_з = 17*220 = 3740 часов

T₂ = t₂ *n_л = 14*145 = 2030 часов

T₃ = t₃*n_з= 3*220 = 660 часов

T₄ = t4 *n_л = 4*145 = 580 часов 580+880 = 1460 часов

T₄ = t4 *n_з = 4*220 = 880 часов

T₅ = t5 *n_л = 6*145 = 870 часов

Потребляемая мощность за определенный промежуток времени:

W_i=P_i*T_i=16,2*3740=60588 МВт

W₂=14*2030=28420 МВт

W₃=12*660=7920 МВт

W₄=10*1460=14600 МВт

W₅=8*870=6960 МВт

Потребляемая мощность за все время:

?W_i=60588+28420+7920+14600+6960=118488МВт

Находим среднюю мощность

Р_ср=?W_i/T=118488/8760=13,5 МВт

T=3740+2030+660+1460+870=8760 часов

К_зн=Р_ср/Р_мах=13,5/16,2=0,83

К_и=?W_i/ Р_мах*Т=118488/16,2*8760=0,83

Т_уст=К_и*Т=0,83*8760=7270,8 часов

2. Выбор генераторов

Генератор выбираем серии ТГ: ТГ4АС/10,5; генератор П - 6 - 1,2/0,5.

Турбогенератор П - 6 - 1,2/0,5 конденсационные с регулируемыми отборами пара с водяным охлаждением взрыво и пожаробезопасен, так как не содержит масла и водорода. Внутренний объем генератора заполнен под небольшим избыточным давлением воздуха, циркулирующим через осушительную установку. Особенность генератора в том, что можно регулировать отбор пара. ОАО "Калужский турбинный завод" - производитель паровых турбин и турбогенераторов малой и средней мощности до 80 МВт.

3. Выбор 2-х вариантов структурной схемы выдачи мощности проектируемой электростанции

1. Первый вариант однолинейной схемы.

Для первого варианта станции генератора мощность МВт каждый, работающий на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВт устанавливаем два блока генератор - трансформатор с мощностью по 1000 кВт каждый.

Связь между распределительными устройствами происходит через двухобмоточные трансформаторы связи.

Связь с энергосистемой производится через ГПП - 110 кВт

2. Второй вариант однолинейной схемы

Для второго варианта станции устанавливаем три генератора по МВт каждый, работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВ устанавливаем три блока генератор - трансформатор два с мощностью 630 кВ и один 1000 кВ.

Связь между распределительными устройствами происходит через двухобмоточные трансформаторы связи.

Связь с энергосистемой производится через ГПП - 110 кВ.

4. Выбор основных трансформаторов

1. Выбор числа и типов трансформаторов

S_тр=v(?P_г-?Р_сн)^2+(?Q_г-Q_сн)^2=v(18-0,81)^2+(13,5-0.60)^2=v505,24=22,47

tg б=v1-cos^2 б/cosб= v1- 0,64/0.8 = 0.75

?Q_г=?P_г*tg б=18*0.75=13.5

Р_сн= Р_сн%/100*P_г=6/100*18=1.08

?Q_сн=?Р_сн* tg б=0.81*0.75=0.60

? Р_сн=1.08*0.75=0.81

2. Максимальный режим:

S_max=v(?P_г-?Р_сн-P_max)^2+(Q_г- ?Q_сн-Q_max)^2=v(18-0,81-12)^2+(13,5-0,60-9)^2=v179,35+100,89=v280,24=16,74

P_max=(40/60%)*P_уст=(40/60%)*18=12

Q_max=12*0,75=9

3. Минимальный режим

S_min=v(?P_г-?Р_сн-P_min)^2+(?Q_г-?Q_сн-Q_min)^2=v(18-0,81-9)^2+(13,5-0,60-6,75)^2=

=v378,68=19,45

P_min=(15/30%) Pуст=9

Q_min=(15/30%)*13,5=6,75

4. Аварийный режим

S_ав=v((?P_г- P_г)-( ?Р_сн -Р=)-P_max)^2-(( ?Q_г-Q_г)-( ?Q_сн-Q_сн)-Q_max)^2=v((18-13,5)-(0,81-1,08)-12)^2-(13,5-13,5)-9)^2=v95,5=9,7

5. Расчет мощности

S_расч=22,47/1,4=16,05МВт

Выбор трансформаторов.

ТСЗ - 1000/10 - 2 шт.

ВН=6кВт НН=0,4кВ

Р_х.х.=3000 Р_к._з=11200

U_к%=5,5 I_x.x.=1.5

Iк.з.= Uk%

Размеры трансформатора: Длинна 2,4м, ширина 1,35м высота 2,55

Выбор блочных трансформаторов

1. Условия выбора блочных трансформаторов.

1.U_н,вн >U_уст

2.U_н,нн=U_н.г.

3.S_н,т?S_бл.тр

2. Найдем реактивную мощность генератора Q_нг, МВАр:

Q_нг=P_нг*v1-cosб^2/cosб

Где P_нг - номинальная мощность генератора, МВт. Паспортные данные cosб - коэффициент мощности генератора.

