Разработка электрической части станции ТЭЦ-300 МВт

 

Введение

В данном курсовом проекте необходимо разработать электрическую часть станции ТЭЦ-300 МВт. В процессе расчета необходимо разработать два варианта выдачи мощности, предусматривая при этом питание потребителей 10 кВ, выбрать силовое оборудование для обоих вариантов (генераторы, трансформаторы, токоограничивающие реакторы) и по результатам технико-экономического сравнения выбрать один из вариантов.

Далее предстоит разработать полную принципиальную схему станции с выбором схем распределительных устройств и произвести расчет токов короткого замыкания с учетом схемы энергосистемы для выбора аппаратов (выключателей и разъединителей), токоведущих частей и измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Необходимо также выбрать типы релейных защит генераторов, трансформаторов, шин, отходящих ЛЭП и др..

Важной составляющей выбора оборудования является умение работать с новой справочной литературой - каталогами фирм-производителей и поставщиков высоковольтного оборудования.

На первом листе графической части курсового проекта необходимо отобразить полную схему электрических соединений с указанием выбранного оборудования и приборов. На втором - выполнить чертеж КРУ 10 кВ.

1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

Исходя из расположения в энергосистеме проектируемой ТЭЦ-300 МВт (питание потребителей напряжением 10 кВ, связь с энергосистемой и питание потребителей по линиям напряжением 330 кВ, рис. 1) необходимо на первом этапе проектирования разработать два варианта выдачи мощности.

Рисунок 1. Схема энергосистемы

В первом варианте схемы выдачи мощности (рис. 2) предусматриваем блочное соединение генераторов с повышающими трансформаторами, поскольку суммарная мощность потребителей 10 кВ (согласно заданию 70 МВт) не превышает 50 % установленной мощности станции (их питание осуществляем через комплектное распределительное устройство (КРУ), подключенное отпайкой к блокам). Поскольку ближайшие по мощности генераторы Г1, Г2 - ТВВ-160-2ЕУ3 [1] имеют номинальное напряжение обмотки статора 18 кВ, необходимо установить понижающие трансформаторы 18/10 кВ (Т3, Т4).

Рисунок 2. Варианты схем выдачи энергии

Во втором варианте (рис. 2) отпайкой от двух генераторов Г1 и Г2 (ТВФ-120-2У3, [1]), работающих в блоке с повышающими трансформаторами Т1 и Т2, осуществляется питание потребителей 10 кВ. Третий блок с генератором Г3 (ТВФ-120-2У3) работает на шины 330 кВ без отпайки на КРУ. Поскольку номинальное напряжение статора генератора ТВФ-63-2У3 равно 10,5кВ, КРУ подсоединяем к блоку через реакторы Р1 и Р2.

Основные технические данные генераторов обоих вариантов представлены в таблице 1.

Таблица 1. Технические данные генераторов

МаркаЦенаМВАкВкА-о.е.о.е.о.е.о.е.о.е.тыс. у.е.ТВФ-120-2У3117,610,56,470,850,1920,2781,9070,2340,097350ТВВ-160-2EУ3188185,670,850,2130,3041,7130,250,1650

Разница в установленной мощности станций:

,

где - установленные мощности станции соответственно по варианту I и II, МВт.

Выбор трансформаторов по варианту I.

Выбор блочных трансформаторов Т1 и Т2 осуществляется из условия:

,

где - соответственно полная расчетная и номинальная мощности трансформатора, МВА.

Расчетная мощность блочных трансформаторов представляет собой мощность генератора за вычетом половины мощности нагрузки и мощности собственных нужд данного блока:

,

где - номинальная полная мощность генератора, МВА; - номинальная активная мощность генератора, МВт; - активная мощность нагрузки на напряжении 10 кВ, МВт; - коэффициент мощности нагрузки; - соответственно расходы на собственные нужды в процентах и коэффициент мощности собственных нужд станции; -коэффициент учитывающий снижение отдаваемой мощности на КРУ 10 кВ, а соответственно увеличение потока мощности, протекающего через трансформаторы T1 и T2 (во время минимума нагрузки).

.

По справочнику [2] выбираем двухобмоточные трансформаторы Т1 и Т2 с высоким напряжением 330 кВ типа ТРДЦН-160000/330.

Трансформаторы Т3 и Т4 выбираются из условия аварийного питания всей нагрузки 10 кВ при повреждении одного из трансформаторов КРУ с условием перегрузки 140 %:

.

По справочнику [2] выбираем двухобмоточные трансформаторы Т3 и Т4 с высоким напряжением 20 кВ типа ТРДНС-63000/20.

Выбор трансформаторов и реакторов по варианту II.

Расчетная мощность трансформаторов Т1 и Т2:

.

По справочнику [2] выбираем двухобмоточные трансформаторы Т1 и Т2 с высоким напряжением 330 кВ типа ТРДН-80000/330.

Расчетная мощность трансформатора Т3 (без отпайки на КРУ):

,

по справочнику [2] выбираем двухобмоточный трансформатор Т3 с высоким напряжением 330 кВ типа ТДЦ-125000/330.

Технические данные трансформаторов по обоим вариантам представлены в таблице 2.

Таблица 2. Технические данные трансформаторов

ВариантТипЦенакВкВкВткВт%%тыс. у.е.IТРДЦН-160000/33034718,015045012,5/28*0,65270ТРДНС-63000/201810,5-10,55025010,5/30*0,45107IIТРДН-80000/33034710,5-10,58025011,5/30*0,5230ТДЦ-125000/33034710,512538011,00,55186Примечание: * - через дробь указано напряжение короткого замыкания между ветвями расщепленной обмотки низкой стороны

Для второго варианта производим выбор реакторов из условия возможного несения реакторами полной нагрузки потребителей 10 кВ, так как они не могут работать с перегрузкой. Расчетный ток реактора:

.

