(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование электрической части ТЭЦ-180 МВт
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ технический УНИВЕРСИТЕТ
Энергетический факультет
Кафедра «Электронные станции»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему «Проектирование электронной части ТЭЦ-180 МВт»
по дисциплине «Электронная часть станций и подстанций»
Выполнил студент гр.106110 Ковалёв А.В.
Минск 2014
Содержание
- Введение
- 1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
- 2. Выбор и технико-экономическое обоснование схемы выдачи энергии. разработка главной схемы электронных соединений
- 3. Расчет токов недлинного замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
- 4. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели, разъединители)
- 5. Выбор токоведущих частей
- 5.1 Выбор комплектного пофазно-экранированного токопровода для участка от выводов генератора до блочного трансформатора и отпаек к трансформатору собственных нужд и к реактору, питающему потребительское КРУ
5.2 Выбор сборных шин 35 кВ и токоведущих частей от РУ 35 кВ до трансформаторов
- 5.3 Выбор сборных шин для РУ 6 кВ (КРУ)
5.4 Выбор комплектного пофазно-экранированного токопровода для участка от выводов генератора до блочного трансформатора и отпаек к трансформатору собственных нужд и к реактору, питающему потребительское КРУ
- 6. Выбор типов релейной защиты
- 6.1 Защиты блока генератор — трансформатор
- 6.2 Защита на ОРУ 330 кВ (сборные шины)
- 6.4 защита ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)
- 7. Выбор измерительных устройств и измерительных трансформаторов, средств защиты, аппаратов частотной обработки
- 7.1 Выбор трансформаторов тока
- 7.2 Выбор трансформаторов напряжения
- 7.3 Выбор средств защиты от перенапряжений
- 7.4 Аппараты частотной обработки
- 8. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте
- Список использованных источников
- Введение
- Электронная энергия находит обширное применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому содействуют такие её характеристики, как универсальность и простота использования, возможность производства в огромных количествах фабричным методом и передачи на огромные расстояния. Создание электроэнергии осуществляется на электростанциях.
- Электростанциями именуют компании либо установки, созданные для производства электронной энергии.
- В реальном курсовом проекте разрабатывается технический проект теплофикационной электростанции — теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных компаний и городов электронной энергией и теплом.
- Специфичность электронной части ТЭЦ определяется положением электростанции поблизости центров электронных нагрузок. В этих критериях часть мощности может выдаваться в местную сеть конкретно на генераторном напряжении.
- Значимой индивидуальностью ТЭЦ является также завышенная мощность термического оборудования по сопоставлению с электронной мощностью электростанции с учетом выдачи тепла. Это событие предназначает большенный относительный расход электроэнергии на собственные нужды.
- В данном курсовом проекте рассмотрен расчёт электронной части ТЭЦ с установленной мощностью 180 МВт.
В итоге нужно будет разглядеть вопросцы:
— разработка вариантов структурной схемы выдачи мощности и выбор генераторов и трансформаторов в их;
— выполнение технико-экономическое сопоставления структурных схем и выбор рационального варианта;
— разработка главной схемы соединений;
— расчёт токов трехфазного КЗ;
— выбор выключателей и разъединителей;
— выбор токоведущих частей и сборных шин;
— выбор контрольно-измерительных устройств;
— выбор измерительных трансформаторов и средств защиты от перенапряжений;
— выбор типа и создать систему данного РУ.
Электронная часть каждой электростанции, до этого всего, характеризуется схемой электронных соединений, на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты, и аппараты электронной части станции и соединения меж ними. В графической части проекта представлена основная схема электронных соединений (лист 1) и конструктивные чертежи РУ 35кВ (лист 2).
1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
К основному электронному оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. количество агрегатов и их характеристики выбираются зависимо от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и остальных критерий.
По заданию обозначено, что станция производит связь с энергосистемой на напряжении 330 кВ. На напряжении 35 и 6 кВ имеются пользователи. Возникает необходимость сооружения распределительных устройств напряжением 6 кВ, 35 кВ и 330 кВ. При разработке структурной схемы нужно смотреть за соблюдением условия допустимого несоответствия вырабатываемой мощности (оно не обязано превосходить 5 %).
На выбор структурной схемы воздействовал ряд причин, изложенных ниже. Мощность перегрузки, потребляемая на напряжении 6 кВ составляет наименее 50 % от генерируемой. Как следует нужно сооружение КРУ.
В данном проекте средним напряжением является — 35 кВ. Связь высшего и среднего напряжения осуществляем при помощи двухобмоточных трансформаторов.
На базе изложенных выше особенностей проектируемой станции были разработаны два варианта структурных схем выдачи электроэнергии выставленные на рисунке 1.1 и 1.2.
Набросок 1.1 — Структурная схемы выдачи электроэнергии (вариант 1)
Набросок 1.2 — Структурная схемы выдачи электроэнергии (вариант 2)
Для обоих вариантов избираем генераторы ТФ-63-2 с чертами, предоставленными в таблице 1.1, система возбуждения.
Таблица 1.1 — свойства турбогенератора ТФ-63-2
Тип турбогенератора
Ном. мощность
Ном. напряжение, кВ
сosцном
Ном.ток, кА
Ном.частота вращения, о/мин
соединение обмоток статора
x»d*
полная, МВ·А
активная, МВт
ТФ-63-2
78,75
63
6,3
0,8
7,2
3000
YY
0,13
Произведём выбор трансформаторов для 1-го варианта структурной схемы.
