(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование тепловых конденсационных электрических станций
Расположено на /
Введение
Термо конденсационные электронные станции (КЭС).
На термических электростанциях хим энергия сжигаемого горючего преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электронную. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, также газ и мазут. В российскей энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии.
Мощность современных КЭС обычно такая, что любая из их может обеспечить электроэнергией большой район страны. Отсюда очередное заглавие электростанций этого типа — муниципальная районная электронная станция (ГРЭС).
Главными чертами КЭС являются:
? удаленность от потребителей электроэнергии, потому что передача электроэнергии на далекие расстояния к месту употребления наиболее прибыльна, чем перевозка низкосортного горючего;
? блочный принцип построения электростанции.
Энергоблок представляет собой вроде бы отдельную электростанцию со своим главным и вспомогательным оборудованием и центром управления — блочным щитом. Связей меж примыкающими энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические достоинства, которые заключаются в последующем:
? облегчается применение пара больших и сверхвысоких характеристик вследствие наиболее обычной системы паропроводов, что в особенности принципиально для освоения агрегатов большенный мощности;
? упрощается и становится наиболее точной технологическая схема электростанции, вследствие чего же возрастает надежность работы и облегчается эксплуатация;
? миниатюризируется, а в отдельных вариантах может совершенно отсутствовать запасное тепломеханическое оборудование;
? сокращается размер строй и монтажных работ;
? уменьшаются серьезные Издержки на сооружение электростанции;
? обеспечивается комфортное расширение электростанции, при этом новейшие энергоблоки по мере необходимости могут различаться от прошлых по своим характеристикам.
Самые большие энерго утраты на КЭС имеют пространство в главном пароводяном контуре, а конкретно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще огромное количество тепла, затраченного при парообразовании, дает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, т. е. пропадает. Эти утраты в главном определяют КПД электростанции, составляющий даже для самых современных КЭС не наиболее 40 — 42 %.
Современные КЭС оснащаются в главном энергоблоками 200 — 800 МВт. Применение больших агрегатов дозволяет обеспечить резвое наращивание мощностей электростанций, применимые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции.
Более большие КЭС в истинное время имеют мощность до 4 млн. кВт. Предельная мощность КЭС определяется критериями водоснабжения и воздействием выбросов станции на окружающую среду.
Современные КЭС очень интенсивно действуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. Воздействие на атмосферу сказывается в большенном потреблении кислорода воздуха для горения горючего и в выбросе значимого количества товаров сгорания. Меньшее загрязнение атмосферы (для станций схожей мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее — при сжигании твердого горючего с низкой теплотворной способностью и высочайшей зольностью. нужно учитывать также огромные уносы тепла в атмосферу, также электромагнитные поля, создаваемые электронными установками высочайшего и сверхвысокого напряжения.
КЭС загрязняет гидросферу большенными массами теплой воды, сбрасываемыми из конденсаторов турбин, также промышленными стоками, хотя они проходят кропотливую чистку.
Для литосферы воздействие КЭС сказывается не только лишь в том, что для работы станции извлекаются огромные массы горючего, отчуждаются и застраиваются земляные угодья, да и в том, что требуется много места для захоронения огромных масс золы и шлаков (при сжигании твердого горючего).
Воздействие КЭС на окружающую среду очень велико. к примеру, о масштабах термического загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 60% тепла, которое выходит в котле при сгорании всей массы горючего, пропадает за пределами станции. Беря во внимание размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого горючего, можно представить, что они в состоянии влиять на климат огромных районов страны.
1.Электронная часть
1.1 Короткое описание предназначения и технических черт термических турбин
Паротурбинные ТЭС являются главными электростанциями большинства энергосистем. Конденсационные электростанции (КЭС), предусмотрены лишь для производства электроэнергии, с установкой на их турбин чисто конденсационного типа. основное предназначение конденсационных турбин обеспечение производства электроэнергии, потому они являются главными агрегатами массивных ТЭС и АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор).
Конденсационная паровая стационарная турбина паровая стационарная турбина без регулируемого отбора пара, с отводом пара из крайней ступени в конденсатор и созданная для выработки механической энергии. Они, как правило, имеют много нерегулируемых отборов пара для регенеративного обогрева питательной воды, а время от времени и для наружных термических потребителей. По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями.
Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок — энергоблоков. В энергоблоке любой котел подает пар лишь для собственной турбины, из которой он ворачивается опосля конденсации лишь в собственный котел. По блочной схеме строят все массивные КЭС и ТЭЦ, которые имеют так именуемый промежный перегрев пара.
1.2 Выбор типа и мощности турбогенераторов
Избираем генераторы типов ТФ110-2УЗ,ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние)-125, на базе начальных данных, характеристики генератора приведены в таблице 1.1.
.
Таблица 1.1-Паспортные данные турбогенераторов
Тип
Pн, МВт
Sн, МВА
Uн, кВ
сo
КПД
Xd», о.е.
Xd’,о.е.
ТВФ — 110 — 2УЗ
110
137.5
10.5
0,8
98,7
0,153
0,223
ТФ — 125 — 2УЗ
125
156
10.5
0.8
98,7
0,278
0,192
1.3Выбор структурной и электронной схем электростанции
электронный термический турбина релейный
1.3.1 Выбор вариантов структурной схемы
Для выдачи потока энергии, вырабатываемой на проектируемой электростанции, нужна электронная сеть. Естественно, что схема выдачи мощности электростанции зависит от напряжения и схемы электронной сети имеющейся энергосистемы, в какой будет работать проектируемая электростанция. Если проектируется мощная электростанция, то она в свою очередь значительно влияет на предстоящее развитие сети энергосистемы.
Схема выдачи мощности описывает распределение генераторов меж РУ различных напряжений, трансформаторную и автотрансформаторную связь меж РУ, метод соединения генераторов с блочными трансформаторами, точки подключения пускорезервных и запасных трансформаторов собственных нужд.
КЭС имеет четыре генераторов мощностью 500 МВт. Для выдачи таковой мощности в сеть применяется блочное включение генераторов.
Исходя из начальных данных: величин напряжения и мощности к рассмотрению принимаем два варианта структурных схем:
1) 1-й вариант: 4 блока общей мощностью 470МВт подключим к ОРУ-110кВ, к ОРУ-220 кВ,связь с системой через 2 автотрансформатора связи.
2) 2-й вариант: схема с блочными автотрансформаторами, присоединенными к ОРУ-110кВ.
1-ый вариант.
Набросок 1.1- Вариант структурной схемы №1
Расчет мощности на собственные нужды электростанции:
(1.1)
Pc/н.% — перегрузка собственных нужд, %, от установленной мощности блока. Принимается 5 % для КЭС на газомазутном горючем[5];
— установленная мощность блочных генераторов, МВт ;
Кспроса — коэффициент спроса. Принимается 0,85для КЭС на газомазутном горючем.