По справочнику (табл. П5.15, [2]) выбираем сдвоенные реакторы Р1 и Р2 типа РБСДГ 10-2*2500-0,14У3 внутренней установки. Основные технические данные приведены в таблице 3.

Длительно допустимый ток при естественном охлаждении

Таблица 3. Основные технические данные реакторов

ТипПотери на фазу, Электродинамическая стойкость, Термическая стойкость, РБСДГ 10-2500-0,25У322,57931,1

Трансформаторы собственных нужд выбираются по условию:

где -процент расхода мощности на собственные нужды.

Определяем мощности трансформаторов собственных нужд:

.

По таб.3.8,[2] выбираем: ТДНС-16000/20 Рх=17кВт; Рк =85кВт;

Uк в-н=10%; Ix=0.7%.

Пускорезервный ТСН: Sп ртсн=1,5Sтсн мах=1,5*16=24 МВА.

Выбираем: ТРДНС-25000/330Рх=35кВт; Рк =105кВт; Uк в-н=11,5% .

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

Выбор варианта осуществляем по критерию минимума приведенных затрат:

,

где - нормативный коэффициент экономической эффективности; - капитальные вложения на строительство станции, тыс. у.е.; - эксплуатационные издержки, тыс. у.е..

Количество присоединений к ОРУ-330 кВ: первый вариант - две системные линии, два силовых трансформатора, один резервный трансформатор собственных нужд, нагрузка на стороне 330 кВ. Итого - 6 присоединений, исходя из этого применяем схему с двумя системами шин и тремя выключателями на два присоединение.

Второй вариант: две системные линии, три силовых трансформатора, один резервный трансформатор собственных нужд, нагрузка на стороне 330 кВ. Итого - семь присоединений; применяем также схему с двумя системами шин и тремя выключателями на два присоединение. В этом случае число присоединений нечетное, это приводит к удорожанию схемы, т. к. одна цепь должна присоединятся через 2 выключателя.

Капитальные затраты на оборудование для обоих вариантов приведены в таблице 4.

Таблица 4. Технико-экономическое сравнение вариантов

ОборудованиеСтоимость единицы, тыс. у.е.ВариантыIIIКоличество оборудованияСтоимость, тыс. у.е.Количество оборудованияСтоимость, тыс. у.е. ТВФ-120-2У3350--31050 ТВВ-160-2ЕУ365021300-- ТРДЦН-160000/330270?1,4*2756-- ТРДНС-63000/18107?1,6*2342,4-- ТРДН-80000/330230?1,4*--2644 ТДЦ-125000/330186?1,4*--1260,4 РБСДГ10-2×2500- 0,14У32,13?3**--212,78 Ячейка ОРУ-330 кВ15491386121848 3784,43815,2Примечания: * - коэффициент пересчета стоимости трансформаторов, учитывающий затраты на транспортировку, монтаж и наладку (по табл. 10.3, [2]); ** - умножаем на 3, поскольку реакторы установлены в трех фазах

Издержки находим по формуле:

,

где - издержки соответственно на амортизацию и обслуживание оборудования, тыс. у.е.; - отчисления соответственно на амортизацию и обслуживание оборудования (по [2] принимаем 6,4 % и 2 % соответственно), %; - капитальные затраты на оборудование, тыс. у.е.; - стоимость потерь электроэнергии, принимаем ; - потери электроэнергии в трансформаторе, кВт ?ч, для двухобмоточных трансформаторов:

,

где - потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе (см. табл. 2), кВт; - продолжительность работы трансформатора (принимаем ); - продолжительность максимальных потерь (по рис. 10.1, [1] принимаем для продолжительности использования максимальной нагрузки ); - максимальная (расчетная) и номинальная мощности трансформатора, МВ?А.

Определяем потери электроэнергии для первого варианта:

трансформатор Т1 (Т2):

;

трансформатор Т3 (Т4):

.

Суммарные потери электроэнергии для первого варианта:

.

Определяем потери электроэнергии для второго варианта:

трансформатор Т1 (Т2):

;

трансформатор Т3:

.

Суммарные потери электроэнергии для второго варианта:

.

Издержки по первому варианту:

;

по второму варианту:

.

Приведенные затраты по вариантам:

;

.

Разность в приведенных затратах между вариантами в процентах:

,

поскольку варианты можно считать равноценными () для дальнейшей разработки принимаем вариант I, где меньше оборудования.

3. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей.

Рисунок 3. Упрощенная принципиальная схема ТЭЦ

На основании упрощенной принципиальной схемы ТЭЦ (рис. 3) и схемы энергосистемы (рис. 1) составляем схему замещения для расчета токов короткого замыкания (рис. 4).

Рисунок 4. Схема замещения

Расчет будем вести в относительных единицах, для чего задаемся базисными условиями: базовой мощностью - и базовым напряжением для каждой точки короткого замыкания - (К1); (К2); (К3); (К4) (из шкалы средних напряжений, по [1], стр. 123). Нагрузку вблизи генераторов учитываем уменьшением ЭДС генераторов в относительных единицах до 1,0.

Определяем сопротивления схемы замещения в относительных единицах:

сопротивление системы , поскольку система задана бесконечной мощностью (ЭДС системы по той же причине принимаем );

сопротивление воздушных линий:

,

где - удельное сопротивление воздушной линии; - длина линии (по заданию);

;

сопротивление трансформаторов Т1 и Т2: схема замещения двухобмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой низкого напряжения представлена на рис. 5.