Q_нг6=6*v1-0,8^2/0,8=0,75*6=4,5МВАр

Q_нг4=4**v1-0,8^2/0,8=4*0,75=3МВАр

3. Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды Рсн МВт и Qсн, МВАр:

Р_сн=n%* Р_нг/100

Где n% - процентный расход на собственные нужды, зависит от вида топлива и мощности генератора для природного газа n%=6

Р_сн6=6*6/100=0,36 МВт

Р_сн4=4*6/100=0,24 МВт

Q_сн= n%*Qнг/100

Q_сн6=6*4,5/100=0,27 МВАр

Q_сн4=6*3/100=0,18 МВАр

4. Мощность, проходящая через блочный трансформатор Sбл МВА

S_бл= v( P_нг- Р_сн)^2+( Q_нг- Q_сн)^2

S_бл6=v(6-0,36) ^2+(4,5-0,27) ^2=v49,69=7.04 МВА

S_бл4=v(4-0,24) ^2+(3-0,18) ^2=v22,08=4,69 МВА

Выбор трансформатора

1. В блоке с генератором ТГ4АС/10,5 подходит трансформатор типа ТМ

1. 45,5 кВ>35 кВ

2. 10,5 кВ=10,5 кВ

3. 1000 кВА>450 кВА

2. В блоке с генератором П - 6 - 1,2/0,5

1. 46 кВ>35 кВ

2. 10,5 кВ=10,5 кВ

3. 1000 кВА>450 кВА

Выбор числа и мощности трансформаторов связи.

На ТЭЦ рекомендуется устанавливать два параллельно работающих трансформатора связи.

Трансформаторы связи выбираем по следующим условиям:

1. U_н,вн?U_уст

2. U_н,сн? U_уст

3. U_н,нн? U_гру

4. 2S_нт? S_тр.св

Выбор для первого варианта структурных схем:

Определяем суммарную мощность собственных нужд на ГРУ. ?Р_снгру, МВт.

?Р_снгру = n%*?P_ннгру/100

где Р_ннгру - активная суммарная мощность генераторов на ГРУ МВт.

?Р_ннгру=2*25,12=50,24 МВт

?Р_снгру=6*50,24/100=3,01 МВт

Найдем суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины ГРУ

?Q_ннгру=?Р_ннгру*tgб

?Q_ннгру=50.24*0.75=37.68 МВАр

Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ ?Qснгру, МВАр

?Q_снгру= n%*?Q_ннгру/100

?Q_снгру=6*37,68/100=2,26 МВАр

Найдем минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шин ГРУ Р_minгру, МВт и Q_minгру, МВАр:

Р_minгру=0,82*Р_махгру

Р_minгру=0,82*12=9,84 МВт

Q_minгру= Р_minгру* tgб

Где tgб - коэффициент мощности потребляемой нагрузки с шин ГРУ.

Q_minгру=9,84*0,75=7,38 МВАр

Рассчитываем мощность, проходящая через трансформатор Sm, МВА

2*S_т=v(?Р_ннгру - ?Рс_нгру - Р_minгру)^2+(?Q_ннгру - ?Q_ннгру - Q_minгру)^2= v(50,24 - 3,01 - 9,84) ^2+(37,68 - 2,26 - 7,38)^2=v4281,08=65,42 МВА

S_т=65,42/2=32,71 МВА

Выбираем для первого варианта структурных схем трансформатор связи типа: ТРДН

1. 115кВ?110кВ

2. 6,3кВ?6кВ

3. 40 МВА?32,71МВА

Q_maxгру=Р_maxгру*0,75=12*0,75=9

S_т=v(?Р_ннгру - ?Р_снгру - Р_maxгру)^2+(?Q_ннгру - ?Q_ннгру - Q_maxгру)^2

где Р_maxгру - максимальная активная мощность потребляемая с шин ГРУ

S_т=v(50,24 - 3,01 - 12)^2+(37,68 - 2,26 - 9) )^2=v543,14=23,30

1,4*25?23,30

35?23,30

2S_нт?S_т

Рассчитываем активную и реактивную мощность.

?Р_{нггру(n - 1)}=?Р_нггру - Р_нг

?Р_{нггру(n - 1)}=50,24 - 25,12=25,12

?Q_{нггру(n - 1)=} ?Q_нггру - Q_нг

?Q_{нггру(n - 1)=}37,68 - 9 28,68

Рассчитаем нагрузку на трансформатор Sт МВА

S_т=v(?Р_нггру - ?Р_снгру - Р_maxгру)^2+(?Q_{нггру(n - 1)-} ?Q_ннгру - Q_maxгру)^2/2

S_т=v(25,12 - 3,01 - 12) )^2+(26,68 - 2,26 - 9) )^2/2= v405,66/2=20,14/2=10,07 МВА

По второму аварийному режиму подходит ТДН - 40. Принимаем двухобмоточный трансформатор связи для обоих вариантов ТДН - 40.