Мощность собственных нужд, питаемых от генератора 110 МВт
Мощность собственных нужд, питаемых от генератора 125 МВт
Суммарная мощность собственных нужд
МВт.
Принята КЭС на газомазутном горючем .
Расчет распределения мощности по обмоткам трансформаторов связи в обычном режиме.
2)Обычный режим, наибольшая перегрузка на распределительном устройстве
(1.2)
3)Аварийный режим — отключение 1-го блока 125 МВт , присоединенного к РУ 110 кВ:
(1.3)
4)Режим малых нагрузок — уменьшение нагрузок на 25%
(1.4)
2-ой вариант.
Набросок 1.2- Вариант структурной схемы №2
Перетоки мощности в обоих вариантах структурных схем схожи.
На электростанции предполагаются два завышенных напряжения и сети обоих напряжений эффективно-заземленные (110 кВ и 220), то вероятны последующие варианты построения структурной схемы. Перетоки мощности в схеме №1с отдельными автотрансформаторами связи (АТС (то есть автоматическая телефонная станция)) меж РУ ВН и РУ СН и схеме №2с внедрением для 2-ух генераторов блочных повышающих автотрансформаторов (АТБ), которые сразу обеспечивают связь меж РУ 2-ух напряжений схожи, но в схеме №2 количество частей (автотрансформаторов связи) меньше чем в схеме №1,потому для предстоящего расчета принамаем схему №2
1.4 Выбор трансформаторов
1.4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов на КЭС
Мощность блочных трансформаторов выбирается из условия выдачи агрегатами всей располагаемой мощности. Мощность турбогенераторов и блочных повышающих трансформаторов согласованы. Так для турбогенератора 125 МВт полная мощность равна 156МВА, мощность блочного трансформатора составляет 200 МВА.
Исходя из этого, избираем трансформаторы типа ТДЦ ТДЦ — 200000110. характеристики трансформатора приведены в таблице1.2.
Таблица 1.2 — характеристики трансформатора ТДЦ 250000/500
Тип трансформатора
, МВА
, кВ
, кВ
, %
, кВт
, кВт
ТДЦ — 200000110
200
121
10,5;
15,75
10,5
550
170
1.4.2 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи КЭС
Выбор автотрансформатора связи производим по перетокам мощности, потому что перетоки были подсчитаны в пункте1.3 результаты расчетов сводим в таблицу 1.3.
Таблица 1.3 — расчет перетоков мощности
Режим наибольших нагрузок
Режим малых нагрузок
Аварийный режим
S = 157.6 МВА
S = 266 МВА
S = 1.35 МВА
Из таблицы видно, что перетоки наибольшие в режиме малых нагрузок. Мощность автотрансформатора избираем по наибольшему перетоку мощности :
(1.5)
МВА.
— коэффициент перегрузки АТ.
— коэффициент выгодности
Избираем трехфазный автотрансформатор АТДЦТН — 200000/220-У1. характеристики данного автотрансформатора приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4- характеристики автотрансформаторов АТДЦТН — 200000/220-У1
200
230
121
10,5
32
11
20
Проверяем на перегрузочные возможности автотрансформатор
(1.6)
Автотрансформатор проходит проверку
Автотрансформаторы работают в автотрансформаторном режиме. В обоих вариантах, что при протекании из ВН-СН, СН-ВН в общей обмотки протекает разность токов, а потому общая и поочередная обмотка загружена типовой мощностью, что допустимо.
1.5 Выбор электронных схем РУ станции
1.5.1 Выбор схемы на 220 кВ.
Для РУ напряжением 220 кВ употребляются схемы многоугольников. По сопоставлению с одиночной и двойной системами шин эти схемы дозволяет сберечь одни выключатель, т.е. ячейку РУ с выключателем и всем иным оборудованием.
При 4 цепях — четырехугольник либо квадрат набросок 1.3
Набросок 1.3 -Избранная схема РУ для шин 220 кВ
1.5.2 Выбор схемы на 110 кВ
На напряжение 110 кВ могут применяться те же схемы, что и на 220 кВ. Но мы не можем применить схему многоугольник, т.к. количество присоединений к данному РУ ограничивается шестью (в нашем случае их 10). Также мы не можем использовать схемы без обходной системы шин, т.к. они используются лишь на напряжение 35 кВ. Хорошим вариантом для нашего количества присоединений будет схема с 2-мя рабочими и обходной системой шин
Данная схема представлена на рисунке 1.4:
Набросок 1.4 — Схема с 2-мя системами шин и 4-мя выключателями на три присоединения
1.5.3 Выбор схемы на 10 кВ
На КЭС РУ 10 кВ создано для питания местных потребителей. Для ошиновки допустимы к выбору последующие варианты: одна рабочая система шинВышеперечисленные варианты могут выполнятся как секционированными, так и нет. Для данной проектируемой станции примем одну секционированную систему шин в силу ее простоты и наглядности,
1.6 Расчет токов недлинного замыкания и термического импульса
1.6.1 Расчет токов недлинного замыкания
Рассматриваются точки недлинного замыкания в ветки всякого генератора, на шинах РУ ВН и РУ СН, также в системе собственных нужд на шинах 6 кВ и 0,4 кВ. В качестве примера разберем точку КЗ на шинах РУ СН 110 кВ.
Набросок 1.5 — Начальная схема
Набросок 1.6- схема замещения в общем вид
1.6.2Короткое замыкание на шинах 110 кВ
Определение характеристик схемы замещения.
Выбор базовых критерий
кВ; МВА.
Базовый ток определим по формуле:
; (1.7)
где — базовая мощность;
— базовое напряжение
кА.
Базовое сопротивление определим по формуле:
, (1.8)
Ом.
Определение коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов для четкого приведения.
Коэффициент трансформации определим по формуле:
, (1.9)
где — напряжение со стороны главный ступени;
— напряжение со стороны приводимого элемента;
.
.
Определение ЭДС схемы замещения
Система GS:
, (1.10)
где — номинальное напряжение системы;
— ЭДС системы;
— базовое сопротивление
Определение ЭДС генераторов
, (1.11)
.
Определение сопротивления автотрансформатора
— сопротивление высшей обмотки напряжения
, (1.12)
.
— сопротивление средней обмотки напряжения
, (1.13)
.
— сопротивление низшей обмотки напряжения
, (1.15)
.
— сопротивление автотрансформатора
, (1.15)
.
.
Сопротивление системы:
, (1.16)
.
Сопротивления трансформаторов:
, (1.17)
Сопротивление перегрузки:
(1.18)
.
Сопротивления генераторов:
, (1.19)
Преобразование схемы замещения:е
Набросок 1.7-итоговая схема замещения
1.6.3 Определение токов в нулевой момент времени от генераторов
Общий ток недлинного замыкания:
++++)
Ударный ток КЗ генератора
=(1.20)
— для генератора, Ку = 1.983
=
=
Ударный ток КЗ системы
=(1.21)
— для системы, Ку = 1.85
=.