Мощность трансформаторов выбирается по наибольшему перетоку меж распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по более томному режиму. Расчетная мощность определяется для 3-х режимов: наибольшая, малая перегрузка и отключение энергоблока, при наибольшей перегрузке потребителей. По большей расчетной мощности выбирается номинальная мощность автотрансформаторов с учетом допустимой перегрузки [1, стр. 392].
1) Режим малых нагрузок:
2) Режим наибольших нагрузок:
3) Аварийный режим:
По большей расчетной мощности избираем номинальную мощность трансформаторов с учетом перегрузки:
Избираем для цепей генераторов, имеющих отпайки на КРУ, трансформаторы (схожи для 2-ух вариантов): ТРДН — 40000/330 [2], характеристики которого сведем в таблицу 1.2.
Выберем блочный трансформатор. Мощность этого трансформатора принимается примерно равной мощности генератора. Избираем ТДЦ-80000/35, характеристики которого сведем в таблицу 1.2.
Трансформаторы связи РУ 35кВ и 330 кВ:
1) Режим малых нагрузок:
2) Режим наибольших нагрузок:
3) Аварийный режим:
С учетом перегрузки принимаем мощность 1-го трансформатора:
Избираем трансформаторы (спецзаказ) ТРДН-40000/330, характеристики которых сведем в таблицу 1.2.
Таблица 1.2
Тип
Sном, МВА
UВН, кВ
UНН, кВ
Утраты, кВт
Uk, %
Стоимость, тыс. у. е.
Рхх
Ркз
ТРДН-40000/330
40
330
6,3
80
180
11
66,88
ТДЦ-80000/35
80
35
6,3
50
245
10,5
73,66
ТРДН-40000/330
40
330
35
80
180
11
69,3
Выберем трансформаторы для варианта 2. Трансформаторы в цепи генераторов, имеющих отпайки на КРУ, такие же, как и в первом варианте.
Выберем блочный трансформатор. Мощность этого трансформатора принимается примерно равной мощности генератора. Избираем ТРДН-80000/330, характеристики которого сведем в таблицу 1.3.
Трансформаторы связи РУ 35кВ и 330 кВ: с учетом перегрузки принимаем мощность 1-го трансформатора:
Избираем трансформаторы (спецзаказ) ТРДН-40000/330, характеристики которых сведем в таблицу 1.3.
Таблица 1.3
Тип
Sном, МВА
UВН, кВ
UНН, кВ
Утраты, кВт
Uk, %
Стоимость, тыс. у. е.
Рхх
Ркз
ТРДН-40000/330
40
330
6,3
80
180
11
66,88
ТРДН-80000/330
80
330
6,3
110
310
11
215
ТРДН-40000/330
40
330
35
80
180
11
69,3
2. Выбор и технико-экономическое обоснование схемы выдачи энергии. Разработка главной схемы электронных соединений
Финансовая необходимость варианта будет определяться по аспекту приведенных издержек:
где i =1, 2, 3 — номера вариантов;
Кi — финансовложения на сооружение электроустановки, тыс. у. е.;
EH — нормативный коэффициент экономической эффективности финансовложений, равный 0,125;
Иi — годичные эксплуатационные Издержки;
Уi — вред от недоотпуска энергии.
Инвестиция по вариантам будет находиться согласно формуле 2.1:
(2.1)
где — инвестиция в трансформаторы;
— инвестиция в трансформаторные ячейки РУ;
— инвестиция в КРУ.
Расчет финансовложений в трансформаторы будет выполняться с учетом усредненного коэффициента заводской цены трансформаторов [3]. А финансовложения в любой из вариантов схем и трансформатор показаны в таблице 2.1. В данной для нас же таблице указаны цены ячеек распределительных устройств (РУ) различного напряжения, суммарное вложение в РУ. информация о цены ячеек комплектного распределительного устройства взята из таблицы 10.33 [3]. При этом стоимость ячейки РУ выбиралась большей из приведенных для данного значения напряжения. Сводим в таблицу оборудование, различающееся для первого и второго вариантов.
Таблица 2.1 — Финансовложения в варианты схем электроснабжения
Оборудование
Стоимость единицы, тыс. у. е.
Варианты
1-ый
2-ой
к-во ед.
общ.ст., тыс. у. е.
к-во ед.
общ.ст., тыс. у. е.
ТДЦ-80000/35
117,85
1
117,85
—
—
ТРДН-80000/330
301
—
—
1
301
Ячейка ОРУ 35 кВ
21,4
1
21,4
—
—
Ячейка ОРУ 330 кВ
287,2
—
—
1
287,2
Сумма
—
—
139,25
—
588,2
Серьезные Издержки трансформаторов (схема 1):
где: Цат — заводская стоимость трансформатора;
Kрс ат — усредненный коэффициент для пересчета заводской цены трансформатора к расчетной цены.
Серьезные Издержки трансформаторов (схема 2):
Для трансформатора по первому варианту:
где:
Тогда:
В трансформаторе схемы №2:
Годичные эксплуатационные Издержки складываются из каждогодних эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ [3, стр. 23]:
где: Ра и Ро — отчисления на амортизацию и сервис, %. Для оборудования данного проекта принимаем Ра = 7,4 %(вариант 2: 6,4%), Ро = 2 %;
ДЭ — утраты энергии в кВт·ч;
в — стоимость 1-го кВт·ч потерянной энергии, равная 8 центов/(кВт·ч).