Сопротивления отдельных ветвей, в процентах ([1], табл. 3.2, см. также табл. 2):

,

поскольку значение сопротивления обмотки высокого напряжения получилось отрицательным, принимаем его равным нулю: .

Рисунок 5. Схема замещения двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой низкой стороны

.

Суммарное сопротивление трансформатора, в процентах:

,

в относительных единицах:

,

где - номинальная полная мощность трансформатора.

Сопротивления генераторов:

,

где - сверхпереходное сопротивление генератора в относительных единицах; - номинальная полная мощность генератора.

.

Сопротивление рабочего трансформатора собственных нужд:

.

Сопротивление трансформатора, питающего секции КРУ, рассчитываем аналогично блочным трансформаторам (рис. 5):

,

поскольку значение сопротивления обмотки высокого напряжения получилось отрицательным, принимаем его равным нулю: ;

.

Поскольку каждая ветвь расщепленной обмотки низкой стороны питает свою секцию, а точка короткого замыкания расположена на одной из них, суммарное сопротивление трансформатора, в процентах:

,

в относительных единицах:

.

Расчет точки короткого замыкания К1.

Сворачиваем схему относительно точки К1 для двух ветвей: генераторной и ветви системы (рис. 4) до вида рис. 6:

Рисунок 6. Точка К1

;

.

Базисный ток:

.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

;

и от генераторной ветви:

.

Суммарный ток:

.

Ударный ток находим по формуле:

,

где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ (по табл. 3.7, [1]). Для системной ветви, удаленной от точки короткого замыкания воздушными линиями напряжением , ; для блока генератор-трансформатор с мощностью трансформатора : , .

Ударные токи по ветвям:

;

;

суммарный ударный ток:

.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

,

где - расчетное время, определяется как:

,

где - собственное время выключателя, для элегазового выключателя по [2] .

;

;

;

.

Определение периодической составляющей производим по методу типовых кривых, согласно которому по соотношению из графика рис. 3.26, [1] находится отношение , где - номинальный ток генератора (или генераторов), приведенный к той ступени напряжения, где расположена точка КЗ:

,

где - среднее напряжение той ступени, где находится точка КЗ, кВ.

Для энергосистемы принимается , поскольку предполагается, что ток короткого замыкания от энергосистемы имеет незатухающий характер.

Суммарный ток периодической составляющей в точке К1:

.

Расчет точки короткого замыкания К2.

Сворачиваем схему относительно точки К2 (рис. 4) до вида рис. 7:

Рисунок 7. Точка К2

;

.

Базисный ток:

.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

;

.

Суммарный ток:

.

По табл. 3.7, [1]: для системной ветви , ; для генераторной ? , .

Ударные токи по ветвям:

;

;

суммарный ударный ток:

.

Расчетное время:

,

где для маломасляного выключателя по [2] .

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания по ветвям:

;

;

.

Номинальный ток генератора:

,

.

Для энергосистемы принимается

.

Суммарный ток периодической составляющей в точке К2:

.

Расчет точки короткого замыкания К3.

Сворачиваем схему относительно точки К3 (рис. 4) до вида рис. 8, использую данные предыдущей точки короткого замыкания.

Рисунок 8. Точка К3

Распределяем сопротивление между ветвями точки короткого замыкания К2:

;

;

;

;

;

.

Базисный ток:

.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

;

.

Суммарный ток:

.

По табл. 3.7, [1]: для системной ветви , ; для генераторной ? , .

Ударные токи по ветвям:

;

;

суммарный ударный ток:

.

Расчетное время:

,

где для вакуумного выключателя по [2] .

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания по ветвям:

;

;

.

Номинальный ток генератора:

,

.

Для энергосистемы принимается

.

Суммарный ток периодической составляющей в точке К3:

.

Расчет точки короткого замыкания К4.

Рисунок 9. Точка короткого замыкания К4

Для сворачивания схемы воспользуемся данными предыдущего расчета для точки К2.

Сопротивление трансформатора собственных нужд:

,

суммарное сопротивление:

.

Базисный ток:

.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:

.

От системы собственных нужд:

,

где ? кратность пускового тока электродвигателя, см. [1], стр. 178; ? коэффициент полезного действия двигателя; ? коэффициент мощности двигателя; ? номинальное напряжение собственных нужд, кВ; ? суммарная мощность всех электродвигателей собственных нужд, МВт.

Поскольку состав нагрузки собственных нужд неизвестен, ориентировочно можно принять:

;

.

Суммарный ток:

.

Периодическая составляющая тока короткого замыкания:

,

где для вакуумного выключателя .

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

,

где , по рис. 3.39, [1] и , по стр. 178, [1].

Ударный ток:

.

Полученные значения токов короткого замыкания сводим в таблицу 5.

Таблица 5. Результаты расчета токов короткого замыкания

Точка КЗК16,6716,7753,2856,587К249,1134,4547,96342,86К310,1622,5953,27410,16К418,444,910,7113,81

4. Выбор аппаратов

Выбор выключателей и разъединителей.

Высоковольтные выключатели выбираются по следующим условиям:

? по напряжению установки:

;

? по длительному току:

;

? по отключающей способности:

проверка на симметричный ток отключения по условию:

;

проверка отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:

,

где ? номинальное допускаемое содержание апериодической составляющей в отключаемом токе; ? нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

При невыполнении последнего условия (но при этом условие симметричного тока отключения выполняется) допускается проверять по полному току КЗ:

;

? по условию электродинамической стойкости:

;

;

? по условию термической стойкости выключатель проверяется по тепловому импульсу:

,

где ?ток термической стойкости, кА; ? длительность протекания тока термической стойкости, с; ? тепловой импульс тока КЗ, , определяется по формуле:

,

где ? время отключения тока КЗ, с (по рис. 3.58, [1]); ? постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с.