Ударный ток КЗ перегрузки
(1.22)
— для перегрузки , Ку = 1
Таблица 1.6 — Результаты расчета токов КЗ в точке К1.
Источник
, кА
, кА
генератор G125
1
2,8
Генератор G110
2,62
7,34
Система GS
4,36
11,4
Сумма:
7,4
21,54
Таблица 1.7 — Результаты расчета токов КЗ в точке К2.
Источник
, кА
, кА
генератор G
11,8
33,042
Генератор G2
6,2
17,3
Система GS
5,87
15,3
Перегрузка 110 кВ, 4х72МВт
3,7
5,2
Сумма:
20.446
66,4
Таблица 1.8 — Результаты расчета токов КЗ в точке К3.
Источник
, кА
, кА
генератор G1
9,13
25,064
Генератор G2
2,34
6,56
Генератор G3
54,4
152,55
Система GS
9,07
23.73
Сумма:
74,9
207.9
Таблица 1.9- Результаты расчета токов КЗ в точке К4
Источник
, кА
, кА
генератор G1
14,2
39,7
Генератор G2
15,8
44,2
Генератор G3
44,3
143,36
Система GS
26
48,1
Сумма:
82,5
312
Таблица 1.10 — Токи недлинного замыкания в схеме электроснабжения собственных нужд
пространство КЗ
Iп.о.дв кА
Iуд.эд
кА
?Iпо.,
кА
?iуд. Макс,кА
Шины6,3кВ бл.
2,33
14,79
14
44,29
Шины 0,4кВ бл.
8,66
23,33
16,93
70,34
1.6.4Расчет термического импульса
Термический импульс, , определяется по формуле
(1.23)
где -начальное действующее
— время отключения КЗ, с:
— для цепей генераторов ТВФ-125-2У3 выбор аппаратов и проводников делается по большему току КЗ либо от генератора, либо от других источников питания, совместно взятых . Потому что PномG> 60 МВт, то tоткл принимается tоткл = 4 с;
— для цепей РУ 110 кВ и РУ 220 кВ выбор аппаратов и проводников делается по суммарным токам КЗ от всех источников питания при КЗ на соответственных сборных шинах, принимается tоткл = 0,2 с.
— неизменная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. Принимается наибольшее
— при маленьком замыкании в т.К1 Та= 02 с;
— в т.К2 Та = 0,2 с;
— в т.К3 Та = 0,4 с;
— в т.К4 Та = 0,4 с;
Термический импульс для цепей РУ 220 кВ
Термический импульс для цепей РУ 110 кВ
Термический импульс для цепей генераторов 125 МВт
Термический импульс для цепей генераторов 110 МВт
Термический импульс для шин 6 кВ
Термический импульс для шин 0.4 кВ
1.7Выбор и проверка электронных аппаратов
1.7.1Выбор и проверка выключателей и разъединителей
1.7.1.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей в цепях СН блочных трансформаторов, автотрансформаторов, линейных, обходных и разъединителей ОРУ 110 кВ За ранее выбирается выключатель типа ВВБК-110-503150 и разъединитель РГП-1102000. Рассчитываются нужные величины для выбора и проверки выключателя и разъединителя.
ток генератора в обычном режиме, А
(1.24)
где Sном — полная мощность тансфоматора, ВА;
Uном — номинальное напряжение трансформатора, В.
ток утяжеленного режима, А
, (1.25)
На тепловую стойкость проверяются коммутационные аппараты по последующим условиям
I 2тер.ном tоткл ? Вк, если tоткл ? tтер.ном , (1.26)
I 2тер.ном tтер.ном ? Вк, если tоткл?tтер.ном , (1.27)
где I 2тер.ном — номинальный ток тепловой стойкости аппарата, кА;
tтер.ном — номинальное время тепловой стойкости аппарата, с.
Для данного выключателя, потому что tоткл >tтер.ном (4> 3), то
. (1.28)
Принимается
Апериодическая составляющая тока КЗ для момента времени , кА
, (1.29)
Нормируемое
(1.30)
где — нормированное содержание апериодической составляющей для выключателя, % , из каталога на данный выключатель .
Выбор и проверка выключателя типа ВВБК-110 — 503150, разъединителя типа РГП — 1102000сводятся в таблицу 1.11.
Выбор и проверка других аппаратов будет проводиться по вышеприведенным формулам.
Таблица 1.11 — Выбор и проверка выключателя типа ВВБК-110 — 503150, разъединителя типа РГП — 1102000
Расчётные данные
характеристики избранных аппаратов
Выключатель
Разъединитель
ВВБК-110-50/3150
РГП — 1102000
—
—
—
—
За ранее избранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем условиям выбора и проверки.
1.7.1.2Выбор и проверка выключателей и разъединителей в цепи генераторов ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние)-125-2У3. За ранее выбирается выключатель типа HECS-25.3-130/18000 и разъединитель РВК-20/18000-УЗ. Их выбор и проверка сводятся в таблицу 1.12.
Таблица 1.12 — Выбор и проверка выключателя типаHECS-25.3-130/18000, разъединителя типаРВК-20/18000-УЗ
Расчётные данные
Каталожные данные
Выключатель
Разъединитель
HECS-25.3-130/18000
РВК-20/18000-УЗ
—
—
За ранее избранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем условиям выбора и проверки
1.7.1.3Выбор и проверка выключателей и разъединителей в цепи генераторов ТВФ-110-2У3. За ранее выбирается выключатель типа МГГ-90-900и разъединитель РВПЗ-20/12500.Их выбор и проверка сводятся в таблицу 1.13.
Таблица 1.13 — Выбор и проверка выключателя МГГ-10-90-9000 и разъединитель РВПЗ-20/12500
Расчётные данные
Каталожные данные
Выключатель
Разъединитель
МГГ-10-90-9000
РВПЗ-20/12500
—
—
За ранее избранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем условиям выбора и проверки.
1.7.1.4 Выбор и проверка выключателей и разъединителей в цепях ВН , автотрансформаторов, линейных, обходных, секционных выключателей и разъединителей ОРУ 220 кВ. За ранее выбирается выключатель типа ВГТЗ — 220 — 402500,разъединительтипаРНДЗ — 2202000.Их выбор и проверка сводятся в таблицу 1.14.
Таблица 1.14 — Выбор и проверка выключателя типа ВГТЗ — 220 — 402500, разъединителя типа РНДЗ — 2202000
Расчётные данные
характеристики избранных аппаратов
Выключатель
Разъединитель
ВГТЗ — 220 — 402500
РНДЗ — 2202000
—
—
—
—
За ранее избранный выключатель и разъединитель удовлетворяют всем условиям выбора и проверки
1.7.1.5РУ напряжением 10 кВ создано для организации питания местных потребителей. Такое РУ исполняется комплектным и комплектуется нужным электрооборудованием.