Для первого варианта:
Для второго варианта:
Приведенные издержки:
, означает 1-ый вариант наиболее выгоден.
Разница наиболее 5 %, для предстоящего расчета будет употребляться 1-ая схема электроснабжения, т. к. она дешевле.
Для принятой схемы выдачи мощности определяем число присоединений в любом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к пользователям линий (nЛЭП), числа линий связи с системой и станциями (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св.) либо питающих трансформаторов (nт), присоединенных к данному РУ.
(2.4)
количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:
(2.5)
Протяженность ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) разных напряжений и надлежащие им самые большие передаваемые мощности приведены в таблице 2.1 [2].
значения инсталлируются по схеме выдачи мощности. Зависимо от числа присоединений и номинального напряжения принимаются вероятные схемы РУ.
количество отходящих линий от РУ 6 кВ, определяется наибольшей передаваемой мощностью — 60 МВт и большей предаваемой мощностью на одну цепь, равной — 4 МВт. От РУ 35 кВ наибольшая передаваемая мощность — 47 МВт, при большей предаваемой мощности на одну цепь, равной — 15 МВт. Тогда количество линий равно:
Принимаем равным 16 линий.
Принимаем равным 4 полосы.
Из начальной схемы энергосистемы видно, что количество линий связи разрабатываемой станции с энергосистемой равно 2. А в разработанной ранее схеме выдачи энергии (2-ой) количество трансформаторных присоединений: к шинам РУ 330 кВ — 4, к РУ 35 кВ — 3.
количество присоединений к РУ 330 кВ будет равно из (2.4):
количество присоединений к РУ 35 кВ будет равно из (2.4):
Тогда для сооружения РУ 35 кВ избираем схему с одной секционированной системой шин. Для сооружения РУ 330 кВ применяем схему 3/2 выключателя на цепь. Для КРУ выбираю схему — одиночную секционированную с нормально отключенным секционным выключателем.
Принимаем напряжение собственных нужд 6 кВ, питание осуществляется через реакторы. Токоограничивающие реакторы присоединяем к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. Их мощность избираем исходя из данного процента расхода на собственные нужды (k) от мощности генераторов по номинальному току:
Избираем реактор РТСТ-10-1000-0,22У3
Токоограничивающий реактор на КРУ 6 кВ:
ток уменьшаем в два раза для учета работы реактора на две секции шин в аварийном режиме. Избираем реакторы РТОС-10-4000-0,18-У3.
На рисунке 2.1 представлена облегченная основная схема электронных соединений.
Набросок 2.1 — Облегченная основная схема электронных соединений
3. Расчет токов недлинного замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
Для проверки электронных аппаратов нужно их оценить по условию КЗ: составим расчетную схему, наметим места расположения расчетных точек КЗ.
Токи КЗ рассчитаем вручную. Для этого составляем эквивалентную схему замещения и определяем значения всех сопротивлений частей схемы, приведенных к базовым условиям.
Однолинейная схема показана на рисунке 3.1. Определяем сопротивления частей схемы в базовых единицах. За базовую мощность принимаем .
Набросок 3.1 — Однолинейная схема замещения энергосистемы
ЭДС генераторов:
Сопротивление генераторов:
ЭДС системы:
Сопротивление системы:
Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:
Т1, Т2,Т4,Т5:
Т3:
Сопротивление ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) от системы до ТЭЦ:
Сопротивление линейных реакторов:
Сопротивление реакторов собственных нужд:
ток подпитки точки КЗ на шинах распределительного устройства собственных нужд составляет:
Результаты расчетов сведем в таблицы.
В таблице 3.3 показаны повторяющиеся составляющие токов в исходный момент времени, таблице 3.4 — ударные (самые большие) значения токов.
Таблица 3.3 — Токи КЗ в исследуемых узлах
Узел КЗ
Составляющая от Г1, кА
Составляющая от Г2, кА
Составляющая от Г2, кА
Составляющая от системы, кА
От движков СН, кА
1
59,948
1,891
1,924
27,186
0
2
11,387
0,354
0,371
5,157
0
3
9,638
0,299
0,314
4,365
4,8
4
0,418
0,418
0,436
6,13
0
5
0,584
0,584
5,938
8,578
0
6
1,978
1,978
59,948
29,047
0
7
0,315
0,315
9,449
4,868
4,8
Рассчитаем ударные токи КЗ:
где — Узел КЗ
Составляющая от Г1, кА
Составляющая от Г2, кА
Составляющая от Г2, кА
Составляющая от системы, кА
От движков СН, кА
1
165,32
5,215
5,306
71,511
0
2
31,402
0,976
1,023
13,651
0
3
26,579
0,824
0,866
11,482
12,56
4
1,153
1,153
1,202
15,171
0
5
1,61
1,61
16,375
22,564
0
6
5,455
5,455
165,32
78,214
0
7
0,869
0,869
26,058
13,108
12,56
4. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели, разъединители)
Высоковольтные выключатели выбираются по последующим условиям:
? по напряжению установки:
? по долговременному току:
? по отключающей возможности:
— проверка на симметричный ток отключения по условию:
— проверка отключения апериодической составляющей тока недлинного замыкания:
где ? номинальное допускаемое содержание апериодической составляющей в отключаемом токе;
? нормированное ток тепловой стойкости, кА;
? продолжительность протекания тока тепловой стойкости, с;
Выбор разъединителей делается по напряжению установки, долговременному току, тепловой и динамической стойкости по аналогии с выключателями. Для наглядности выбор выключателей и разъединителей представим в виде таблиц для соответственных мест установки.