Таблица №5

Тип трансформатора	Sнт	Uн кВ	Потери кВт	Uk%
		ВН	СН	НН	Рх.х	Рк.з	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДН - 25	25	115	-	38,5	36	120	-	10,5	-
ТДН - 40	40	115	-	38,5	52	175	-	10,4

5. Выбор электрических принципиальных схем РУ разных напряжений в упрощенном изображении

Расчет количества линий распределительных устройств

Расчет количества линий на высокое напряжение. Расчет для первого варианта структурных схем:

Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ ?Р_сн, МВт

?Р_сн=Р_снбл+Р_снгру

?Р_сн=23,30+3,01=26,31 МВт

?Р_сн=58,78*6/100=3,56 МВт

Определяем общее количество линий на высокое напряжение.

n_лин=Р_ст- ?Р_сн- Р_minнн/Р_1л

где Р_ст - активная мощность станцийМВт, Р_1л - пропускная способность одной линии МВт

nлин=58,78 - 3,52 - 6,3/150 = 0,32

Принимаем количество линий равное двум.

Количество тупиковых линий равно одному.

n_туп=120/150=0,8

Принимаем количество тупиковых линий равное двум, т.к. число линий должно быть не менее одной.

Количество линий отходящих в энергосистему определяется:

n_л.сист=n_лин - n_туп

n_л.сист= 2 - 1 = 1

Расчет для второго варианта структурных схем. Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ, ?Р_сн МВт:

?Р_сн=Р_снбл+Р_снгру

?Рс_н=63,65*6/100=3,8

Определяем общее количество линий на высокое напряжение.

n_лин=Р_ст- ?Р_сн- Р_minнн/Р_1л

n_лин=63,65-3,8-6,3/100=0,35

Принимаем количество линий равное двум. Количество тупиковых линий равно:

n_туп=120/150=0,8

Количество линий отходящих в энергосистему.

n_л._сист=n_лин - n_туп

n_л._сист= 2 - 1 = 1

Расчет количества линий на низкое напряжение

n_л = Р_max/P_1л

n_л =12/150=0.08

6. Технико-экономическое сравнение вариантов главных схем проектируемой электростанции. Выбор оптимального варианта

Технико-экономическое сравнение двух вариантов.

Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат.

Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу, в которую вносятся только те элементы которые варианты различаются.

Таблица №6 Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам.

Наименование и тип оборудования	Стоимость единицы, тыс. руб.	I вариант	II вариант
		Кол-во штук	Стоимость тыс. руб.	Кол-во штук	Стоимость тыс. руб.
Генератор П - 6 -1,2/0,5	20000	-	-	1	20000
Генератор ТГ4АС/10,5	25000	-	-	4	100000
Трансформатор ТСЗ - 1000/10	2000	2	4000	1	2000
Трансформатор ТМ - 1000/10	2000	-	-	2	4000
Трансформатор ТРДН - 40	2500	1	2500	1	2500
Трансформатор ТРДН - 25	2000	1	2000	1	2000
Всего	51700	4	8500	10	130500

Расчет для первого варианта.

Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах W1, кВт*ч

?W₁= ?P_x.x.*t+ ?P_к.з.(S_max/S_ном)* ф

где ?Р_х.х. - потери на холостом ходу в трансформаторе кВт

t - число часов работы трансформатора в году. ч.

?Р_к.з. - потери при коротком замыкании в трансформаторе кВт

S_max - мощность, проходящая через трансформатор МВА

S_ном - номинальная мощность трансформатора.

ф - число часов максимальных потерь. Зависит от числа часов использования ммаксимума нагрузки, для cosб= 0,8

Потери в трансформаторе ТСЗ - 1000/10

?W_год=3*8344+11,2(16,74/12,5)*2628=25032+49742,784=74774,784 кВт*ч

Потери в трансформаторе ТМ - 1000/10.

?W₁= ?P_x.x.*t+ ?P_к.з.(S_max/S_ном)* ф

?W=2,45*8344+12,2(1100/1000)*2628=55710,56 кВт*ч

Определим эксплуатационные затраты С₁ тыс. руб.

С₁ - стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах, тыс. руб. кВт*ч

С₁= ?+?W, где ? - стоимость одного кВт*ч - 3,36

С₁=3,36*(74774,784+55710,56)=438430,75тыс.руб./кВт*ч

С₂+С₃ - расходы на ремонт, амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8 - 9% от капитальных затрат тыс. руб.

С₂+С₃=(8 - 9%)*8500=680 тыс. руб.

Подсчитаем затраты

З₁=0,12*8500+187,380=188400 тыс. руб.

С= С₁+ С₂+С₃=438430,75+680000=1118430,75=1118 тыс. руб.

Потери в трансформаторе.

?W=42*8344+175(44/40)*2628=350448+505890=856338 кВт*ч

?W=29*8344+120(27,5/25)*2628=241976+346896=588872 кВт*ч

Определим эксплуатационные затраты по второму варианту.

С₁=3,36*1445210=4855906 руб.=4855 тыс. руб.

С₂+С3=(8 - 9%)*135540=10843,2 тыс. руб.

С=4855+10843,2=15698,2 тыс. руб.

З_н=0,12*133540+15698,2=31963 тыс. руб.

Сравним варианты

Е=З₁-З_н/З_н*100%

Е=188400-31963/31963=0,489*100%=48,9

Так как разница составляет 48,9, для дальнейших расчетов выбираем первый вариант.

7. Выбор схемы собственных нужд (СН) и трансформаторов СН для оптимального варианта схемы

Расчет сопротивления.

Прежде чес рассчитывать токи необходимо выбрать секционный реактор, установленный на ГРУ.

Секционный реактор выбирается по условиям.