Избираем ячейку КРУ PIX — H-10. Данная ячейка укомплектована: вакуумным выключателемсерии HVX — 10, разъединителемUTX — 10, трансформаторами тока и напряженияMTX — 10
1.7.2 Выбор изоляторов
1.7.2.1 Выбор и проверка проходных изоляторов на генераторе напряжении 10.5 кВ. Выбирается изолятор типа ИП-10/10000-42.5УХЛ2.
Наибольший ток, А, определяется по формуле
(1.31)
Расчетная сила, кН, работающая на изолятор, определяется по формуле
, (1.32)
где: iуд — ударный ток трехфазного КЗ, А;
а — расстояние меж фазами, принимаем а=1.5 м;
l — расстояние меж изоляторами, м;
kh — поправочный коэффициент на высоту шины
Выбор и проверка изолятора типа ИП-20/10000-20УХЛ сводится в таблицу 1.15.
Таблица 1.15- Выбор и проверка изолятора типа ИП-20/10000-20УХЛ
Расчетные данные
Каталожные данные токопровода
ИП-20/10000-3000УХЛ
Условия выбора
Uуст=10кВ
Uном=10кВ
UустUном
Imax=8440.1А
Iном=10000 А
ImaxIном
Fрасч=1954.44 Н
Fдоп=2000 Н
FрасчFдоп
1.7.2.2 Выбор и проверка навесных изоляторов для шин РУ 220 и 110 кВ. Выбирается изоляторы типа ЛК-70/110-УХЛ, с Uном = 110 кВ иЛК-70/220-УХЛс Uном = 220 кВ.Навесные изоляторы выбираются пономинальному напряжению: Uуст ? Uном. На механическую крепкость навесные изоляторы не проверяются, потому что расстояния меж фазами принимаются большенными и при выбирании полимерных изоляторов механические перегрузки уже учтены.
1.8Система измерения на электростанции. Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока (ИТТ) и напряжения (ИТН)
1.8.1 Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформаторы тока предусмотрены для уменьшения первичного тока до значений комфортных для измерения, а так же для отделения цепей измерения и автоматики от первичных цепей высочайшего напряжения.
Выбор трансформаторов тока делается по последующим условиям:
? По номинальному напряжению ;
? По номинальному току ;
? По конструкции и классу точности.
Проверка осуществляется:
? По электродинамической стойкости ;
? По тепловой стойкости ;
? По вторичной перегрузке ;
Для проверки трансформаторов по вторичной перегрузке нужно составить список подключаемых устройств зависимо от цепи. Перечеь устройств представлен в таблице 1.15.
Таблица 1.16 — — Список устройств
Цепь
Приборы
Тип
Перегрузка по фазам, ВА
А
В
С
Генераторы
Статор
Амперметр
Э — 378
0,1
0,1
0,1
Ваттметр
Д — 305
0,5
—
0,5
Варметр
Д — 305
0,5
—
0,5
Счетчик активной энергии
ЦЭ6805В
1
1
—
Датчик активной мощности
E — 748
1
—
1
Датчик реактивной мощности
E — 849 — М1
0,2
—
0,2
Регистрирующий ваттметр
Н — 394
10
—
10
Регистрирующий амперметр
Н — 348
—
10
—
Итого:
13,3
11,1
11,4
Генераторы
Ротор
Амперметр
Э — 378
0,1
0,1
0,1
Регистрирующий амперметр
Н — 348
—
10
—
Итого:
0,1
10,1
0,1
автотрансформаторы
Амперметр
Э — 378
0,1
0,1
0,1
Ваттметр
Д — 305
0,5
—
0,5
Варметр
Д — 305
0,5
—
0,5
Итого:
1,1
0,1
1,1
Блочные трансформат
ВН: Амперметр
Э — 378
0,1
0,1
0,1
Полосы 10 кВ
Амперметр
Э — 378
0,1
0,1
0,1
Счетчик активной энергии
ЦЭ6805В
1
1
—
Счетчик реактивной энергии
ЦЭ6811
0,3
—
0,3
Итого:
1,4
1,1
0,4
1.8.2Выбор измерительных трансформаторов тока в цепи генераторов
Комплектный пофазно — экранированный провод ТЭКНЕ — 20 — 10000 — 300 комплектуется трансформатором тока ТШ-20-10000/5. Характеристики избранного трансформатора тока приведены в таблице 1.16
Таблица 1.17- Характеристики трансформатора тока ТШ-20-10000/5
Тип трансформатора
Класс точности
ТШ-20-10000/5
20
10000
5
0,5
1,2
300
Для проверки избранного трансформатора тока по вторичной перегрузке нужно составить список устройств, подключаемых к данному трансформатору. Список устройств представлен в таблице.
Проверка на электродинамическую стойкость
Проверка на тепловую стойкость
(1.33)
Проверка трансформатора тока по вторичной перегрузке:
Определение расчетной вторичной перегрузки
, (1.34)
Определение сопротивления устройств
(1.35)
где — суммарная мощность всех устройств .
Для соединения устройств с трансформатором тока принимаю кабель АКВРГ с жилами 4 мм2
, (1.36)
Где — удельное сопротивление дюралевого провода;
l= 40 — расчетная длина соединительных проводов, м.
Потому что индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, тогда
1.8.3 Выбор измерительных трансформаторов тока на шинах 110 кВ
Выбирается трансформатор ТГФ — 110 — 15005
Таблица 1.18 — характеристики трансформатора тока ТГФ — 110 — 15005
Расчётные данные
Каталожные данные
Z2=r2=0.915
Z2ном=2.4
Трансформатор токаТГФ — 110 — 15005прошёлпо всем аспектам
Выбор всех трансфоматоров тока приведен в таблице 1.19
Таблица 1.19-трансформаторы тока
Цепь
Тип
Класс точности
Гене-раторы
ТШ-20-10000/5
20
1000
5
0,5
1,2
300
Автотрасформатры
ТРГ — 2201000
20
1200
5
0,5
1,2
160
Полосы 10 кВ
Интегрированный в КРУ
10
5000
5
0,5
1,2
300
Полосы 110 кВ
ТРГ — 1101500
110
1500
5
0,5
2,4
160
Полосы 220 кВ
ТРГ — 2201000
220
1200
5
0,5
1,2
160
Шиносоединительный выключатель
ТРГ — 1101500
110
1500
5
0,5
2,4
160
Секционный выключатель
ТРГ — 1101500
110
1500
5
0,5
2,4
160
Обходной выключатель
ТРГ — 1101500
110
1500
5
0,5
2,4
160
Сборные шины 110 кВ
ТРГ — 1101500
110
1500
5
0,5
2,4
160
Сборные шины 220 кВ
ТРГ — 2201000
220
1200
5
0,5
1,2
160
Блочные трансфор-маторы
ТРГ — 1101500
110
1500
5
0,5
2,4
160
1.8.4 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
В комплектном экранированном токопроводе ТЭНЕ-20ТЕКН-П-24установлены трансформаторы напряжения ЗНОМ- 20, соединенных в звезду. Проверка трансформатора напряжения
Таблица 1.20 выбор ТН
Расчётные данные
Каталожные данные
Расчет вторичной перегрузки трансформатора напряжения.