Больший рабочий ток присоединения определяется с учетом вероятных долгий перегрузок:
где и — номинальное напряжение и номинальная мощность присоединения;
— коэффициент, определяющий величину допустимых долгих перегрузок, для генераторов , для трансформаторов, не работающих в блоке с генератором, .
Выбор выключателей и разъединителей для РУ 330 кВ представлен в таблице 4.1:
Таблица 4.1 — Выбор выключателей и разъединителей для РУ 330 кВ
Расчетные данные
Каталожные данные
Выключатель ВГГ-330-40/3150 У1
Разъединитель РНД-330/3200 У1
—
—
—
Тип привода разъединителя ПД 5У1.
Выбор выключателей и разъединителей для РУСН 35 кВ представлен в таблице 4.2:
Таблица 4.2 — Выключатели и разъединители РУСН 35 кВ
Расчетные данные
Каталожные данные
Выключатель ВВУ-35А-40/3150У1
Разъединитель РНД-35/3200У1
—
—
—
—
Тип привода разъединителя ПД 5У1.
Выключатели для РУ 10 кВ предоставлены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 ? Выключатели для КРУ 6 кВ (секционный)
Расчетные данные
Каталожные данные
Выключатель LF2
(вводной)
Расчетные данные
Каталожные данные
Выключатель LF2
Выключатели для отходящих линий 6 кВ представлены в таблице 4.4:
Таблица 4.4 ? Выключатели для отходящих линий 6 кВ
Расчетные данные
Каталожные данные
Выключатель LF1
Выбор выключателей для РУ СН представлен в таблице 4.5.
Таблица 4.5 ? Выбор выключателей для РУСН 6 кВ
Расчетные данные
Каталожные данные
Выключатель LF1
Выбор выключателя и разъединителя для выводов генератора представлены в таблице 4.6:
Таблица 4.6 — Выбор выключателя для генератора
Расчетные данные
Каталожные данные всеохватывающего распределительного устройства HECS-80
Выключатель
Разъединитель
—
—
—
—
5. Выбор токоведущих частей
5.1 Выбор сборных шин 330 кВ, токоведущих частей от РУ 330 до трансформаторов связи с 35 кВ, трансформаторов и до запасного трансформатора
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в границах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, потому выбор делается по допустимому току.
Больший ток:
Избираем провод АС-70/12 с Iдоп=330 А. Потому что ток трехфазного недлинного замыкания меньше, чем 20 кА, то проверку на схлестывание не производим. По условиям короны принимаем провод АС-600/72.
Проверку на тепловое действие не производим, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Избираем токоведущие части от РУ 110 кВ до трансформаторов. Определяем сечение по экономической плотности тока:
,
где по таблице 4.5 [1, стр. 233].
По условиям короны принимаем провод АС-600/72 с Iдоп=1050 А.
.
Избираем токоведущие части от РУ 110 кВ до запасного трансформатора собственных нужд. Определяем сечение по экономической плотности тока:
мм2,
где =1,1 по таблице 4.5 [1, стр. 233].
По условиям короны принимаем провод АС-600/72 с Iдоп=1050 А.
Согласно ПУЭ и Руководящим указаниям по расчёту токов маленьких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям недлинного замыкания, проверку на тепловую стойкость можно не создавать. Малое сечение для воздушных линий на 330 кВ является 600мм2. Потому проверка по условиям коронирования не делается.
5.2 Выбор сборных шин 35 кВ и токоведущих частей от РУ 35 кВ до трансформаторов
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в границах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, потому выбор делается по допустимому току.
Избираем провод 2xАС-300/48 с Iдоп=680 А.. Потому что ток трехфазного недлинного замыкания меньше, чем 20 кА, то проверку на схлестывание не производим. Проверка для линий 35 кВ по условиям коронирования не делается.
Проверку на тепловое действие не производим, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Избираем токоведущие части от РУ 35 кВ до трансформатора блока. Определяем сечение по экономической плотности тока:
мм2,
где =1,1 по таблице 4.5 [1, стр. 233].
Принимаем провод 2xАС-600/72 с Iдоп=2×1050 А.
Проверка по допустимому току:
.
Избираем токоведущие части от РУ 35 кВ до трансформаторов связи. Определяем сечение по экономической плотности тока:
мм2,
где =1,1 по таблице 4.5 [1, стр. 233].
Принимаем провод 2xАС-600/72 с Iдоп=2×1050 А.
Проверка по допустимому току:
.
Согласно ПУЭ и Руководящим указаниям по расчёту токов маленьких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям недлинного замыкания, проверку на тепловую стойкость можно не создавать.
5.3 Выбор сборных шин для РУ 6 кВ (КРУ)
Больший ток:
Согласно наибольшему рабочему току избираем шкафы КРУ компании Schneider Electric серии MCset с Iном.=4000 А. Номинальное напряжение 7,2 кВ. Номинальный ток сборных шин 4000 А. Ток тепловой стойкости 31,5 кА, время его протекания 3 с. Номинальный ток электродинамической стойкости 81 кА. В шкафу предусматриваются плоские шины прямоугольного сечения.