Выбор разъединителей производится по напряжению установки, длительному току, термической и динамической стойкости по аналогии с выключателями. Для наглядности выбор выключателей и разъединителей представим в виде таблиц для соответствующих мест установки.

Таблица 6. Выключатели и разъединители в цепи ОРУ 330 кВ

Расчетные данныеКаталожные данныеВыключатель ВГУ-330Б-40/3150У1*Разъединитель РДЗ-330/3200 У1*123---Примечание: * - по данным каталога [2].

Максимальный ток в цепи ОРУ 330кВ:

.

Таблица 7. Выключатели и разъединители в цепи генератора ТВВ-160-2ЕУ3

Расчетные данныеКаталожные данныеВыключатель МГУ-20-90**Разъединитель РВРЗ-20/8000**----Примечание: ** ? по данным каталога [2]

энергия электрический прибор схема

Максимальный ток в цепи генератора ТВФ-160-2ЕУ3 по условию возможной работы при понижении напряжения на 5 %:

.

Для питающей линии НН (10кВ) выбираем шкафы КРУ выкатного исполнения К-ХХVІІ c вакумным выключателем ВВЭ-10-31,5/3150 У3, а на потребительские линии шкафы КРУ выкатного исполнения К-ХХVІ c маломасленным выключателем ВМПЭ-М-10-630 У3.

Таблица 8. Выключатели в цепи от трансформатора к КРУ 10 кВ

Расчетные данныеКаталожные данныеВВЭ-10-31,5/3150 У3*Примечание: * - по данным [2]

Максимальный ток в цепи расщепленной обмотки трансформатора к КРУ определяется из условия наихудшего режима ? повреждения второго трансформатора. Таким образом, в цепи одной из расщепленных обмоток трансформатора возможно протекание максимального тока:

.

Таблица 9. Секционные выключатели в цепи КРУ 10 кВ

Расчетные данныеКаталожные данныеВВЭ-10-20/1600 У3[2, стр.232]Примечание: * - по данным [2]

Максимальный ток секционного выключателя КРУ 10 кВ определяется из условия возможности протекания тока от одной секции одной из системы сборных шин:

.

Таблица 10. Выключатели в цепи кабельных линий 10 кВ

Расчетные данныеКаталожные данныеМаломасляный выключатель ВМПЭ-10-630 У3*Примечание: * - по данным [2]

Максимальный ток в цепи кабельных линий 10 кВ:

,

где ? мощность одной кабельной линии.

Выберем выключатель за рабочим трансформатором собственных нужд. Для данных цепей в качестве выключателей возьмем выключатель серии ВВЭ-10-20/1600 У3, устанавливаемый в шкафе КРУ выкатного исполнения К-ХХVІІ. Расчетные условия и технические данные выключателей приведены в таблице 10.

Таблица 11. Выключатель в цепи трансформатора собственных нужд

Расчетные данныеКаталожные данныеВВЭ-10-20/1600 У3*Примечание: * - по данным [2]

Максимальный ток в цепи трансформатора собственных нужд 6 кВ:

,

где ? мощность рабочего трансформатора собственных нужд.

5. Выбор токоведущих частей

Основное электрическое оборудование станций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрических установок.

. Выберем сборные шины 10,5 кВ КРУ. Предполагаем, что сборные шины будут расположены горизонтально при расположении большой грани полосы в вертикальной плоскости с расстоянием между фазами 0,8 м и расстоянием между опорными изоляторами (пролетом) 2 м.

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току ) :

кА

Сборные шины в связи с неравномерностью нагрузки по их длине по экономической плотности тока не выбираются, поэтому сечение шин выбираем по допустимому току:

По табл. 7.3 [2 стр.395], выбираем прямоугольные медные шины 100х10 .

Условие выбора : ?Iдоп;

?Iдоп=2310А (на фазу)

однополосная шина. Сечение шины: 100×10.

Проверка шин на термическую стойкость:

.

где ? коэффициент, зависящий от материала проводника, принимается по табл. 3.14, [3].

Проверка шин на электродинамическую стойкость :

где l-длинна пролета между изоляторами , м;

J- момент инерции поперечного сечения шины относительно оси , перпендикулярной направлению изгибающей силы, см4 ;

q - поперечное сечение шины, см2 .

Рассчитанная собственная частота колебания меньше 30Гц, значит механического резонанса не возникнет.

Проверка шин на механическую стойкость:

Наибольшее усилие при 3-х фазном К.З.

,

где =1- коэффициент формы при а>>2(b+h)

а- расстояние между шинами, м

b-высота, м

h-ширина, м

Изгибающий момент:

Напряжение в материале шины:

где W- момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия.

=140 МПа (по табл. 4.2 [1])- допустимое напряжение в материале шины для марки АДО.

Выбор изоляторов:

По табл. 5.7 [2 стр.282], выбираем опорные изоляторы ИОР-10-3,75УХЛ Т2.

Fразр. = 3,75 кН;

Изоляторы выбираем по:

номинальному напряжению Uном. изол?Uуст, т. е. 10=10кВ;

по допустимой нагрузке Fрасч ? Fдоп;

Fдоп =0,6? Fразр =0,6? 3750=2250 Н;

Fрасч =363,3 < Fдоп =2250

условие выполняется .