Таблица 1.21
Устройство
Тип
S одной обмотки В*А
Число обмоток
соsц
siп ц
Число устройств
Общая потребляемая мощность
Р, Вт
Q,В*А
Вольтметр
Э-335
2
1
1
0
1
2
—
Ваттметр
Д-335
1,5
2
1
0
2
6
—
Варметр
Д-335
1,5
2
1
0
2
6
—
Датчик активной мощности
E-829
10
—
1
0
1
10
—
Датчик реактивной мощности
Е-8ЗQ
10
—
1
0
1
10
—
Счетчик активной энергий
И-680
2 Вт
2
0,38
0,925
1
4
9.7
Ваттметр регистрирующий
H-348
10
2
1
0
1
20
—
Вольтметр регистрирующий
H-344
10
1
1
0
1
10
—
Частотомер
Э-372
3
1
1
0
1
3
—
Итого
71
9,7
Вторичная перегрузка
(1.37)
Для соединения трансформатора напряжения с устройствами принимаем контрольный кабель КВВГ сечением жил 2.5 мм2 по условию механической прочности.
Трансформаторы напряжения ЗНОМ 20 прошли по всем аспектам.
Аналогичным образом были выбаны ТН на РУ 110 кВ — НКВА-110-83 У1,на РУ 220 кВ — НАМИ-220-58 У1, на РУ 10 кВ — ЗНОЛ.10-10У
1.9 Выбор и проверка токоведущих частей
1.9.1 Выбор и проверка комплектного пофазноэкранированного токопровода в цепи генераторов ТВФ-110-2У3 и ТФ-125 .За ранее выбирается токопровод типа ТЭНЕ-20-8000-560. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.21
Таблица 1.22- Выбор и проверка токопровода типа ТЭНЕ-20-8000-560
Расчетные величины
Сопоставление
Номинальные характеристики токопровода
<
<
Iном=8000 А
Iутяж=7958А
<
Iном=8000 А
iуд=312 кА
<
iдин=560 кА
<
Данный токопровод комплектуется последующим оборудованием:
? трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-10;
? интегрированный трансформатор тока типа ТШ-20-10000/5;
? тип опорного изолятора ОСК 8-10-А01-1 УХЛ1.
Отпайка к трансформатору собственных нужд производится этим же комплектным пофазно-экранированным токопроводом.
За ранее избранный токопровод удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
1.9.2 Выбор и проверка токопроводов 110 кВ
В РУ 35 кВ и выше вся ошиновка производится проводами АС.
Принимаем сечение по допустимому току при наибольшей перегрузке на шинах, равной току более массивного присоединения блока генератор-трансформатор. Блочный трансформатор не быть может нагружен мощностью большей чем мощность генератора потому Iнорм= Imax
ток обычного режима в шинах
(1.38)
Принимаем сталеалюминиевый провод марки АС-600/72,Iдоп=1050 А,
Проверка провода по допустимому току
=
Проверка на тепловое действие не делается, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Проверка проводов на схлестывание не делается т.кIпо>20кА
Проверка по условию короны не делается т.к согласно ПУЭ малое сечение для воздушных линий 110 кВ малое сечение 70 мм2
1.9.3Выбор и проверка токопроводов 220 кВ
1.9.3.1В РУ 35 кВ и выше вся ошиновка производится проводами АС.
Сечение сборных шин выбираются по допустимому току при наибольшей перегрузке на шинах
ток утяжеленного режима в шинах
(1.39)
Принимаем 2 сталеаллюминиевых провода марки:
АС-240/32,Iдоп=605А,D=21.6 r0=17
Проверка провода по допустимому току
>
Проверка по условию короны.Исходная критичная напржённость, при наивысшем значении которой возникает коронный разряд:
(1.40)
Напряжённость электронного поля вокруг расщеплённых проводов:
(1.41)
линейное напряжение [кВ]
среднегеометрическое расстояние меж проводами фаз, см
Условие проверки по короне:
<
1.9.3.2 Токоведущие части от выводов автотрансформатора 220кВ до сборных шин производится гибкими токопроводами.
Их сечение выбирается по экономической плотности тока.
Номинальный ток токопровода
Сечение токопровода
(1.42)
Принимаем 2сталеаллюминиевых провода маркиАС-240/32,Iдоп=1210 А.
Проверка по допустимому току
>
1.9.4 Сечения линий связи с энергосистемой
1.9.4.1.В практике проектирования принято, чтоб при работе всех отходящих от станции линий, также при выключении хоть какой из их обязана обеспечиваться выдача всей располагаемой электростанцией мощности при обычном уровне стойкости системы и соответствующем качестве электроэнергии у потребителей. Для определения количества и сечения линий связи нужно найти активную мощность, передаваемую по ним в систему с учетом дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:
=239 МВТ (1.42)
=266 МВА (1.43)
==2.3, (1.44)
где Рл- пропускная способность полосы, при Lo=70км.
— наибольшая мощность, отдаваемая в систему.
Потому что требования к проектированию КЭС, не разрешают проектировать связь с системой одноцепными линиями, принимаем.
ток обычного режима в полосы
(1.45)
Малое сечение, исключающее коронирование для РУ 220 кВ 2 сталеалюминиевых провода маркиАС-240/39. Исходя из этого принимаем 2 сталеалюминиевых провода марки АС-330/27,Iдоп=730 А.
Проверка провода по допустимому току
>
1.9.5 Выбор и проверка ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 110кВ
Для питания местной перегрузки от шин 110 кВ избираем сталеалюминиевые провода. Принимаем сечение по допустимому току, равной току более массивного присоединения на перегрузке.
(1.46)
Принимаем сталеалюминевый провод марки АС-125/191,Iдоп=450 А,
Проверка провода по допустимому току
>
Проверка на тепловое действие не делается, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе.
Проверка проводов на эсхлестывание не делается т.кIпо>20кА
Проверка по условию короны не делается т.к согласно ПУЭ малое сечение для воздушных линий 110 кВ малое сечение 70 мм2
1.9.6 Ошиновки на КРУ 10 кВ
Сборные шины и ошиновка производятся твердыми нагими дюралевыми шинами прямоугольного либо коробчатого сечения, укрепленными на опорных изоляторах.
Выбор сборных шин по допустимому току делается методом определения наибольшего тока Imax проходящего через шины при более неблагоприятных эксплуатационных режимах, и сопоставления его с допустимым током Iдоп. Чтоб температура проводника не превосходила допустимого значения, больший рабочий ток присоединения не должен превосходить допустимого значения, т.е.
где Iдоп — допустимый ток избранного сечения шин с учетом расположения шин на изоляторах и реальной температуры окружающей среды, А;
Imax — наибольший ток, проходящий через шины, А.
(1.47)
(1.48)
Избираем дюралевые шины коробчатого сечения 150х65х7.