U_ном?U_уст

I_ном?I_max

Максимальный ток для секционного реактора:

I_max=0,7* I_ном=0,7*S_ном/v3* U_ном

где Sном - полная номинальная мощность генератора. Uном - напряжение на выводах генератора.

I_max=0,7*78,75//v3*10,5=7 кА

Выбираем реактор РБДГ - 10

10кВ=10кВ

3,2кА?7кА

Расчёт сопротивлений производим в относительных единицах. Принимаем базисную мощность равную S_б=115МВА

Рассчитаем сопротивление энергосистемы:

х₁= S_б/S_н

где S_б - базисная мощность, S_н - мощность энергосистемы.

х₁=115/58,7=1,96

Рассчитаем сопротивление линий.

х₂=х₃=х_уд.*l* S_б/U_ср

х₂=х₃=0,4*1,6*115/3969=0,64*0,029=0,018

Рассчитаем сопротивление блочных трансформаторов ТМ - 1600/10, ТМН - 1000/10

х₄= х_т%/100%* S_б/S_н

где х_т% - индуктивное сопротивление обмоток трансформатора.

х_т%=U_н,в - н%=10,5

х₄=10,5/100%*115/1000=10,5*0,115=1,20

х₆=10,5/100%*115/1600=10,5*0,072=0,756

Рассчитаем сопротивление генераторов П - 6 - 1,2/0,5, Р - 4 - 3,4/1,5 - 1

х10=х_d*S_a/S_н

где х_d - сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси.

х₅=0,191*115/10,5=0,191*10,95=2,09

х₇=0,22*115/11=0,22*10,45=2,30

Рассчитаем сопротивление генераторов на ГРУ.

х₁₅= х₁₀= х_d* S_б/S_н

х₁₅= х₁₀=0,18*115/25,12=0,18*4,58=0,82

Рассчитаем сопротивление трансформаторов связи ТРДН - 40000/115 и ТРДН - 25000/115

х₈=х_тн%/100%* S_б/S_н

х₈=12%/100%*115/40=0,12*2,875=0,345

х₉=11%/100%*115/25=0,11*4,6=0,506

Рассчитаем сопротивление реактора.

х₁₄=х_нр* S_б/U_ср^2

где х_нр - номинальное сопротивление реактора. Указывается в типе реактора.

х₁₄=0,2*115/63^2=115/3969=0,2*0,029=0,0058

Найдем сопротивление трансформатора собственных нужд (ТСН).

х_тв%=U_квн - н%

х_тв%=6

х=6/100*1000/10,5=0,06*95,23=5,71

Ток при коротком замыкании течет через сопротивления х₄, х₅, х₆, х₇, х₈, х₉, х₁₀, х₁₁, х₁₂, х₁₃, х₁₅, х₁₆. Не учитывается сопротивление х₁₄, так как ток при коротком замыкании в точке, К - 1 через них не течет ток.

х₁₈= х₄+ х₅

х₁₈=1,20+2,09=3,29

х₁₉=х₆+х₇

х₁₉=0,756+2,30=3,056

х₂₀=х₂₁= х₈+ х₉¦ х₁₀= х₁₁+ х₁₂¦ х₁₃

х₂₀=0,851+0,851/2=0,851+0,42=1,271

8. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания в точке К - 1.

Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока короткого замыкания. I_по (t=0). Определим базисный ток I_б

I_б=S_б/v3*U_ср.к.з.

где S_б - базисная мощность, U_ср._к.з. - напряжение на той ступени, где произошло короткое замыкание.

I_б=115/v3*63=115/47,23=2,43

Рассчитаем Iпо энергосистемы и генераторов.

I_по=Е_х* I_б/х_рез

где Е_х - сверхпереходное ЭДС источника. Для системы Е_х=1, хрез - результирующее сопротивление генерирующей ветви до точки короткого замыкания.

Е_х=v(U₀+ I₀*x_d*sinб)²+( I₀* x_d*cosб)²

где U0, I0 - фазное напряжение и ток статора синхронного генератора.

x_d - сверхпереходное сопротивление генератора.

Е_х=1 - для энергосистемы

Е_х=1,08 - для генераторов мощностью ниже 100 МВт

I_пос=1,08*2,43/3,056=0,85

I_посг1=1,08*2,43/3,29=0,79

I_посг2=1,08*2,43/3,056=0,85

I_посг3=1,08*2,43/1,271=2,064

I_посг4=1,08*2,43/1,271=2,064

? I_пос=0,79+0,86+2,064+2,064=5,778

Расчет ударного тока.

i_уд=v2* I_по*K_уд

где K_уд - ударный коэффициент.

K_уд=1/e ^-0,01/Та

K_уд=1,78 - для энергосистемы

K_уд=1,955 - для генератора

K_уд=1,963 - для генератора

K_уд=1,969 - для генератора

i_уд=v2*2.25*1.78=5.647

i_удг1=v2*0,79*1,955=2,177

i_удг2=v2*0,85*1,963=2,352

i_удг3=v2*2,064*1,969=5,73

i_удг4=v2*2,064*1,969=5,73

Расчет периодичной составляющей тока короткого замыкания в момент времени t= ф,iaф

I_aф=v2 Iпо*e^{- /Ta}

где ф=0,1с - момент разведения контактов выключателя.

Та - постоянная времени затухания апериодичной составляющей тока короткого замыкания.

Та=0,03-0,04 с. - для энергосистемы

Та=0,31 с. - для генераторов

Та=0,267 с. - для генераторов

Та=0,222 с. - для генераторов.

i_aф =v2*2,25*1,2=3,8

i_aфc=v2*2.25*e^-0.1/-0.33=3.78

i_aфг1=v2*0,79*е^-0,1/0,31=1,25

i_aфг2=v2*0,86*е^-0,1/0,267=1,2

i_aфг3=v2*2,064*е^-0,1/0,222=2,30

i_aфг4=v2*2,064*е^-0,1/0,222=2,30

? i_aф=3,78+1,25+1,2+2,30+2,30=10,83

Расчет периодической составляющей тока короткого замыкания в момент времени t=ф,iпф.

Так как система является источником бесконечной мощности, то Iпф,c=Iпо,с Iпфc=3,5кА.

Для остальных генерирующих ветвей нужно сначала определить источником, какой мощности они являются. Для этого определим номинальный ток:

I_ном=?S_н.г./v3*U_ср._кз.

I_ном=4,87/v3*63=4,87/108,99=0,044

I_пф=0,87*2,25=1,95

I_пог/I_номг1=0,79/0,044=17,92?2

Значит, генератор Г₁ является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению I_пог/I_номг1 для ф=0,1с.

х₂₁=х6+х7

х₂₁=0,756+2,30=3,056

Для перехода к лучевой схеме воспользуемся методом коэффициентом участия.

х_экв=х₂₁¦ х₂₄¦ х₁₉

х_экв=1,72/2,84=0,60

С₁= х_экв/ х₁₉

С₁=0,60/1,96=0,30

С₂= х_экв/ х₂₄

С₂=0,60/1,271=0,47

С₃= х_экв/ х₂₁

С₃=0,60/3,056=0,19

х₂₅=х_экв+х₄/С₁

х₂₅=0,60+1,20/0,30=6

х₂₆= х_экв+х₄/С₂

х₂₆=0,60+1,20/0,47=3,82

х₂₇= х_экв+х₄/С₃

х₂₇=0,60+1,20/0,19

Лучевая схема для точки К - 3.

Таблица№7 Суммарные токи короткого замыкания для точки К - 3.

Iпо, кА	iуд, кА	iaф, кА	Iпф, кА
2,25	14,6	4	1,95

Преобразование схемы для точки К - 2. Объединим генераторы Г₁ и Г₂ в один источник мощности. Значит, генератор Г₁ является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению I_пог1/I_номг1 для ф= с. Определим коэффициент К.

I_пф=К**I_по

I_пф=0,86*2,25=1,935 кА

Для генераторов Г₂:

I_номг2=7,31/v3*63=7,31/108,99=0,067

Определим соотношение:

I_пог2/ I_номг2=0,85/0,067=12,68?2

Значит генератор Г₂ является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению I_пог2/ I_номг2 для ф=0,1с.

I_пф=К*I_по

I_пфг2=0,87*0,85=0,74 кА

Для генераторов Г₃, Г₄

I_{номг3,г4}=2*25,12/v3*633=50,24/108,99=0,46

I_пог3г4/I_номг3г4=2,064/0,46=4,48

Значит это источник ограниченной мощности.

I_{пфг2г3г4}=7,31*4,48=32,74 кА

?I_пф=3,5+1,935+0,74+32,74=38,915 кА

Таблица №8. Суммарные токи короткого замыкания для точки К - 1.

Iпо, кА	iуд, кА	iaф, кА	Iпф, кА
2,25	14,6	3,8	1,95

Преобразование схемы для точки К - 3.

При коротком замыкании в точке К - 3 ток течет через х₄, х₅, х₆, х₇, х₈, х₉, х₁₀, х₁₁, х₁₂, х₁₃, х₁₅, х₁₆. Не учитывается сопротивление х₁₄. Для расчёта точки К - 3 воспользуемся преобразованиями для точки К - 1.

х₂₈=х₂₀¦х₂₁=1,271*3,056/1,271+3,056=3,88/4,32=8,2

Преобразуем треугольник в звезду:

х₂₉=х₂₂*х₂₃/х₂₂+х₁₄+х₂₉

х₂₉=0,345*0,345/0,345+0,0058+0,345=0,119/0,99=0,12

х₃₀= х₂₃*х₁₄/х₂₂+х₁₄+х₂₃

х₃₀=0,345*0,0058/0,345+0,0058+0,345=0,002/0,69=0,0028

х₃₁=х₂₃*х₁₄/х₂₂₊х₁₄+х₂₃

х₃₁=0,002/0,69=0,0028

х₃₂=х₃₁+х₁₆=0,0028+0,82

Воспользуемся методом коэффициентом участия:

х_экв=х₁₃¦х₂₈=х₁₉*х₂₈/х₁₉+х₂₈

х_экв=1,96*8,2/1,96+8,2=16,07/10,16=1,58

С₁= х_экв/х₁₉

С₁=1,58/1,96=0,8

С₂= х_экв/х₂₈

С₂=1,58/8,2=0,19

х₃₃= х_экв+х₂₉/С₁

х₃₃=1,58+0,12/0,8=2,12

х₃₄= х_экв+х₂₉/С₂

х₃₄=1,58+0,12/0,19=8,94

Преобразование схемы относительно точки К - 2. Для перехода к лучевой схеме воспользуемся методом коэффициентов участия.

х_экв=х₃₃¦х₃₂¦х₃₄

х_экв=((1,74/2,94)*8,94)/((1,74/2,94)+8,94)=5,29/9,53=0,55

С₁= х_экв/х₃₂

С₁=0,55/0,822=0,66

С₂= х_экв/х₃₃

С₂=0,55/2,12=0,25

С₃= х_экв/х₃₄

С₃=0,55/8,94=0,06

х₃₅= х_экв+х₃₀/С₂

х₃₅=0,55+0,0028/0,25=2,21

х₃₆= х_экв+х₃₀/С₃

х₃₆=0,55+0,0028/0,06=9,21

х₃₇= х_экв+х₃₀/С₁

х₃₇=0,55+0,0028/0,66=0,83

Лучевая схема для точки К - 2.

Таблица №9 Суммарные токи короткого замыкая для точки К - 2.

Iпо, кА	iуд, кА	iaф, кА	Iпф, кА
2,25	14,6	3,8	1,95

Преобразование схемы для точки К- 4.

При коротком замыкании в точке К - 4 двигатели, подключены к ней, переходят в режим генератор и начинают подпитывать точку К - 3.

Преобразование схемы относительно точки К - 5.

Воспользуемся методом коэффициентом участка.

х_экв=х₁₉¦х₂₁¦х₂₄

х_экв=((5,98/5,01)*1,271)/((5,98/5,01)+1,271)=1,51/2,46=0,61

С₁= х_экв/х₁₉

С₁=0,61/1,96=0,31

С₂= х_экв/х₂₁

С₂=0,61/3,056=0,19

С₃= х_экв/х₂₄

С₃=0,61/1,271=0,47

х₃₈= х_экв+х₄/С₁

х₃₈=0,61+1,20/0,31=5,83

х₃₉= х_экв+х₄/С₂

х₃₉=0,61+1,20/0,19=9,52

х₄₀= х_экв+х₄/С₃

х₄₀=0,61+1,20/0,47=3,85

Объединим генераторы Г₂ и Г_3,Г₄ один источник мощности.

х₄₁=х₃₉¦х₄₀

х₄₁=9,52*3,85/9,52+3,85=36,652/13,37=2,741

х_экв=х₅¦х₃₈¦х₄₁

х_экв=((12,18/5,016)*2,741)/((12,18/5,016)+2,741)=6,655/5,169=1,287

С₁= х_экв/х₅

С₁=1,287/2,09=0,615

С₂= х_экв/х₃₈

С₂=1,287/5,83=0,22

С₃= х_экв/х₄₁

С₃=1,287/2,741=0,469

х₄₂= х_экв+х₁₇/С₁

х₄₂=1,287+2,09/0,615=5,49

х₄₃= х_экв+х₁₇/С₂

х₄₃=1,287+2,09/0,22=15,35

х₄₄= х_экв+х₁₇/С₃

х₄₄=1,287+2,09/0,469=7,2

Лучевая схема для точки К - 4.

Таблица №10 Суммарные токи короткого замыкания для точки К - 4.

Iпо, кА	iуд, кА	iaф, кА	Iпф, кА
2,30	15	3,9	2

Таблица №11

Наименование точки	Итоговая схема.	Наименование ветви.	Значение точки к.з.
			Iпо, кА	iуд, кА	iaф, кА	Iпф, кА
К - 1 Шина ГПП 110 кВ		С Г1 Г2 Г3 Г4 ?	0,85 0,79 0,85 2,064 2,064 6,618	5.647 2,177 2,352 5,73 5,73 21,636	3.78 1,25 1,2 2,30 2,30 10,83	1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 9,75
К - 2 Шина ГРУ 6 кВ		С Г1,2 Г3 Г4 ?	0,85 1,64 2,064 2,064 6,618	5,647 4,529 5,73 5,73 21,636	3,78 2,45 2,30 2,30 10,83	1,95 3,9 1,95 1,95 9,75
К - 3 Шина ГРУ 6 кВ		С Г1 Г2 Г3,4 ?	0,85 0,79 0,85 4,128 6,618	5,647 2,177 2,352 11,46 21,636	3,78 1,25 1,2 4,6 10,83	1,95 1,95 1,95 3,9 9,75
К - 4 Шина ГРУ 6 кВ		С Г1 Г2,3,4. ?	0,85 0,79 4,978 6,618	5,647 2,177 13,812 21,636	3,78 1,25 5,8 10,83	1,95 1,95 5,85 9,75