Для РУ СН избираем ячейку AD1-LF1-1250 с Iном.=1250 А Номинальный ток сборных шин 4000 А. Ток тепловой стойкости 31,5 кА, время его протекания 3 с. Номинальный ток электродинамической стойкости 81 кА.
5.4 Выбор комплектного пофазно-экранированного токопровода для участка от выводов генератора до блочного трансформатора и отпаек к трансформатору собственных нужд и к реактору, питающему потребительское КРУ
В блоке генератор-трансформатор участок от генератора до трансформатора и отпайка к трансформатору собственных нужд производятся пофазно экранированным токопроводом.
Избираем токопровод ТЭНЕ-10-6300-250 с чертами:
Проверка токопровода делается по наибольшему току и электродинамической стойкости:
5.5 Выбор комплектного токопровода от реактора до КРУ
Избираем токопровод ТЗМЭП-6-3600-300 с кВ, А, кА. Проверка токопровода делается по наибольшему току и электродинамической стойкости:
.
5.6 Выбор кабелей отходящих линий КРУ 6 кВ
Избираем трехжильный кабель 6 кВ с дюралевыми жилами с картонной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в земле.
Определяем сечение по экономической плотности тока:
где =1,4 по таблице 4.4 [1].
По допустимому току:
где продолжительно допустимый ток с учетом поправки на число рядов положенных в земле кабелей и на температуру окружающей среды .
где — допустимый ток при нормированной температуре жил.
Принимаем трехжильный кабель марки АСБ с размерами 3х185 мм2, Поправочный коэффициенты на ток для кабеля зависимо от температуры земли (примем, что расчетная температура среды 15 єС, нормируемая температура жил 80 єС) равен 0,96. Число проложенных в земле кабелей равно 1, и тогда коэффициент равен 1.
Проверяем сечение на тепловое действие тока:
Что меньше избранного сечения. Параметр С избран по таблице 5.2 [2].
6. Выбор типов релейной защиты
6.1 Защиты блока генератор — трансформатор
Согласно ПУЭ и руководящих указаний должны быть установлены защиты от:
1) замыканий на землю на стороне генераторного напряжения;
2) многофазных замыканий в обмотке статора и на его выводах — дифференциальная защита с током срабатывания меньше номинального;
3) витковых замыканий в обмотке статора (поперечная защита, при наличии параллельных веток в обмотке статора);
4) наружных КЗ — МТЗ с блокировкой по напряжению либо дистанционная защита;
5) перегрузки токами оборотной последовательности (зависимо от мощности и типа системы остывания требуется одноступенчатая защита оборотной последовательности, ступенчатая защита или защита с зависимой от тока выдержкой времени, не считая того обязана быть ступень защиты с действием на сигнал);
6) симметричные перегрузки статора;
7) перегрузки ротора для генераторов с конкретным остыванием проводников;
8) замыкания на землю обмотки ротора;
9) асинхронного режима с потерей возбуждения;
10) дифференциальная защита — от КЗ в обмотках и на выводах трансформатора;
11) газовая защита — от витковых замыканий в обмотках трансформатора;
12) защита от наружных КЗ и запасная от КЗ снутри трансформатора — МТЗ на стороне ВН с блокировкой по напряжению на стороне НН трансформатора;
13) защита от замыканий на землю в сети высшего напряжения;
14) защита от утраты остывания системы ДЦ и Ц трансформатора. защита контролирует ток перегрузки на трансформаторе и его температуру и зависимо от этих данных с разными выдержками времени отключает блок в случае остановки всех охладителей;
15) убыстрение защит при неполнофазном режиме: особая высокочувствительная защита нулевой последовательности ускоряется по факту неполнофазного отключения выключателя;
16) при наличии генераторного выключателя предусматривается устройство сигнализации замыкания на землю на стороне НН блочного трансформатора;
17) дифференциальная защита ошиновки ВН;
18) защита от КЗ в обмотках и на выводах трансформатора — дифференциальная защита;
19) защита от витковых замыканий в обмотках ТСН — газовая;
20) защита от наружных междуфазных КЗ и запасная от КЗ снутри трансформатора — МТЗ с блокировкой по напряжению либо дистанционная на сторонах ВН и НН трансформатора;
21) защита от перегрузки с действием на сигнал;
22) общая дифференциальная защита блока, обхватывающая ошиновку стороны ВН, трансформатор, генератор.
Из приведенных защит на блочных генераторах инсталлируются 1-9, на блочных трансформаторах инсталлируются 10-17, на ТСН 18-21 и 22 является общей. Защиты 1, 2, 3, 7, 8, 10, 11, 17, 18, 19 — главные от внутренних повреждений.
6.2 Защита на ОРУ 330 кВ (сборные шины)
1) дифференциальная токовая защита без выдержки времени, обхватывающая все элементы, которые подсоединены к системе шин, осуществляется при помощи реле тока, отстроенного от переходного и установившегося тока небаланса;
2) на обходном выключателе устанавливается трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;
3) на обходном выключателе — четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;
4) на шиносоединительном выключателе — двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;
5) на шиносоединительном выключателе — трёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.
6.3 Защиты запасного трансформатора собственных нужд
? от повреждений снутри кожуха и на выводах — продольная дифференциальная токовая защита на базе реле РНТ — 562;
? от повреждений снутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от снижения уровня масла — газовая защита;
? от наружных КЗ, а так же для резервирования защит
— МТЗ с комбинированным запуском по напряжению;
? от перегрузки — МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.
6.4 защита ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)
На линиях 6 кВ:
— трёхступенчатая токовая защита.
— токовая защита нулевой последовательности — для защиты от КЗ на землю (с действием на сигнал).
На линиях 35 кВ:
частотная защита;
— трёхступенчатая дистанционная защита;
— токовая защита нулевой последовательности — для защиты от КЗ на землю.
На линиях 330 кВ:
— частотная защита;
— трёхступенчатая дистанционная защита;
— токовая защита нулевой последовательности — для защиты от КЗ на землю.
— автоматический ввод резерва (АВР).
электроэнергия трансформатор релейный токоведущий
7. Выбор измерительных устройств и измерительных трансформаторов, средств защиты, аппаратов частотной обработки
Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется при помощи контрольно-измерительных устройств. Зависимо от нрава объекта и структуры его управления размер контроля и пространство установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть разными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления (ГЩУ), блочном щите управления (БЩУ) и центральном щите (ЦЩУ) на электростанциях с блоками генератор-трансформатор и на местных щитах. Перечислим главные приборы, рекомендуемые для установки на проектируемой ТЭЦ. Для удобства их рассмотрения, сведу в таблицы. В таблице 7.1 показаны измерительные приборы, устанавливаемые на статоре турбогенератора.
Таблица 7.1 — Измерительные приборы статора турбогенератора
Наименование устройства
Тип устройства
Класс точности
Статор:
Амперметр в каждой фазе
Э — 377
1,5
Вольтметр
Э — 377
1,5
Ваттметр
Д — 365
1,5
Варметр
Д — 365
2,5
Счётчик активной энергии
И — 675
1,0
Счётчик реактивной энергии
И — 675М
2,0
Датчик активной мощности
Е — 829
Датчик реактивной мощности
Е — 830
Регистрирующие приборы
Ваттметр
H — 395
1,5
Амперметр
H — 393
1,5
Частотомер
Н — 397
2,5
Суммирующий ваттметр
Н — 395
1,5
Варметр
Н — 395
1,5
В таблице 7.2 показаны измерительные приборы, устанавливаемые на роторе турбогенератора. А в таблицах 7.3, 7.4, 7.5 показаны приборы на трансформаторах собственных нужд, сборных шинах, запасных трансформаторах собственных нужд соответственно.
Таблица 7.2 — Измерительные приборы ротора турбогенератора
Наименование устройства
Тип устройства
Класс точности
Ротор:
Амперметр
Э — 377
1,5
Вольтметр
Э — 377
1,5
Вольтметр в цепи основного и запасного возбудителя
Э — 377
1,5
Регистрирующие приборы
Частотомер
Н — 397
2,5
Суммирующий ваттметр
Н — 395
1,5
Варметр
Н — 395
1,5
Таблица 7.3 — Измерительные приборы трансформаторов собственных нужд
Тип устройства
Класс точности
Трансформатор собственных нужд
Сторона питания:
Амперметр
Э — 377
1,5
Ваттметр
Д — 365
1,5
Счётчик активной энергии
И — 675
1,0
Таблица 7.4 — Измерительные приборы сборных шин
Тип устройства
Класс точности
Сборные шины
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и регистрирующий вольтметр
Э — 377
1,5
Производим выбор трансформаторов тока для присоединения контрольно-измерительных устройств в цепи генератора.
Выбор трансформаторов тока осуществляется :
Таблица 7.5 — Измерительные приборы запасных трансформаторов СН
Тип устройства
Класс точности
Запасный трансформатор (РТСН)
Амперметр
Э — 377
1,5
Ваттметр
Д — 365
1,5
Счётчик активной энергии
И — 675
1,0
По напряжению установки:
По наибольшему току:
По динамической стойкости:
По тепловой стойкости:
По вторичной перегрузке:
Трансформаторы напряжения выбираются:
По напряжению установки:
По вторичной перегрузке:
7.1 Выбор трансформаторов тока
Интегрированные в токопровод трансформаторы тока ТШЛ-10-1-4000/5.
Подсчёт вторичной перегрузки трансформатора тока приведён в табл. 7.1
Таблица 7.1 — Вторичная перегрузка трансформаторов тока
Устройство
Тип
Кол-во
Потребляемая мощность, ВА
Фаза А
Фаза В
Фаза С
Амперметр
Э-350
3
0,1
0,1
0,1
Ваттметр
Д-365
1
0,5
—
0,5
Варметр
Д-365
1
0,5
—
0,5
Счетчик активной энергии
И-675
1
2
—
2
Счетчик реактивной энергии
И-675М
1
2
2
2
Суммирующий ваттметр
Н-395
1
10
—
10
Датчик активной мощности
Е-829
1
0,5
—
0,5
Датчик реактивной мощности
Е-830
1
0,5
—
0,5
Варметр
Н-395
1
10
10
10
Суммарная перегрузка
26,1
12,1
26,1
Большая перегрузка приходится на ТТ фаз А и С SПРИБ = 26,1 В·А
Тогда:
где — сопротивление в контактах, Ом;
— сопротивление соединительных проводов, Ом;
— номинальная перегрузка, Ом.
Для генератора 40 МВт применяется кабель с дюралевыми жилами, приблизительная длина 20 м, тогда сечение:
Тогда расчётное сечение проводов:
Избираем кабель АКВРГ с жилами 10 мм2.
Другие трансформаторы тока избираем аналогично. Данные выбора приводим в таблице 7.2. На электростанциях обычно употребляются интегрированные в аппараты ТТ. Они имеются в нулевых выводах всех трансформаторов и автотрансформаторов (типа ТВТ) и генераторов мощностью наиболее 300 МВт (типа ТВЛ, ТВГ и ТВВГ). Не считая того, интегрированные ТТ предусматриваются в линейных вводах высшего и среднего напряжения силовых трансформаторов и автотрансформаторов (ТВТ). Недостающие ТТ инсталлируются раздельно стоящими. При всем этом их пространство размещения выбирается так, чтоб их вывод в ремонт, выполнялся вместе с выключателями цепей (до выключателя со стороны генератора, трансформатора либо полосы).
Таблица 7.2 -Выбор трансформаторов тока
Пространство установки
Тип
Расчетные данные цепи
Каталожные данные
ОРУ 330 кВ
ТФУМ220А-У1
Uр=330 кВ,
Iрмакс=0,239 кА,
Bк=9.04 кА2с.
Uном=330 кВ,
Iном=0.5 кА,
Bт=19,62*3=1152,4кА2с
ОРУ 35 кВ
ТФЗМ35Б-I
Uр= 35 кВ,
Iрмакс=1.319 кА,
Bк=45.51 кА2с.
Uном=35 кВ,
Iном=1,5 кА,
Bт=682*3=13872 кА2с.
КРУ 6 кВ
ARJA1
Uр=6 кВ,
Iрмакс=1.69 кА,
Bк=76.04кА2с.
Uном=7.2 кВ,
Iном=2 кА,
Bт=352*3=3675 кА2с.
КРУ 6 кВ (отходящая линия)
ARJP2
Uр=6 кВ,
Iрмакс=0,42 кА,
Bк=76.04кА2с.
Uном=7.2 кВ,
Iном=0,5 кА,
Bт=14,12*3=596,43кА2с.
РТСН
ТВТ330-I
Uр= 330 кВ,
Iрмакс=0,017 кА,
Bк=9,46 кА2с.
Uном=330 кВ,
Iном=0,3 кА,
Bт=62*3=108 кА2с.
7.2 Выбор трансформаторов напряжения
Цепь генератора: в токопровод интегрированы трансформаторы напряжения 3хЗОМ-1/15, 3хЗНОМ-15.
Мощность устройств, подключённых к ТН приведена в таблице 7.3.
Таблица 7.3 — Мощность устройств
Устройство
Тип
Sобм, В·А
Число паралл. катушек
cosц
sinц
Число устройств
Общая мощность
Р, Вт
Q,Вар
Вольтметр
Э-377
2
1
1
0
1
2
—
Ваттметр
Д-365
1,5
2
1
0
2
5
—
Варметр
Д-365
1,5
2
1
0
1
3
—
Датч. акт. мощности
Е-829
10
—
1
0
1
10
—
Датч. реакт. мощности
Е-830
10
—
1
0
1
10
—
Счётчик активной энергии
И-675
2 Вт
2
0,38
0,925
1
4
9,5
Ваттметр регистрирующий
Н-395
10
2
1
0
1
20
—
Вольтметр регистрирующий
Н-393
10
1
1
0
1
10
—
Частотометр
Э-372
3
1
1
0
2
6
—
Сумма
70
9,5
Полную мощность определим по формуле:
Избранный ТН 3хЗНОМ-15 имеет номинальную мощность в классе точности 0.5, нужном для присоединения счётчиков В·А
Тогда имеем: S2? < SДОП
Как следует, ТН обеспечит нужный класс точности 0,5.
Аналогично избираем трансформаторы напряжения в остальных частях схемы. Данные выбора приводим в таблице 7.4.
Таблица 7.4 — Избранные трансформаторы напряжения
пространство установки
Тип
Напряжения обмоток
Uном, кВ первичной
Uном, кВ вторичной
Uном, кВ доборной
РУ 330 кВ
3хНКФ-330-73У1
100
РУ 35 кВ
3хЗНОМ-35-65У1
100
РУ 6 кВ
3хVRQ3n-6
100/3
7.3 Выбор средств защиты от перенапряжений
защита оборудования станций и подстанций от перенапряжений осуществляется ограничителями перенапряжений (ОПН). ОПН располагаются в РУ напряжением до 330 кВ на сборных шинах и присоединяются к ним вместе с ТН через общий разъединитель. В РУ наиболее высочайшего напряжения ОПН подключаются ко всем питающим и отходящим линиям без разъединителя. Не считая того, ОПН инсталлируются на вводах высшего и среднего напряжения трансформаторов (автотрансформаторов) удаленных от РУ на расстояние наиболее 16 метров.
Выбор ОПН делается по напряжению установки:
Для защиты оборудования:
— на напряжении 6 кВ избираем ОПН-6У3 с номинальным напряжением сети -6 кВ;
— на напряжение 35 кВ избираем ОПН-35 У1 с номинальным напряжением — 35 кВ;
— на напряжение 330 кВ избираем ОПН-330 У1 с номинальным напряжением — 330 кВ.
7.4 Аппараты частотной обработки
На отходящих ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 35 кВ и 330 кВ инсталлируются аппараты частотной обработки: конденсаторы связи, фильтры присоединения и заградители — отдельных фаз для образования каналов связи по проводам ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока). Конденсатор связи делает путь для токов высочайшей частоты от приемопередатчика в линию и сразу отделяет приемопередатчик от высочайшего напряжения промышленной частоты полосы. Устанавливаем бумажно-масляные конденсаторы типа На линиях 35 кВ устанавливается один таковой таковых элемент. Для напряжения 330 кВ выпускаются конденсаторы типа и инсталлируются четыре таковых элемента. Фильтр присоединения согласовывает входное сопротивление частотного кабеля с входным сопротивлением полосы, соединяет конденсатор связи с землей, образуя, таковым образом, замкнутый контур для токов высочайшей частоты. Фильтр присоединения ОФП-4 330 кВ, выпускаемый индустрией, производится на широкие спектры частот. Заградитель преграждает выход токов высочайшей частоты за границы полосы. Выпускаемые индустрией заградители ВЗ-630-0,5 (110 кВ) и ВЗ-1250-0,5 (220 кВ) рассчитаны на рабочий ток 630 и 1250 А соответственно с пределами опции 36-1000 кГц. При напряжении 110-220 кВ обработка производится на 2-ух фазах.
8. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте
ОРУ сооружаются на электростанциях и подстанциях при напряжениях 35 кВ и выше при обычных критериях наружной среды. Исходя из данного условия принимаем РУ 6 кВ закрытого выполнения, будем считать, что условия сооружения — обычные, тогда РУ 35 и 330 кВ — открытого выполнения. ОРУ 330 кВ выполнено по схеме 3/2 выключателя на цепь. Каждое присоединение включено через два выключателя ВГГ-330. В обычном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Достоинством схемы будет то, что при ревизии хоть какого выключателя все присоединения остаются в работе. Не считая того все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах.
ОРУ 35 кВ выполнено по схеме одиночной секционированной системы шин. К ОРУ-35 кВ присоединены четыре воздушные ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока), два трансформатора связи ТРДН-40000/330, блочный трансформатор ТДЦ 80000/35. В принимаемой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около 2-ой системы шин. Все присоединения к сборным шинам выполнены ячейками. Ошиновка ОРУ производится гибкими сталеалюминевыми проводами 2xАС-300/48. Опоры выполнены обычными железобетонными конструкциями. Высота линейных порталов 7850 мм, шинных — 6100 мм. Расстояние меж стойками опор 2000 мм. Все присоединения к сборным шинам выполнены ячейками. Шаг ячейки 4600 мм, длина ячейки 22000 мм, расстояние меж последними токоведущими частями примыкающих ячеек 600 мм. На выходных линейных порталах установлены молниеприёмники, их высота 3000 мм. Земля ОРУ ограждена забором.
В данном курсовом проекте на напряжении 6 кВ распределение электроэнергии осуществляется комплектным распределительным устройством (КРУ) внутренней установки с воздушной изоляцией. КРУ 6 кВ имеет две одиночные секционированные системы шин (с нормально отключенными секционными выключателями). Потребительское КРУ соединено с генераторным напряжением через линейные реакторы РТСТ 10-1000-0,18УЗ.
В данном проекте употребляются шкафы КРУ MCset производства Schneider Electric с номинальным напряжением 7.2 кВ, номинальный ток сборных шин 4000 А, ток тепловой стойкости 31,5 кА, время его протекания 3 с и номинальный ток электродинамической стойкости 80 кА.
Основным преимуществом избранного шкафа КРУ будет то, что заводом изготовителем применяется изолированный шинопровод. Что дозволяет для облегчения расчетов курсового проекта избрать шкаф КРУ по номинальному току основных цепей. Тем подразумевая, что на заводе-изготовителе были произведены тесты на тепловую и динамическую стойкость.
Степень защиты IP2X меж отсеками обеспечивается металлическими перегородками. Железные элементы конструкции выполнены из покрытой цинком стали с окрашенными фронтальными и задними панелями.
Шкаф КРУ комплектуется элегазовым выключателем на выкатных телегах типа LF производства Schneider Electric. Шкафы состоят из жёсткого железного(900Ч2300Ч1550) корпуса, снутри которого расположено главные электронные аппараты и система жёстких шин, также приборы для измерений, управления и релейной защиты со всеми соединениями.
Шкафы КРУ размещены в 2 ряда (любая система шин представлена одним ). Проход меж рядами шифанеров 2500 мм. Для способности обоестороннего обслуживания меж стенкой и задней частью шифанеров выполнен проход 1700 мм. Из-за расположения сборных шин в задней части шифанеров ряды выровнены по задней стене. Отходящие кабельные полосы размещены в лотках в кабельном этаже конкретно под шкафами.
Камеры выполнены таковым образом, что обеспечивается сохранность персонала при их осмотре и обслуживании, включая работы в отсеке выключателя и кабельном отсеке.
Перечень использованных источников
1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. М., “Энергия”, 1975.
2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электронная 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.
3. Методические указания по курсу “Базы проектирования электронных станций и подстанций”.
4. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., “Энергия”. 1974.
]]>