Проверка избранных шин
.
1.9.7 Выбор кабелей на нагрузку на КРУ 10 кВ
Кабели выбирают:
? ?по напряжению установки
? ?по конструкции
? ?по экономической плотности тока
? по допустимому току
Избираем ток по перегрузке на одно присоединение на КРУ
Pнаг=12 МВт
(1.49)
экономическое сечение кабеля
(1.50)
Избираем 2 кабеля на одну фазу.марки АПвВ, 10 кВ, одножильный.
Определяем экономическое сечение, мм2:
По условиям монтажа принимаем два кабеля по 400 мм 2, Iдоп,ном=830А. Поправочный коэффициент на температуру воздуха по табл. [1] = 0,93, тогда продолжительно допустимый ток на два кабеля:что меньше
1.10 Проектирование системы электроснабжения собственных нужд КЭС
Принимается 5 секций распределительного устройства собственных нужд (РУСН) 10 кВ с блочной электронной связью на генераторном напряжении, т.к. 5 котлов.
1.10.1 Выбор трансформаторов собственных нужд
Мощность собственных нужд, МВА, определяется по формуле
(1.51)
где Pc.н — перегрузка собственных нужд, %, от установленной мощности;
Руст — установленная мощность генераторов, имеющих поперечную связь, кВт ;
Кспроса — коэффициент спроса
Наиблежайшая обычная мощность Sном.т = 6300 кВА.Избираем трансформатор ТМНС — 6300/10
Его характеристики приведены в таблице 1.23.
Таблица 1.23 — Характеристики трансформатора типа ТМНС — 6300/10
Тип
Sном, кВА
UВН, кВ
UНН, кВ
РХ, кВт
ДРкз,,кВт
Uk, %
Iх, %
ТМНС — 6300/10
6300
10
6,3
12
60
8
0,75
Мощность собств. нужд 0,4 кВ принимается равной 10% от Sс.н[7]
Мощность потребителей, питающихся от шин 0,4 кВ с.н. :
(1.52)
Принимается ТСН 10/0,4 типа ТСЗ-630/6. Его характеристики приведены в таблице 1.24.
Таблица 1.24 — Характеристики трансформатора типа ТСЗ-630/6
Тип
Sном, кВА
UВН, кВ
UНН, кВ
РХ, кВт
ДРхх,кВт
Uk, %
Iх, %
ТСЗ-630/6
630
6
0,4
6.7
33.5
7.5
1
Потому что блоки имеют генераторные выключатели и число блоков >4, то принимается к установке один запасный трансформатор той же мощности, что и рабочие. Он подключается к РУ 110 кВ. Выбирается запасный ТСН типа ТДН — 6300/110. Его характеристики приведены в таблице 1.25.
Таблица 1.25 — Характеристики трансформатора типа ТДН — ТДН — 6300/110
Тип
Sном, кВА
UВН, кВ
UНН, кВ
ДРХ, кВт
ДРК,кВт
Uk, %
Iх, %
ТДН — 6300/110
6300
115
6,6
14
58
10.5
0.9
1.10.4 Выбор и проверка токопроводов с.н.
1.10.4.1 Выбор и проверка сборных шин 0,4 кВ. За ранее выбираются дюралевые однополосные шины с сечением 800мм2cIдоп= . Выбирается размещение шины на изоляторе плашмя.
Проверяется выполнение условия (1.25)
1445 А < 1480 А, условие (1.25) производится.
Малое сечение по тепловой стойкости
Выбранное сечение
Проверяется выполнение условия (1.25)
800 мм2>352,6 мм2 — условие производится
Проверка шин на электродинамическую стойкость
момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению деяния усилия
(1.53)
Определим напряжение в материале шин, возникающее при действии изгибающего момента. Расстояние меж опорными изоляторами «l» принимается 1.5 м.
Напряжение в материале шин, возникающее при действии изгибающего момента:
(1.54)
где iУ — ударный ток при трехфазном маленьком замыкании;
l — длина просвета меж опорными изоляторами шинной конструкции, м (рекомендуется l = 1-1,5 м);
а — расстояние меж фазами (рекомендуется а = 0,6-0,8 м);
W — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см3.
Проверяется выполнение условие
(1.55)
где — напряжение в материале шин, МПа, возникающее при действии изгибающего момента;
— допустимое механическое напряжение в материале шины, МПа; для дюралевых шин =40 МПа.
0.206МПа < 40 МПа , условие производится.
1.10.4.2 Выбор и проверка сборных шин 6 кВ. За ранее выбираются дюралевые однополосные шины с сечением 480мм2cIдоп= . Выбирается размещение шины на изоляторе плашмя.
Проверяется выполнение условия (1.25)
916,59 А <1150 А, условие (1.25) производится.
Малое сечение по тепловой стойкости
Выбранное сечение
Проверяется выполнение условия (1.25)
480 мм2>189,5 мм2 — условие производится
Проверка шин на эектродинамическую стойкость
момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению деяния усилия
(1.56)
Определим напряжение в материале шин, возникающее при действии изгибающего момента. Расстояние меж опорными изоляторами «l» принимается 1.5 м.
Напряжение в материале шин, возникающее при действии изгибающего момента:
(1.57)
где iУ — ударный ток при трехфазном маленьком замыкании;
l — длина просвета меж опорными изоляторами шинной конструкции, м (рекомендуется l = 1-1,5 м);
а — расстояние меж фазами (рекомендуется а = 0,6-0,8 м);
W — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см3.
Проверяется выполнение условие
(1.58)
0.23МПа < 40 МПа , условие производится.
1.10.5 Выбор и проверка кабелей в цепях с.н.
Выбор кабелей в цепях с.н. (6 кВ)
Сечение кабеля избираем по экономической плотности тока:
(1.59)
Где — финансовая плотность тока, для Тм наиболее 5000 ч ), .
n — число отходящих линий.
Приобретенное расчетное сечение кабеля округляется до наиблежайшего большего обычного. Выбирается одножильный кабель с дюралевой жилой, сечением 120 мм2.
1.10.5.1 Выбор кабелей в цепях с.н. (0,4 кВ)
Сечение кабеля:
Приобретенное расчетное сечение кабеля округляется до обычного. Выбирается одножильный кабель с дюралевой жилой сечением 180 мм2
характеристики избранных кабелей сведены в таблицу 1.26.
Таблица 1.26- характеристики кабелей
Марка кабеля
Номинальное напряжение
Сечение токопроводящей жилы,
Допустимый долгий ток,А
ААБв-6-1Ч120
6
120
295
ААБв-0,4-1Ч180
0,4
180
340
5.10.5.2 Проверка кабелей на тепловую стойкость
5.10.5.3 Проверка кабелей 6 кВ
Малое сечение по тепловой стойкости :
(1.60)
где
Проверка условия:
, (1.61)
Условие производится.
1.10.5.4 Проверка кабелей 0,4 кВ
Малое сечение по тепловой стойкости:
.