По табл. 5.7 [2 стр.288], выбираем проходные изоляторы ИП-10-3150-3000УХЛ Т2

Изоляторы выбираем по:

номинальному напряжению Uном. изол?Uуст, т. е. 10=10кВ;

по номинальному току , 2182<3100А;

по допустимой нагрузке Fрасч ? Fдоп;

Fразр =3000 Н;

0,5 ?=0,5?241,9=120,9 H ,

Fрасч =120,9 < Fдоп =0,6?3000=1800

условие выполняется .

2. Выбор сборных шин ОРУ 330 кВ.

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке равной току наиболее мощного присоединения - блока генератор-трансформатор. Поскольку трансформатор не может быть нагружен мощностью большей, чем мощность генератора:

.

Принимаем 3×АС-120/19 диаметром провода d=15,2 мм и с допустимым длительным током Iдл.доп=390 А [2, стр. 428]. Расстояние между фазами D=4,5 м, фазы расположены горизонтально.

Проверка на схлестывание не производится, поскольку по результатам расчета токов короткого замыкания начальный ток периодической составляющей меньше 20 кА ().

Проверка на термическое действие тока КЗ согласно ПУЭ не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Однако согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий на 330 кВ выполненное не расщепленным проводом является АС 600/72 .Поэтому окончательно принимаем провод АС 600/72 диаметром провода d=33,2 мм и с допустимым длительным током Iдл.доп=1050 А [2, стр. 428]

3. Выбор гибких проводов от выводов 330 кВ трансформаторов до сборных шин.

Сечение выбираем по экономической плотности тока (по табл. 4.5, [3]):

.

Принимаем провод АС-300/39 с допустимым током , , .

Проверяем провода по допустимому току:

.

Проверку на термическое действие токов КЗ не производим.

Однако в соответствии с ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий на 330 кВ выполненное не расщепленным проводом является АС 600/72. Поэтому окончательно принимаем провод АС 600/72 диаметром провода d=33,2 мм и с допустимым длительным током Iдл.доп=1050 А [2, стр. 428]

. Для участка от выводов генератора Г1(Г2) до блочного трансформатора в качестве токоведущих частей возьмем пофазно экранированный токопровод генераторного напряжения ГРТЕ-20-10000-300.

Проверим выбранный токопровод по следующим критериям:

) по напряжению: Uуст=20 кВ?Uн=20 кВ;

) по току: Iраб.макс=6030 А<Iн=8625А;

) по динамической стойкости: iуК-2=134,45 кА<iдин.ст=300кА;

Табл.12. Каталожные данные токопровода генераторного напряжения ГРТЕ-20-10000-300.

ПараметрыГРТЕ-20-10000-300Тип турбогенератораТВВ-160-2ЕУ3Номинальное напряжение, кВ Турбогенератора Токопровода 18 18Номинальный ток, А: Турбогенератора Токопровода 6356 8265Электродинамическая стойкость, кА300Токоведущая шина dxs,мм280х15Кожух(экран) Dx?, мм640х4Междуфазное расстояние А, мм1000Тип опорного изолятораОФР-20-375сШаг между изоляторами, мм2500-3000Тип применяемого трансформатора напряженияЗОМ-1/18Тип встраиваемого трансформатора токаТШЛ-20-10000/5Предельная длинна монтажного блока или секции, м8

5. Выберем сборные шины 6,3кВ для собственных нужд. Предполагаем, что сборные шины будут расположены горизонтально при расположении большой грани полосы в вертикальной плоскости с расстоянием между фазами 0,8 м и расстоянием между опорными изоляторами (пролетом) 1,5 м.

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току ) :

Сборные шины в связи с неравномерностью нагрузки по их длине по экономической плотности тока не выбираются, поэтому сечение шин выбираем по допустимому току:

По табл. 7.3 [2 стр.395], выбираем прямоугольные алюминиевые шины 100х8.

Условие выбора: ?Iдоп.;

Для неизолированных проводов и окрашенных шин:

<Iдоп=1625А(на фазу)

однополосная шина. Сечение шины: 100×8.

Проверка шин на термическую стойкость:

.

Проверка шин на электродинамическую стойкость :

где l-длинна пролета между изоляторами , м;

J- момент инерции поперечного сечения шины относительно оси , перпендикулярной направлению изгибающей силы, см4 ;

q - поперечное сечение шины, см2 .

Рассчитанная собственная частота колебания меньше 30Гц, значит механического резонанса не возникнет.

Проверка шин на механическую стойкость:

Наибольшее усилие при 3-х фазном К.З.

,

где =1-коэффициент формы при а>>2(b+h)

а - расстояние между шинами, м

b - высота, м

h - ширина, м

Изгибающий момент:

Напряжение в материале шины:

где W- момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия.

=90 МПа (по табл. 4.2 [1])- допустимое напряжение в материале шины для марки алюминиевого сплава АД31Т1.

Выбор изоляторов:

По табл. 5.7 [2 стр.282], выбираем опорные изоляторы ИО-6-3,75 У3

Fразр = 3,75 кН;

Изоляторы выбираем по:

номинальному напряжению Uном. изол?Uуст, т. е. 6 кВ = 6кВ;

по допустимой нагрузке Fрасч ? Fдоп;

Fдоп =0,6? Fразр =0,6? 3750=2250 Н;

Fрасч =1034,4 < Fдоп =2250

условие выполняется .

По табл. 5.7 [2 стр.288], выбираем проходные изоляторы ИП-10-2000-3000УХЛ Т2

Изоляторы выбираем по:

номинальному напряжению Uном. изол?Uуст, т. е. 10 кВ > 6кВ;

по номинальному току ; 1292<2000А;

по допустимой нагрузке Fрасч ? Fдоп;

Fразр =3000 Н;

0,5 ?=0,5?873=436,5 H ,

Fрасч =436,5 < Fдоп =3000?0,6=1800 - условие выполняется .