№ РП	Наименование оборудования	P,кВт	cosб/tgб	Ки	Рсн кВт	Qсн кВАр	Максимальные нагрузки	Imax
							Рмах	Qмах	Sмах
	насос №1 насос №2 насос №3 насос №4 насос №5	0,5 0,5 15 15 15	0,8/0,75	0,8	36,8	27,6	50,6	37,95	63,24	91,38
2	насос сет. №1 насос сет. №2 насос сет. №3 насос сет. №4 насос сет. №5 насос сет. №6	12 12 12 12 12 12	0,8/0,75	0,8	57,6	43,2	79,2	59,4	138,6	200,289
3	насос сет. №1 насос сет. №2 насос сет. №3 насос сет. №4 насос сет. №5	12 12 12 12 12	0,8/0,75	0,8	48	36	66	49,5	115,5	166,9
4	насос сет. №6 насос сет. №7 насос сет. №8 насос сет. №9 насос сет. №10	12 12 12 12 12	0,8/0,75	0,8	48	36	66	49,5	115,5	166,9
5	насос сет. №1 насос сет. №2 насос сет. №3 насос сет. №4	12 15 12 15	0,8/0,75	0,8	43,2	32,4	59,4	44,55	103,9	150,14
6	насос сет. №5 насос сет. №6 насос сет. №7 насос сет. №8	12 15 12 15	0,8/0,75	0,8	43,2	32,4	59,4	44,55	103,9	150,14
7	насос соли №1 насос соли №2 насос сет. №1 насос сет. №2 насос сет. №3 насос сет. №4	3 5 5 5 5 5	0,8/0,75	0,8	22,4	16,8	30,8	23,1	53,9	77,89
8	дымосос №1 дымосос №2 дымосос №3 дымосос №4 дымосос №5	15 15 15 15 15	0,8/0,75	0,8	60	45	82,5	61,8	144,3	208,5
9	вентилятор №1 вентилятор №2 вентилятор №3 вентилятор №4 вентилятор №6	15 15 15 15 15	0,8/0,75	0,8	60	45	82,5	61,8	144,3	208,5
10	Лд - 80	2,4	0,8/0,75	0,8	1,92	1,44	2,64	1,98	3,29	4,75

9. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для основных цепей

Выбор автоматического выключателя

РП1: I_max=91,38 А

Выбираем автоматический выключатель А03710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения I_ном= 160 А, расцепления максимального тока I_ном=100 А. Предельный ток отключения выключателя I_откл.=75 кА.

РП2: I_max=200,89 А.

Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения I_ном=250 А, номинальный ток расцепления максимального тока I_ном=250 А. Предельный ток отключения выключателя I_откл=75 кА.

РП3: I_мах=166,9 А.

Выбираем автоматический выключатель А3720Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения I_ном= 250 А, расцепления максимального тока I_ном=200 А. Предельный ток отключения выключателя I_откл=75 кА.

РП4: I_мах=166,9 А.

Выбираем автоматический выключатель А3720Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения I_ном= 250 А, расцепления максимального тока I_ном=200 А. Предельный ток отключения выключателя I_откл=75 кА.

РП5: I_мах=150,14 А

Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения I_ном=160 А, номинальный ток расцепления максимального тока I_ном=160 А. Предельный ток отключения выключателя I_откл=75 кА.

РП6: I_мах=150,14 А

Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения I_ном=160 А, номинальный ток расцепления максимального тока I_ном=160 А. Предельный ток отключения выключателя I_откл=75 кА.

РП7: I_мах=77,89 А

Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения I_ном=80 А, номинальный ток расцепления максимального тока I_ном=80 А. Предельный ток отключения выключателя I_откл=36 кА.

РП8: I_мах=208,5 А

Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения I_ном=250 А, номинальный ток расцепления максимального тока I_ном=250 А. Предельный ток отключения выключателя I_откл=75 кА.

РП9: I_мах=208,5 А

Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения I_ном=250 А, номинальный ток расцепления максимального тока I_ном=250 А. Предельный ток отключения выключателя I_откл=75 кА.

РП10: I_мах=4,75 А

Выбираем автоматический выключатель А3710Б. Вид расцепления максимального тока: полупроводниковый и электромагнитный. Номинальный ток отключения I_ном=40 А, номинальный ток расцепления максимального тока I_ном=20 А. Предельный ток отключения выключателя I_откл=18 кА.

Выбор предохранителей:

П1: I_мах=91,38.

Выбираем предохранитель ПП - 21. Номинальный ток предохранителя I_ном=100А, плавкой вставки I_ном= 100А. Предельное значение отключения тока I_откл=7 кА

РП2: I_мах=200,289.

Выбираем предохранитель ПП - 31. Номинальный ток предохранителя I_ном=250 А, плавкой вставки I_ном= 250 А. Предельное значение отключения тока I_откл=100 кА

РП3: I_мах=166,9 А

Выбираем предохранитель ПП - 21. Номинальный ток предохранителя I_ном=250 А, плавкой вставки I_ном=250 А. Предельное значение отключения тока I_откл=7 кА

РП4: I_мах=166,9 А

Выбираем предохранитель ПП - 21. Номинальный ток предохранителя I_ном=250 А, плавкой вставки I_ном=250 А. Предельное значение отключения тока I_откл=7 кА

РП5: I_мах=150 А

Выбираем предохранитель ПП. Номинальный ток предохранителя I_ном=160 А, плавкой вставки I_ном=160 А. Предельное значение отключения тока I_откл=3,2 - 15 кА.

РП6: I_мах=150 А

Выбираем предохранитель ПП. Номинальный ток предохранителя I_ном=160 А, плавкой вставки I_ном=160 А. Предельное значение отключения тока I_откл=3,2 - 15 кА.

РП7: I_мах=77,89 А.