Условие производится.
1.10.5.5 Проверка кабелей по продолжительно допустимому току
1.10.5.6 Проверка кабелей 6 кВ
Продолжительно допустимый ток , А
(1.62)
, (1.63)
где — аварийный ток перегрузки, А
К1 -коэффициент зависит от температуры, при Т0=150С, принимаем его равным 1;
K2 — коэффициент, зависящий от количества прокладываемых кабелей, принимаем его равным 0,75;[5]
К3-поправочный коэффициент напряжение кабеля, принимаем его равным 1,05.[5]
(1.64)
232,31 А ? 145,4 А — условие производится, означает кабель проходит по продолжительно допустимому току.
5.4.2 Проверка кабелей 0,4 кВ
Продолжительно допустимый ток:
.
267,75 А ? 229,01 А — условие производится, означает кабель проходит по продолжительно допустимому току.
1.10.6 Выбор и проверка автоматического выключателя в цепи НН 0.4 кВ. За ранее выбирается автоматический выключатель типаBB/AST 10/1600. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.27
Таблица 1.27 — Выбор и проверка автоматического выключателя типа BB/AST 10/1600в цепи НН ТСН
Расчетные данные
Данные автоматического выключателя BB/AST 10/1600
Проверка
Uуст = 0,4кВ
Uном = 10кВ
0,4<10
<1600
27,13<37,5
27,13<37,5
70,34<120
1029,58<4218,75
За ранее избранный автоматический выключатель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
1.10.6.1 Выбор и проверка автоматического выключателя в цепи НН 6 кВ. За ранее выбирается автоматический выключатель типа ВВЭ-10-20/1000У3. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.28.
Таблица 1.28 — Выбор и проверка автоматического выключателя типа ВВЭ-10-20/1000У3 в цепи 6 кВ
Расчетные данные
Данные выключателя
ВВЭ-10-20/1000У3
Проверка
Uуст = 6кВ
Uном = 10кВ
6<10
Ic=916,59 А
Iном = 1000А
916,59<1000
Iп? = 14 кА
Iотк.ном.= 20 кА
14,6<20
Iпо =14 кА
Iдин =20 кА
14,6<20
iу = 44,29 кА
iдин = 52 кА
46,02<52
Вк=297,31 кА2с
Iтерм.2·tтерм.=202·3=1200 кА2·с
328,19<1200
За ранее избранный автоматический выключатель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
1.10.6.2 Выбор и проверка разъединителя в цепи НН 6 кВ. За ранее выбирается разъединитель типа РВФЗ — 6/1000. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.29.
Таблица 1.29 — Выбор и проверка разъединителя типа РВФЗ — 6/1000
Расчетные условия
Данные разъединителя
РВФЗ — 6/1000
Проверка
6 = 6
< 1000
14,6< 100
14,6< 40
46,02< 100
328,19< 6400
1.10.7 Выбор и проверка опорных и проходных изоляторов для сборных шин 6 кВ. За ранее выбирается опорный изолятор типа И16-80 УХЛ3. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.30
Таблица 1.30- Выбор и проверка опорного изолятора типа И16-80 УХЛ3 для шин 6 кВ
Расчетные величины
Срав-ие
Ном. характеристики
изолятора
<
<
За ранее избранный опорный изолятор удовлетворяет условиям выбора и проверки.
1.10.7.1 Выбор и проверка опорных и проходных изоляторов для сборных шин 0,4 кВ. За ранее выбирается опорный изолятор типа ИО-6-3,75 У3. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.30.
Таблица 1.31- Выбор и проверка опорного изолятора типа ИО-6-3,75 У3 для шин 0.4 кВ
Расчетные величины
Срав-ие
Ном. характеристики
изолятора
<
<
За ранее избранный опорный изолятор удовлетворяет условиям выбора и проверки.
1.10.7.2 Выбор и проверка проходных изоляторов для сборных шин 6 кВ. За ранее выбирается проходной изолятор типа ИП-10/1000-750 УХЛ1. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.31.
Таблица 1.32- Выбор и проверка походного изолятора ИП-10/1000-750 УХЛ1 для шин 6 кВ
Расчетные величины
Срав-ие
Ном. характеристики
изолятора
<
<
За ранее избранный опорный изолятор удовлетворяет условиям выбора и проверки.
1.10.7.3 Выбор и проверка проходных изоляторов для сборных шин 0,4 кВ. За ранее выбирается проходной изолятор типа ИП-10/5000-4250 УХЛ1,. Его выбор и проверка сводятся в таблицу 1.33.
Таблица 1.33- Выбор и проверка походного изолятора ИП-10/5000-4250 УХЛ1, для шин 0,4 кВ
Расчетные величины
Срав-ие
Ном. характеристики
изолятора
<
<
За ранее избранный опорный изолятор удовлетворяет условиям выбора и проверки..
1.10.8 Выбор и проверка ИТТ для цепи ТСН на стороне 6 кВ. Список устройств и их потребляемая мощность приведена в таблице 1.34.
Таблица 1.34 — Вторичная перегрузка трансформатора тока
Приборы
Тип
Перегрузка по фазам, ВА
А
В
С
Амперметр
ИТС-Ф1
6
6
6
Ваттметр
ЦЛ2134
2
2
2
Варметр
Д335
0,5
—
0,5
Счетчик активной энергии
Е-829
—
1
—
Счётчик реактивной энергии
Е-830
—
1
—
Итого:
8,5
10
8,5
За ранее выбирается ИТТ типа ТФЗМ 35Б-II. Его выбор и проверка сводится в таблицу 1.35.
Таблица 1.35- Выбор и проверка ИТТ типа ТФЗМ 35Б-II для цепи ТС
Расчетные данные
Каталожные данные
Проверка
Uуст=6кВ
Uном=35кВ
6<35
Imax=481,23 А
Iном=1000 А
481,23<1000
iу=44,29 кА
iдин=125 кА
44,29<125
Класс точности 0,5
Класс точности 0,5
0,5=0,5
2=10 ВА
2н=2н2r=5230=750 ВА
10<750
Вк=297,31кА2с
I2тер·tтер =492·3=7203 кА2с
297,31 <7203
ИТТ типа ТФЗМ 35Б-II удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
1.10.8.1 Выбор и проверка ИТН шин 6 кВ собственных нужд. За ранее выбираются три ИТН типа ЗНОЛ.06-6. Вторичная перегрузка ИТН сводится в таблицу 1.36.
Таблица 1.36 — Определение вторичной перегрузки ИТН шин 6 кВ с.н.
Устройство
Тип
Перегрузка, ВА
А
В
С
Ваттметр
ЦЛ2134
2
2
2
Варметр
Д335
0,5
—
0,5
Счетчик активной мощности
Е-829
—
1
—
Счетчик реактивной мощности
Е-830
—
1
—
Вольтметр
Э-335
2
2
2
Частотомер
Ф-5137
1
1
1
Итого:
5,5
7
5,5
За ранее выбирается три ИТН типа ЗНОЛ.06-6. Выбор ИТН типа ЗНОЛ.06-6 сводится в таблицу 1.36.
Таблица 1.37 — Выбор и проверка ИТН типа ЗНОЛ.06-6 с учетом класса точности 0,5
Расчетные данные
Каталожные данные ТН
Проверка
Uуст=6кВ
Uном=6кВ
6=6
Класс точности 0,5
Класс точности 0,5
0,5=0,5
2нагр=7 ВА
2ном=50 ВА
7<50
За ранее избранный ИТН удовлетворяет всем условиям выбора.
1.10.9 Выбор предохранителей
Для защиты трансформатора напряжения по номинальному напряжению избираем предохранитель марки ППН-6/50-630.
Расчетные и данные предохранителя представлены в таблице 1.38.
Таблица 1.38- Выбор предохранителя марки ППН-6/50-630.
Расчетные данные
Данные предохранителя
Uуст = 6 кВ
Uном = 6кВ
Imax =916,5 А
Iномплвс=2000 А
Iпо=14 кА
Iотк.ном.=50 кА
2. Проектирование релейной защиты станции
Разработка релейная защита запасного трансформатора СН ТДН-10000/110/10, асинхронного электродвигателя А4-450Х-4МУЗ, РУ СН 6кВ, генератора ТВФ-110
В измерительных цепях использованы трансформаторы тока ТШ-20 10000/5,ТОЛ-10 200/5,ТВТ-110 300/5, ТШЛ-10 3000/5, трансформаторы напряжения НТМИ-6, микропроцессорный терминал «Сириус-ГС», полупроводниковые статические реле тока РС80М-1, РТЗ-51, дифференциальные реле РСТ-15, реле напряжения РН -01Е, реле РС80- АВР, газовое реле BF-50/Q.
В защите ТСН использованы автоматы ВА57-43, предохранители ПКТ 10.
Построена карта селективности и испытана чувствительность защит.
В оперативных цепях использованы промежные реле РП23, реле времени ВЛ-6U, указательное реле РЭУ-11-20, звуковая и световая сигнальная арматура.
2.1 Расчет защиты генератора на микропроцессорном терминале «Сириус — ГС»
2.1.1 Продольная дифференциальная защита генератора производится на микропроцессорном терминале «Сириус-ГС» [5] производства ЗАО «Радиус Автоматика» (г. Зеленоград)..
Продольная дифференциальная защита (ДЗ) является главный защитой генератора и относится к защитам с абсолютной селективностью. В зону деяния данной для нас защиты заходит вся статорная обмотка и выводы защищаемого синхронного генератора. Продольная ДЗ работает без выдержки времени. Это уменьшает разрушения в генераторе при междуфазных к.з., обеспечивает устойчивость параллельно работающих синхронных машин и минимизирует продолжительность переходного процесса в сети. «Сириус-ГС» обеспечивает реализацию всех токовых защит генератора, в том числе выполнение продольной ДЗ.
2.1.2 Расчет характеристик свойства продольной ДЗ
Исполняем построение первого и третьего участков свойства продольной ДЗ. На первом участке черта продольной ДЗ в области токов торможения защиты меньше IG.ном., коэффициент торможения принимают равным КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта) = 0, и продольная ДЗ работает без торможения. В этом случае ток срабатывания продольной ДЗ определяется из выражения при КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта) = 0
(2.1)
Таковая уставка обеспечивает высшую чувствительность защиты при:
— вводе генератора в работу;
— внутренних междуфазных к.з. в генераторе, работающем на нагрузку.
Ipaб.min определяется из выражения :(2.2)
(2.2)
где — коэффициент однотипности трансформаторов тока ДЗ;
— коэффициент, учитывающий доп погрешность трансформаторов тока в переходном процессе;
— полная погрешность трансформаторов тока;
— приведенная погрешность измерения токов терминалом «Сириус — ГС»;
— технологический припас.
На втором участке свойства продольной ДЗ наибольшая погрешность трансформаторов тока е = 10%. Определим значение коэффициента торможения КТ2 для второго (наклонного) участка свойства: (2.3)
(2.3)
Принимается
На 3-ем (наклонном) участке свойства погрешность трансформаторов тока продольной ДЗ не превосходит 30% с учетом воздействия тока апериодической составляющей при наружном междуфазном к.з. Определим коэффициент торможения третьего участка свойства защиты :
(2.4)
Принимаем КТ2 = 0.45
ток начала торможения для третьего (наклонного) участка свойства:
чувствительность продольной ДЗ проверяется при двухфазном КЗ на верхних выводах защищаемого генератора (в режиме одиночно работающего генератора на холостом ходу) и в режиме самосинхронизации по выражению (2.5)
(2.5)
Таблица 2.1 — карта уставок защит
Тип защиты
Наименование уставки
защита асинхронного мотора
Защита от междуфазных КЗ
658 А
защита от перегрузки
112 А
Защита от замыканий на землю
0.5 А
Защита от снижений напряжения
3471 В
9 с
Защита генератора
Продольная дифференциальная защита
857 А
Защита запасного ТСН
Дифференциальная защита
214А
АВР
АВР на секционном выключателе
25 В
2 с
70 В
0,5 с
3. Технико-экономическое обоснование проекта
Установленная мощность проектируемой станции составляет 470 МВт и состоит из 4 блоков: 2х110 МВт 2х125 МВт;
Район расположения: г. Ижевск;
Тариф на оптовую покупку электронной энергии: ;
Районный коэффициент на зарплату: 1,15;
Стоимость горючего по району (газ): 3432руб/т.
3.1 Определение серьезных вложений
3.1.1 Начальные финансовложения
В технико-экономических расчетах серьезные вложения в стройку объектов рассчитываются по укрупнённым показателям цены (УПС).
Таблица 3.1 — Инвестиция в блоки, установленные на КЭС
Наименование блока
Инвестиция в блок
В 1-ый млн.руб.
В следующий млн.руб.
К-110-130, 670 т/ч
60
31,5
Серьезные вложения в КЭС по укрупнённым показателям цены составляют
(3.1)
где -капиталовложения в 1-ый блок;
— финансовложения во 2-ой блок;
n — количество блоков;
— коэффициент, учитывающий район сооружения, для Саратовской области равен 1;
— коэффициент, учитывающий вид горючего, для ТЭЦ, работающей на газе и мазуте, равен 1;
— коэффициент учитывающие инфляцию средством коэффициента переоценки цены главных средств в рассматриваемом либо предсказуемом году;
3.1.2 Определение амортизационных отчислений
Амортизационные отчисления определяются по формуле (3.2)
(3.2)
где — норма амортизационных отчислений;
3.2 Определение численности персонала КЭС и зарплаты
3.2.1 Определение численности персонала КЭС
Определяется общая списочная численность рабочих станции, человек
(3.3)
где — численность эксплуатационных рабочих станции, определяется по формуле (3.4);
]]>