6. Закрытый токопровод от трансформатора собственных нужд до шин СН:

По таб.9.14 [2], выбираем закрытый токопровод ТЗК-6-1600-81

Табл.13. Каталожные данные закрытого токопровода от трансформатора собственных нужд до шин СН (ТЗК-6-1600-81):

ПараметрыТЗК-6-1600-81Номинальное напряжение, кВ Токопровода 6Номинальный ток, А: Токопровода 1600Электродинамическая стойкость, кА81Токоведущая шина Двутавр 14600мм2Кожух(экран) формаЦилиндрическая D=622габаритыширина мм622Высота мм666Предельная длинна монтажного блока или секции, м12

. Выбор закрытого токопровода от пускорезервного трансформатора до шин РУ СН.

По таб.9.14 [2], выбираем 2 закрытых токопровода ТЗК-6-1600-81

Табл.14. Каталожные данные закрытого токопровода от пускорезервного трансформатора до шин РУ СН (ТЗК-6-1600-81).

ПараметрыТЗК-6-1600-81Номинальное напряжение, кВ Токопровода 6Номинальный ток, А: Токопровода 1600Электродинамическая стойкость, кА81Токоведущая шина Двутавр 14600мм2Кожух(экран) формаЦилиндрическая D=622габаритыширина мм622Высота мм666Предельная длинна монтажного блока или секции, м12

. Выберем провода соединяющие ОРУ 330 кВ и выводы пускорезервного трансформатора собственных нужд. Так как нагрузка по длине провода распределена равномерно, то, следовательно, их выбор будем проводить по экономической плотности тока. На основании принятой ранее экономической плотности тока экономическое сечение в данном случае будет равно:

Принимаем провод АС-50/8 диаметром провода d=9,6 мм и с допустимым длительным током Iдл.доп=210А [2, стр. 429] Расстояние между фазами, расположенными горизонтально, при напряжении 330 кВ следует принять: D=4,5 м.

Проверяем провода по допустимому току :

Проверка на термическое действие тока КЗ согласно ПУЭ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Однако в соответствии с ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий на 330 кВ выполненное не расщепленным проводом является АС 600/72. Поэтому окончательно принимаем провод АС 600/72 диаметром провода d=33,2 мм и с допустимым длительным током Iдл.доп=1050 А [2, стр. 428]

6. Выбор типов релейных защит

Основная задача релейной защиты состоит в обнаружении повреждённого участка и возможно быстрой выдаче управляющего сигнала на его отключение. Наиболее частыми повреждениями, ЭО станций, а также ЛЭП являются короткие замыкания (к.з.), при которых повреждённый участок отключается выключателем. Дополнительным назначением релейной защиты является выявление аномальных режимов работ, не требующих немедленного отключения, но требующих принятия мер для ликвидации (перегрузка, обрыв оперативных цепей и др.). В этом случае защита действует на линии.

. Защиты блока генератор - трансформатор

1. продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ - 565;
2. продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ - 565;
3. защита напряжения нулевой последовательности - от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;
4. газовая защита трансформатора - от замыкания внутри кожуха трансформатора;
5. токовая защита обратной последовательности, состоящая из двух фильтр - реле тока обратной последовательности РТФ - 2 и РТФ - 3. При этом чувствительный орган реле РТФ - 2 и РТФ - 3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле РТФ - 2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;
6. токовая защита с пуском по минимальному напряжению - резервная от симметричных КЗ;
7. защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания н землю;
8. максимальная токовая защита от симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;
9. цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;
10. односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени - для защиты генератора.

2. Защиты трансформаторов собственных нужд.

1. от повреждений внутри кожуха и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ - 562;
2. от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла - газовая защита;
3. от внешних КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) - 2) - МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
4. от перегрузки - МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.

3. На ОРУ 330 кВ (сборные шины).

1)Дифзащиты от междуфазных и однофазных кз.

2) Устройство резервирования отказа выключателей

. Защита ВЛЭП 330 кВ .

1. дистанционная защита
2. токовая защита нулевой последовательности
3. токовая отсечка
4. направленная защита с высокочастотной блокировкой

5. Защита кабельных линий 10 кВ .

Кабельные линии 10кВ должны предусматривать устройства релейной защиты от междуфазных замыканий и от однофазных с действием на сигнал, наиболее распространенной является максимальная токовая защита.

7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

Контроль режима работы основного и вспомогательного электрооборудования на электрических станциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающих и регистрирующих). Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаться в разных цепях и разных местах: на центральном пульте управления, на главных щитах управления, на блочных щитах управления и на местных щитах.

. На сборных шинах 330 кВ на каждой системе шин устанавливаются: вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений, приборы синхронизации (2 частотомера, 2 вольтметра, синхроноскоп, осциллограф). В таблице 14 приведем типы используемых щитовых электроизмерительных приборов [1, стр. 436-437]. Для данного и последующего расчета следует отметить, что все катушки напряжения измерительных приборов, кроме катушки напряжения счетчиков, имеют cos ?=1. Катушки же напряжения счетчиков активной и реактивной энергии имеют cos ?=0,38 [1, стр. 437]

Таблица 15. Щитовые электроизмерительные приборы сборных шин 330 кВ.