Выбираем предохранитель ПРС. Номинальный ток предохранителя I_ном=100 А, плавкой вставки I_ном=100 А. Предельное значение отключения тока I_откл=60 А

РП8: I_мах=208,5 А

Выбираем предохранитель ПП - 31. Номинальный ток предохранителя I_ном=250 А, плавкой вставки I_ном= 250 А. Предельное значение отключения тока I_откл=100 кА

РП9: I_мах=208,5 А

Выбираем предохранитель ПП - 31. Номинальный ток предохранителя I_ном=250 А, плавкой вставки I_ном= 250 А. Предельное значение отключения тока I_откл=100 кА.

РП10: I_мах=4,75 А

Выбираем предохранитель ПР - 2. Номинальный ток предохранителя I_ном=15 А, плавкой вставки I_ном=6 А. Предельное значение отключения тока I_откл=0,8 - 8.

Выбор кабельных линий.

РП1:

АВВГ 3*25+1*10

РП2:

АВВГ 3*95+1*50

РП4:

АВВГ 3*70+1*25

РП5:

АВВГ 3*50+1*16

РП6:

АВВГ 3*50+1,16

РП7:

АВВГ 3*16+1*10

РП8:

АВВГ3*95+1*50

РП9:

АВВГ3*95+1*50

РП10:

АВВГ3*16+1*10

Принимается вводной кабель СБГ

3*120+1*50

Расчет освещения турбинного цеха.

А - длинна помещения - 69 м.

В - ширина помещения - 49 м.

Н - высота помещения - 12 м.

Рассчитывая второй уровень (6м).

Характеристики зрительной работа СВ 0,3 до 0,5

Наименьший размер объекта 3

Подразряд зрительной работы В

Контраст объекта различения с фоном Малый

Характеристика фона Светлый

Освещенность 300 лк

Таблица №12

Тип светильника	Исполнение	Виды помещений
		сухие	влажные	сырые	особо сырые	жаркие	пыльные	хим. актив.
ЛД	Незащищенные	+	+	х	-	-	-	-
Пожароопасные
произв. и складские =|=	производственные =|=	взрывоопасные
-	- х	В-1, В-1а, В-1б, В-1в, В-2, В-2а

«+» - Рекомендуется.

«х» - Допускается.

«-» - Запрещается.

Выбор числа ламп и их количество.

Таблица №13

	Кол. Ламп шт.	Р ламп. Вт	габариты	Группа
			длинна	ширина	высота
ЛД 2*80	2	80	1540	270	210	1

Примечание: для освещения производственных помещений.

Необходимо определение числа светильников.

Определение по формуле:

N=E_нSkz/F_л?*n

N=4070*3381*1,5*1,1/4070*0,63*2=326

326 ламп по всему помещению. 30 ламп на втором уровне.

Световой поток лампы типа ЛД - 80 - 1070 лм.

Е_н - 300 лм, коэффициент запаса 1,5м.

Расчет светового потока лампы, отклонение от светового потока должно уложится в 10%.

F_л= E_нSkz/ N ?*n

F_л=300*3381*1,5*1,1/30*0,63*2=1673595/37,8=44275

Расчет фактического значения минимального освещения рабочей поверхности.

Е_min= Е_н*F_внт/F_рас

Е_min=300*4070/44272=27,57лк

Расчёт потребляемой мощности всей осветительной установки.

Р_?=Р*N

Р_?=80*30=2400 Вт.

Для освещения турбинного цеха требуется 30 светильников типа ЛД - 2*80

10. Расчет заземления

При расчете заземления учитывается грунт. Грунт - песок. Выбираем сеть с заземленной нейтралью R_д=0,5

Р=Р_изм?

Р_изм - удельное сопротивление грунта.

? - климатический коэффициент удельного сопротивления грунта.

Р=500*1,56=780

Тип заземления - уголковый у поверхности грунта.

R₃₁=P/2?*l*l_n/4.2*l/b

R₃₁=780/2*3.14*5*l_n*4.2*5/0.01=190

R_и?R_д R_и=0,4

так как нет естественных заземлителей.

n?=R₃₁/R_и*n_э

n_э=R₃₁/ R_и

n_э=190/0.4=475

n?=190/0,4*475=1

n=30, n_в=10, n_т=20

I=10.5*5*30=157.5

R_г=100 Ом/м

R_и= R₃₁*R_г/R₃₁* n+ R_г* n* n_в

R_и=190*100/190*20+100*30*10=19000/3800+30000=0,56

Заключение

Произведен расчет ТЭЦ 18МВт по наиболее экономичному варианту схемы. Выбрано основное оборудование и рассчитано количество линий, выбрана схема РУ. Генераторы выбраны современные с тройным водяным охлаждением. Произведен расчет токов трехфазного короткого замыкания для пяти точек, по результатам которого были выбраны выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, а также токоведущие части.

Кроме того, был произведен выбор ОПН, изоляторов, схемы питания собственных нужд ТЭЦ и выбор трансформаторов собственных нужд. Выбор современного оборудования позволяет повысить суммарный КПД и надежность работы электростанции, а также улучшить экономические показатели процесса производства электроэнергии.

В графической части приведена схема электрическая принципиальная ТЭЦ 18 МВт, ячейка обходного выключателя ГПП - 110 кВ.

Размещено на Allbest.ru