ПриборыКоличествоТипКласс точностиПотребляемая мощность обмотки напряжения, В?А (Вт) Вольтметр2(3)Э3771,52Частотомер1(2)Э3722,53Синхроноскоп2Э327--

Для питания выше указанных приборов выберем трансформатор напряжения, вторичная нагрузка которого будет равна сумме потребляемой мощности приборами, приведенными в таблице 14: S2?=7 В?А. На основании полученного значения S2?=7 В?А принимаем трансформатор напряжения типа НКФ-330-73У1, параметры которого приведем в таблице 15 [2, стр. 336-337].

Таблица 16. Параметры трансформатора напряжения типа НКФ-330-73У1.

ТипКласс напряжения, кВНоминальное напряжение обмоток, ВНоминальная мощность при классе точности 0,5, В?АПредельная мощность, В?Апервичнойосновной вторичнойдополнительной вторичнойНКФ-330-83У3330330?103/ /?3100/?31004002000

Обычно для трансформаторов напряжения контрольные провода выбираются, исходя из условия механической прочности: для проводников медного сечения минимальное сечение по механической прочности составляет 2,5 мм2 (в настоящее время республиканские нормы предписывают использование медных проводов в любых случаях).

На межсистемных линиях 330 кВ контролируются токи в каждой фазе, так как выключатели 330 кВ имеют пофазное управление, и перетоки активной и реактивной мощности.

Принимаем к установке амперметры типа Э377 класса точности 1,5 и потребляемой мощностью 0,1 В?А [2, стр. 387].

Для питания обмотки амперметра примем трансформатор тока типа ТФУМ 330А У1 [2, стр. 306-307], параметры которого приведем в таблице 16.

Таблица 17. Параметры трансформатора тока типа ТФУМ 330А У1.

Тип Номинальное напряжения, кВНоминальное рабочее напряжения, кВНоминальный ток, АНоминальная нагрузка при классе точности 0,5, ОмТок эл. динам. ст., кАДоп. ток, кА/доп. время, с терм. стойкостипервичнойвторичнойТФУМ 330А У13303635005249,519,3/2

Проверим выбранный трансформатор тока по следующим критериям:

) по напряжению: Uуст=330 кВ?Uн=330 кВ;

) по току: Iраб.иакс=328,9А<Iн=500 А;

) по динамической стойкости: iуК-1=16,775кА<iдин.ст=49,5 кА;

) по термической стойкости: Вк=18,685кА2?с<(Iтерм.ст)2?tк=19,32?2=744,98 кА2?с;

) по вторичной нагрузке (проверка на данный критерий осуществляется выбором требуемого сечения контрольно-измерительных кабелей): принимая переходное сопротивления контактов rк=0,05 Ом [1, стр. 439], минимальное сечение соединительных проводов будет определяться:

(8. 1)

где ? - удельное сопротивление меди, равное 0,0175 Ом?мм2/м;

lрасч - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока (в данном случае трансформаторы тока установлены во всех трех фазах, а амперметры соединены в полную звезду: для такого случая lрасч равняется длине проводов от трансформаторов тока до приборов, которая определяется по данным [1, стр. 440], м;

Sприб - мощность, потребляемая приборами (в данном случае тремя амперметрами ), В?А;

I2 - вторичный номинальный ток прибора, А.

На основании полученного значения в качестве соединительного кабеля принимаем кабель КВРГ с сечением жилы 2,5 мм2.

. В цепи статора турбогенератора устанавливаются следующие приборы: амперметр, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчики активной и реактивной мощности. В таблицах 17-18 приведем значения суммарной нагрузки трансформаторов тока и напряжения, которую будем использовать для выбора трансформаторов тока и напряжения.

Таблица 18. Вторичная нагрузка трансформатора тока (в цепи статора турбогенератора).

ПриборТипНагрузка , В?ААВСАмперметрЭ3770,10,10,1ВаттметрД3350,5-0,5ВарметрД3350,5-0,5Счетчик активной энергииСА4У-И672М2-2Счетчик реактивной энергииСР4У-673М2-2Ваттметр (машинный зал)Д3050,5-0,5Итого-5,60,15,6

В данном случае принимаем трансформатор тока типа ТШЛ-20Б-II У3 класса точности 0,5 [2, стр. 300-301]. Данный трансформатор тока выбирался по следующей методике:

) по напряжению: Uуст=18 кВ?Uн=20 кВ;

) по току: Iраб.иакс=6030 А<Iн=8000 А;

) по динамической стойкости: не проверяется;

) по термической стойкости: Вк=10631,7 кА2?с<(Iтерм.ст)2?tк=1602?3=76800 кА2?с;

) по вторичной нагрузке (проверка на данный критерий осуществляется выбором требуемого сечения контрольно-измерительных кабелей): принимая переходное сопротивления контактов rк=0,1 Ом [1, стр. 439], минимальное сечение соединительных проводов будет на основании выражения 8. 1 определяться:

принимаем контрольный кабель КВРГ сечение медных жил 2,5 мм2.

Таблица 19. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения (в цепи статора турбогенератора).

ПриборТипПотребляемая мощность одной катушки, Вт Число катушекcos?sin?Число приборовОбщая потребляемая мощностьР, ВтS, В?АВольтметрЭ3771,5110ВаттметрД3351,5 21013,03,0ВарметрД3351,5 21013,03,0Счетчик активной энергииСА4У-И672М2,5 20,380,9251513,16Счетчик реактивной энергииСР4У-673М2,5 20,380,9251513,16Частотомер (машинный зал)Э-3713,021013,03,0Ваттметр (машинный зал) Д-3052,011012,02,0Итого------2137,32

В качестве трансформатора напряжения принимаем ЗНОЛ.06-20У3 класса точности 0,5 номинальной мощностью Sн=75 В?А.

Для остальных цепей выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов будет осуществляться аналогично (все контрольно-измерительные приборы приведены на главной схеме электрических соединений, которая прилагается к данному курсовому проекту).

. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте

РУ должны удовлетворять ряду требований. Основные из них: надёжность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

Надёжность в работе означает малую вероятность возникновения повреждения оборудования, КЗ в РУ, локализацию повреждения, если оно возникло.

Требования экономичности предполагает возможно меньшие размеры РУ (площадь, объём зданий), капитальные затраты и сроки сооружения.

Для оперативного персонала необходимо обеспечить безопасность и удобство осмотра оборудования, произведений переключений и выполнения работ по устранению мелких неполадок, для ремонтного персонала - безопасность и удобство ремонта и замены оборудования при снятии напряжения лишь с того присоединения, которому принадлежит ремонтируемое оборудование. Требование возможности расширения означает возможность подключения к РУ новых присоединений.

Площадка ОРУ окружается от остальных территорий станции внутренним забором высотой 1,6 м - сплошным сетчатым и решётчатым. Компоновку ОРУ выбирают, исходя из схемы соединений, перспектив развития и особенностей конструкций установленных электрических аппаратов.

1. Открытое распределительное устройство 330 кВ.

Распределительные устройства, расположенные на открытом воздухе, называются открытыми распределительными устройствами. Открытые РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми: меньше объем строительных работ, так как необходима лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшается время сооружения и стоимость ОРУ; легче выполнить расширение и реконструкция; все аппараты доступны для наблюдения. В то же время ОРУ менее удобны в эксплуатации при низких температурах и в ненастье, занимают значительную большую площадь, чем ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

Ошиновка ОРУ, как это было отмечено выше выполняется гибким сталеалюминевым проводом.

В ОРУ 330 кВ необходимо сооружение дорог вдоль выключателей, ширина РУ (размер в направлении, перпендикулярном сборным шинам ) составляет 157,4 м.. Проводники сборных шин укреплены на П-образных порталах высотой 12 м., установленные через каждые 48 м. (три ячейки ). Расстояние между фазами равно 4,5 м. Разъединители установлены на стальных конструкциях высотой 1,8 м. Для защиты РУ от прямых ударов молнии на опорах установлены молниеотводы высотой 36,5 м. При ремонтно-монтажных работах высшая точка крана может находится на высоте 16 м. Учитывая, что минимальное расстояние от крана до проводов, находящихся под напряжением, принимается равным 4 м., а стрела провеса проводов - 3м., высота опор принята 23 м.

К ОРУ-330 кВ присоединены две воздушные ЛЭП напряжением 330 кВ, два трансформатора связи ТРДЦН-160000/330, пускорезервный трансформатор собственных нужд ТРДНС 25000/330 и нагрузка 200 МВт.

. Закрытое распределительное устройство 10 кВ.

Комплектное распределительное устройство (КРУ) - это распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранными и готовыми к работе оборудованием поступают на место монтажа, где их устанавливают, соединяют сборные шины на стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели. КРУ безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением, закрыты металлическим кожухом.

Для питания потребителей 10кВ в данном проекте используются шкафы КРУ серии К-ХХVI с выключателем ВМПЭ-М-10-630 У3. Шкаф КРУ состоит из металлического корпуса, внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделен на отсеки металлическими шторками. Выключатель с приводом установлен на выкатной тележке. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты, которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинным и линейным неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отсоединен от сборных шин и кабельных вводов . Когда тележка находится вне корпуса шкафа, обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта.

Для ввода от трансформаторов связи использую шкафы КРУ серии К-ХХVII с выключателем ВВЭ-10-31,5/2000 У3 . Особенностью этого шкафа является использование трансформаторов тока ТПШЛ для ввода токоведущих частей из соседней ячейки справа (или слева).

Выводы и рекомендации

По результатам составления схем выдачи мощности и технико-экономического сравнения вариантов была выбрана схема с двумя генераторами ТВВ-160-2ЕУ3, двумя повышающими трансформаторами ТРДЦН-160000/330 для выдачи мощности на ОРУ 330 кВ, двумя понижающими трансформаторами ТРДНС-63000/18 для связи с КРУ 10 кВ (по причине не соответствия напряжения статора генератора и напряжения потребителей КРУ). Был произведен также выбор рабочих (ТДНС-16000/18) и пускорезервного (ТРДНС-25000/330) трансформаторов собственных нужд.

По составленной принципиальной схеме станции для четырех точек (ОРУ 330 кВ, блок генератор-трансформатор, шины КРУ 10 кВ, шины РУ СН) был произведен расчет токов короткого замыкания и определены следующие составляющие токов короткого замыкания: периодическая составляющая тока короткого замыкания в начальный момент времени, апериодическая составляющая, ударный ток короткого замыкания, периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени . На основании произведенного расчета был произведен выбор оборудования и токоведущих частей и их проверка по условиям механической прочности, термической и динамической стойкости.

При выполнении проекта выполнен следующий перечень графической части:

первый лист - полная принципиальная схема электрических соединений ;

второй лист - конструктивный чертеж КРУ 10 кВ.

При выполнении данного курсового проекта было выбрано оборудование по рекомендуемой литературе.

Список литературы

. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. М., Энергия, 1975.

. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

. Методические указания по курсу Основы проектирования электрических станций и подстанций.

. Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., Энергия. 1974.

Введение В данном курсовом проекте необходимо разработать электрическую часть станции ТЭЦ-300 МВт. В процессе расчета необходимо разработать два варианта

Больше работ по теме: