(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ технический УНИВЕРСИТЕТ
Энергетический факультет
Кафедра “Электронные станции”
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
“Проектирование электронной части ТЭЦ мощностью 300 МВт”
Специальность Т 01.01 “Электроэнергетика”
Специализация Т 01.01.01“ Электронная часть электростанций и подстанций”
Студент-дипломник
группы 106111 А.В. Поливанчук
Управляющий В.Н. Мазуркевич
Консультанты:
по разделу “Финансовая часть” А.И. Лимонов
по разделу “Теплотехническая часть” И.И. Ковшик
по разделу “Охрана труда” Л.П. Филянович
Ответственный за нормоконтроль П.И. Климкович
Минск 2006
ВВЕДЕНИЕ
электронная станция трансформатор релейная защита
В истинное время в связи с увеличением единичной мощности энергетических блоков и электронных станций, повышением неравномерности графиков электронных нагрузок и усложнением режимов эксплуатации оборудования ТЭС, удорожанием органического горючего растет актуальность задач обеспечения экономной, надежной и маневренной работы электронных станций.
Сразу предусматривается предстоящее развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения потребителей за счет ликвидации маленьких низкоэкономичных котельных, использующих дефицитные виды горючего, что обеспечивает как экономию горючего, так и существенное высвобождение рабочей силы.
Огромное внимание нужно уделять реконструкции электронных станций, демонтажу и модернизации морально устаревшего оборудования и увеличению на данной базе его технико-экономической эффективности.
Успешное функционирование народного хозяйства Республики Беларусь в значимой степени обуславливается устойчивой работой отраслей топливно-энергетического комплекса. Но неувязка обеспечения потребителей необходимыми размерами горючего и энергии в крайние годы имеет тенденцию к обострению.
Республика Беларусь на 80% зависит от поставок ТЭР из Рф. В истинное время республика покупает энергоносители в Рф по ценам ниже глобальных. В предстоящем ожидается переход на мировые цены и зависимость республики от ввоза энергоресурсов непременно усилится. В связи с сиим неувязка сокращения импорта ТЭР приобретает государственное
Термо электронные станции являются на нынешний денек главным источником электронной энергии. Даже современные КЭС на нынешний денек имеют низкий КПД — это обосновано технологией производства. Выработка электронной энергии на термическом потреблении дозволяет значительно повысить КПД и тем понизить расход настолько драгоценного на нынешний денек горючего. В связи с сиим проектирование и стройку новейших ТЭЦ является главным направлением сбережения топливных ресурсов. Разумеется, что схожее направление топливосбережения может быть только при размеренной экономике и интенсивно развивающемся производстве, требующем огромные объёмы термический энергии.
Целью реального дипломного проекта является проектирование электронной части ТЭЦ-300 МВт.
Основное внимание в данном дипломном проекте уделяется разработке электронной части ТЭЦ и релейной защиты силового трансформатора. Так же рассматриваются вопросцы выбора и расчета термического оборудования, охраны труда и расчет технико-экономических характеристик электронной станции.
2 ВЫБОР ЕДИНИЧНОЙ МОЩНОСТИ АГРЕГАТОВ И СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ТЭЦ
К основному электронному оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. количество и их характеристики выбираются зависимо от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и остальных критерий.
2.1 Выбор числа и мощности генераторов
Проектируемая ТЭЦ имеет потребителей на генераторном напряжении 10 кВ, отбираемая мощность в наивысшем режиме 80 МВт, что составляет наименее 30% мощности станции. Но принято решение о сооружении генераторного распределительного устройства (ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)) с расчетом на то, что в перспективе вырастит перегрузка потребителей.
При выбирании числа и мощности генераторов ТЭЦ, присоединенных к шинам генераторного напряжения, руководствуемся последующими соображениями:
— Число генераторов присоединенных к ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации), обязано быть не меньше 2-ух и не больше 4.
— Все генераторы принимаются схожей мощности.
— Суммарная мощность генераторов присоединенных к ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) обязана несколько превосходить выдаваемую пользователям мощность, включая собственные нужды.
Исходя из выше произнесенного, и избранных ранее турбин 2Т-100 присоединяем к ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) генераторы 2ТВФ-110-2ЕУЗ.
Потому что суммарная мощность ТЭЦ превосходит нагрузку на генераторном напряжении, то устанавливаем блоки генератор-трансформатор и подключаем их к распределительному устройству (РУ) завышенного напряжения. Мощность генераторов избираем исходя из мощности ТЭЦ, мощности выдаваемой на завышенном напряжении и избранных ранее теплофикационных турбин 1Т-100. Таковым образом, устанавливаем генератор ТВФ-110-2ЕУЗ.
Характеристики генераторов приведем в таблице 2.1.
Таблица 2.1 — характеристики генераторов
генератор
S, МВА
Uн, кВ
Iн, кА
nном, о/мин
cosц
XdЅ
ТВФ-110-2ЕУЗ
137,5
10,5
7,56
3000
0,8
0,189
2.2 Разработка структурных схем
До разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи электроэнергии, на которых показываются главные многофункциональные части установки (генераторы, трансформаторы, распределительные устройства) и связи меж ними.
Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения перегрузки меж распределительными устройствами различного напряжения.
Варианты структурных схем представлены на рисунках 2.1 и 2.2.
Набросок 2.1- 1-ый вариант структурной схемы ТЭЦ 300
Набросок 2.1- 2-ой вариант структурной схемы ТЭЦ 300
2.3 Выбор трансформаторов для структурных схем
Выбор трансформаторов для первой структурной схемы набросок 2.1.
Блочный трансформатор выбирают по мощности генератора за вычетом мощности на собственные нужды и нагрузку. Перегрузка собственных нужд принимаем зависимо от типа электростанции и рода горючего. Из [3] для газомазутных ТЭЦ Рсн = 6 %. Тогда для блоков 110 МВт .
Мощность блочного трансформатора Т3 рисунок2.1:
(2.1)
где — мощность генератора, МВ А;
— перегрузка на собственные нужды.
По (2.1) находим:
Принимаем трансформатор двухобмоточный типа ТДЦ-125000/110 [4].
Рассчитаем мощности, которые будут течь по обмоткам трансформаторов связи в различных режимах работы.
Режим наибольших нагрузок.
Режим малых нагрузок.
Аварийный режим (отключен один из генераторов).
По справочнику [4] избираем трансформатор ТДЦ-125000/110
Мощность трансформаторов собственных нужд избираем из процента расхода на собственные нужды от мощности генераторов ТЭЦ. Мощность пускорезервного трансформатора собственных нужд определяем исходя из условия подмены 1-го из больших рабочих трансформаторов СН и одновременного обеспечения пуска блока. Она приблизительно в 1,5 раза больше мощности рабочего трансформатора собственных нужд. Рабочие трансформаторы собственных нужд блоков присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. Пускорезервный трансформатор собственных нужд присоединен к распределительному устройству высшего напряжения. Все трансформаторы СН, также повышающие трансформаторы Т1 и Т2 имеют регулирование под перегрузкой (РПН) для поддержания нужного уровня напряжения на сборных шинах.
Выбор трансформаторов для 2-ой структурной схемы набросок 2.2.
Режим наибольших нагрузок.
Режим малых нагрузок.
Аварийный режим (отключен один из генераторов).
Т.к. трансформаторы работают параллельно, то нужно учитывать возможность перегрузки трансформатора на 40 %.
По справочнику [4] избираем трансформатор ТДЦ-80000/110
Таблица 2.2 — характеристики трансформаторов
Трансформатор
S, МВА
Uн, кВ
Uк, %
Pк, кВт
Рх, кВт
Стоимость,
тыс. у.е
ТДЦ-80000/110
80
121/10,5
10,5
310
85
113,7
ТДЦ-125000/110
125
121/10,5
10.5
400
120
140
Подготовительный выбор реакторов
Избираем реактор РБДГ-10-4000-0,18У3.
3 РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Главной схемой именуют порядок соединения основного оборудования станции (генераторов, трансформаторов) меж собою и с отходящими линиями.
Основная схема обязана обеспечивать безотказную выдачу мощности электронной станции, иными словами, быть надежной. Требование надежности является одним из самых главных предъявляемых к схемам электронных соединений станции. Т.е. свойство системы, аппарата, схемы делать свои функции в различных критериях эксплуатации при сохранении данных характеристик процесса.
Вторым принципиальным требованием, предъявляемым к основным схемам, является их экономичность, т.е. требование малых издержек вещественных ресурсов и времени при сооружении РУ, а так же малых каждогодних расходов на его эксплуатацию.
Очень значимым является требование маневренности главной схемы, под которым соображают возможность легкого приспособления схемы к изменяющимся условиям работы, как в эксплуатации, так и при расширении станции, а так же возможность ремонта оборудования РУ без нарушения обычной работы присоединений (ремонтопригодность).
Раздельно стоит принципиальное требование сохранности в обслуживания РУ; в числе иных причин, от которых она зависит, — простота и наглядность главной схемы. Наглядность схемы и ее отменная обзорность в натуре существенно увеличивают оперативную надежность, понижая возможность неверных действий персонала [3].
Основная схема электронных соединений электростанций является техническим документом при проектировании, монтаже и эксплуатации.
Основная схема электронных соединений разработана по структурной схеме выдачи мощности станции.
К схеме РУ завышенного напряжения предъявляются последующие требования по надежности электроснабжения.
? повреждение либо отказ хоть какого выключателя не обязано приводить к отключению наиболее одной цепи двухцепной полосы.
? Отключение электронных линий следует создавать не наиболее чем 2-мя выключателями, отключение повышающих трансформаторов, автотрансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд — не наиболее чем 3-мя выключателями.
? Обязана быть обеспечена возможность ремонта выключателей без отключения соответственных присоединений.
Для выбора схемы распределительного устройства (РУ), определяется число присоединений в любом из их, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к пользователям линий (nлэп), числа линий связи с системой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св) либо питающих трансформаторов (nт), присоединенных к данному РУ.
(4.1)
количество отходящих линий определяем исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:
(4.2)
где — наибольшая перегрузка, МВт;
— большая передаваемая мощность на одну линию, МВт.
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 4.2.1.
Таблица 4.2.1
Напряжение полосы в кВ
Большая длина передачи, км
Большая передаваемая мощность на одну цепь, МВт
6-10
10-15
3-5
110
50-150
25-50
Из [10] для линий 110 кВ предаваемая мощность равна 25-50 МВт. Отсюда находим:
Согласно (4.2) nлэп 230/50. Принимаем nлэп = 5. Тогда в со-ответствии с (4.1) количество присоединений к РУ 110 кВ равно: nп = 3+2+2+2=9. Таковым образом, схему РУ 110 кВ принимаем с 2-мя рабочими и третей обходной системами шин (рис. 4.2.1).
Набросок 4.2.1 Распределительное устройство 110 кВ.
Исходя из уровня напряжения и числа присоединений избираем схемы распределительных устройств:
? ОРУ ? 110 кВ ? двойная система шин с обходной
количество присоединений к РУ 10 кВ определяем аналогично. На рисунках 4.2.2 и 4.2.3 представлены схемы РУ 10 кВ для вариантов № 1 и № 2 соответственно.
Рис.4.2.2. Принципная электронная схема распределительного устройства 10 кВ.
Рис. 4.2.3. Принципная электронная схема генераторного распределительного устройства
При разработке главной схемы электронных соединений ТЭС возникает ряд вариантов, подлежащих анализу и сравнению по технико-экономическим показателям. Технико-экономическое сопоставление вариантов может выполняться с целью выявления более экономного варианта распределения генераторов меж разными напряжениями, определения мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда данным техническим требованиям удовлетворяют несколько схем.
Технико-экономическое сопоставление для выбора главной схемы электронных соединений производится по последующим группам характеристик: утраты генерирующей мощности и отходящих линий при разных трагедиях и ремонтных режимах, серьезные Издержки, утраты энергии и приведенные издержки.
Сопоставление делается по минимуму приведенных издержек:
(4.3)
где Рн — нормативный коэффициент, принимаем 0,125;
К — серьезные вложения, тыс.у.е.;
И — годичные Издержки, тыс.у.е.;
У — народнохозяйственный вред, тыс.у.е.
Для уменьшения размера вычислений целенаправлено исключать из расчета финансовложения, которые являются схожими для обоих вариантов схем [10].
Финансовложения в разные варианты электроустановки приведены в таблице 4.1.
Годичные эксплуатационные Издержки складываются из каждогодних эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:
где Ра и Ро — отчисления на амортизацию и сервис, %;
ДЭ — утраты энергии в кВт·ч;
в — стоимость 1-го кВт·ч потерянной энергии, равная 0,8 коп/(кВт·ч).
Таблица 4.1
Оборудование
Стоимость
единицы,
у.е.
Варианты
1-ый
2-ой
Кол-во ед.,
шт.
Общ. ст.,
у.е.
Кол-во ед.,
шт.
Общ. ст.,
у.е.
Ячейки выключателя 110кВ
42.6
1
42.6
—
—
ТДЦ-80000/110
113,7
—
—
2
227,4
ТДЦ-125000/110
140
2
280
—
—
ТДНС-16000/110
48
1
48
—
—
ТДНС-16000/20
43
—
—
1
43
Реактор с выключателем на вводе, 4000 А
26.6
4
106.4
—
—
Линейный групповой ре-актор, 2500 А
27.18
—
—
8
217.4
Ячейки выключателя 10кВ с реактором
24.5
—
—
1
24.5
Ячейки выключателя 10кВ
17.6
6
105.6
2
70.4
Итого
574,6
595,7
Годичные эксплуатационные Издержки складываются из каждогодних эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ,
(4.4),
где Ра и Ро — отчисления на амортизацию и сервис,%.
Для электрооборудования напряжением 35-150 кВ Ра=6,4%; Ро=3%;
Э — утраты энергии в кВт. ч;
— стоимость 1-го кВт.ч потерянной энергии, равная 0,8 у.е./( кВт.ч).
Утраты энергии, кВт.ч, в двухобмоточном трансформаторе [1,3]:
(4.5),
где Рхх — утраты холостого хода;
Ркз — утраты недлинного замыкания;
Sн — номинальная мощность трансформатора, МВА;
Sм — наибольшая перегрузка трансформатора, МВА;
Т — число часов работы трансформатора, принимаем 8760 ч.;
— число часов наибольших утрат; определяется по графической зависимости = (Тм) (ф = 3600 час)[2].
Согласно (4.1)-(4.5) имеем последующее:
Т.к. число и мощность генераторов и трансформаторов в обоих вариантах совпадает, то утраты электроэнергии в трансформаторах считаем равным как в первом случае, так и во 2-м. Как следует, в расчетах не учитываем.
Варианты равноценны. Для предстоящего расчета избираем 1-ый вариант.
На рисунке 4.3.1 приведена принципная схема электронных соединений, соответственная варианту №1. Наиболее тщательно схема электронных соединений ТЭЦ показана на листе 3.
Набросок 4.3.1. Принципная схема электронных соединений
4. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД. ВЫБОР ТСН И РТСН
Система питания собственных нужд (СН) электронных станций занимает особенное положение посреди остальных потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения устройств собственных нужд вызывает нарушение работы не только лишь самой станции, да и потребителей энергосистемы в случае недочета мощности.
Пользователи СН электронных станций относятся к 1 группы по надежности питания и требуют электроснабжения от 2-ух независящих источников. В границах 1 группы пользователи СН термических станций делятся на группы ответственных и неответственных. Ответственными являются механизмы СН, краткосрочная остановка которых приводит к аварийному отключению либо разгрузке агрегатов станции.
Приводы устройств собственных нужд станции получают питание от РУ собственных нужд. Согласно [11] электродвигатели собственных нужд принимаются в главном асинхронными с короткозамкнутым ротором. Их система относительно ординарна, потому они надежны в работе и несложны в обслуживании.
Напряжение собственных нужд ТЭЦ принимаем 6 кВ при напряжении генераторов 10 кВ. Питание СН осуществляется от трансформаторов. Рабочие трансформаторы собственных нужд ТЭЦ присоединяются отпайкой от блока меж генераторным выключателем и трансформатором. Мощность рабочих трансформаторов СН избираем исходя из процента расхода на СН от мощности генераторов.
количество секций 6 кВ для блочной ТЭЦ принимаем две на любой блок. Любая секция присоединяется к рабочему трансформатору СН. Трансформаторы ТСН 1, ТСН 2, ТСН 3 питают секции 6кВ соответственно первого блока 1А, 1Б, второго блока — 2А, 2Б, третьего блока — 3А, 3Б (рис. 5.1). К сиим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ турбинного и котельного отделения, общестанционная перегрузка и трансформаторы 6 / 0.4 кВ.
Мощность ТСН ТЭЦ определяется по формуле (5.1):
(5.1)
где перегрузка собственных нужд определена в разделе 2, МВт;
Тогда для генераторов ТВФ — 110 — 2ЕУЗ
Принимаем по [4] трансформатор ТДНС-10000/35 с Uк = 8 %.
Запасное питание секций СН осуществляется от запасной магистрали, связанной с запасным трансформатором СН (ПРТСН).
Запасную магистраль для роста гибкости и надежности секционируем выключателями через два блока.
На ТЭЦ с числом рабочих трансформаторов СН 3 принимаем один пускорезервный трансформатор СН. Мощность запасного трансформатора СН обязана обеспечить подмену рабочего трансформатора 1-го блока и одновременный запуск либо аварийный останов второго блока. Мощность запасного трансформатора СН принимаем приблизительно в 1.5 раза больше мощности большего рабочего трансформатора СН. Запасный трансформатор СН присоединяем к сборным шинам завышенного напряжения (110 кВ), которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на вариант аварийного отключения всех генераторов станции).
Таковым образом в качестве запасного устанавливаем трансформатор ТДНС-16000/20 с Uк = 10 %.
Бессчетные пользователи СН напряжением 0.4 кВ и часть общестанционной перегрузки питаются от секций 0,4 кВ, получающих питание от трансформаторов 6/0.4 кВ. Более ответственные пользователи присоединены на полусекции 0,4 кВ, отделяемые автоматами от остальной части этих же секций. Трансформаторы 6/0.4 кВ устанавливаем по способности в центрах перегрузки: в котельном и турбинном отделении, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и т.д.
Резервирование РУ СН 0.4 кВ на ТЭЦ осуществляется от трансформаторов 6/0.4 кВ, число и мощность которых осуществляется по такому же принципу, как и резервирование РУ СН 6 кВ. При всем этом рабочий и резервирующий его трансформатор присоединяются к различным секциям СН 6 кВ.
Для поддержания нужного уровня напряжения на шинах собственных нужд ТСН и ПРТСН имеют РПН.
Для ограничения токов недлинного замыкания применяется раздельная работа секций 6 кВ. Для ограничения токов недлинного замыкания на стороне 0,4 кВ на вводах к сборкам устанавливаем реакторы.
5 РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ
Для выбора и проверки электронных аппаратов нужно, до этого всего, верно оценить расчетные условия КЗ, составить расчетную схему, наметить места расположения расчетных точек КЗ, найти расчетное время протекания тока КЗ.
На схеме намечают расчетные точки, надлежащие более томным условиям:
? на сборных шинах РУ всякого напряжения,
? на выводах генераторов,
? за рабочими и запасными трансформаторами собственных нужд.
Расчетное время КЗ оценивают зависимо от цели расчета. Если нужна проверка оборудования на электродинамическую стойкость, то время берется равным нулю. Если нужна проверка выключателей на отключающую способность, то время определяется как сумма меньшего вероятного времени деяния защиты (0,01 с.) и собственного времени отключения выключателя.
В качестве расчетного вида недлинного замыкания принимается трехфазное замыкание.
Расчет будем проводить по программке ТКZ.
Составим расчётную схему (набросок 6.1), которая представляет собой однолинейную электронную схему проектируемой станции, в которую включены все источники питания и различные связи меж ними и системой.
Рассчитаем сопротивления частей, используя данные задания и характеристики избранных ранее трансформаторов и генераторов.
Расчёт будет выполняться в относительных единицах. Принимаем
Sб = 1000 МВ·А.
Данные нужные для расчета сопротивлений данных генераторов и трансформаторов сведены в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 — Данные по трансформаторам и генераторам
Элементы электроустановки
Начальные
параметр
Выражения для определения
сопротивления в о.е.
Значения сопротивления
Генераторы Г1, Г2, Г3
Х”d.ном
Sном
Х*=Х”d.ном Sб/Sном
Х*=0,1891000/137.5=1.375
Трансформаторы Т3
Uк %
Sном
Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)
Х*=(10.5/100)(1000/125)=0,84
Трансформаторы Т1, Т2
Uк %
Sном
Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)
Х*=(10.5/100)(1000/125)=0,84
Трансформаторы ТСН3
Uк %
Sном
Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)
Х*=(8/100)(1000/10)= 8
Трансформаторы ТСН1,
ТСН2
Uк %
Sном
Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)
Х*=(8/100)(1000/6,3)= 8
Пускорезервный ТСН
Uк %
Sном
Х*=(Uк% /100)(Sб /Sном)
Х*=(10/100)(1000/16)=6,25
Энергосистема
Sном
Хc.ном
Х*= Хc.номSб /Sном
Х*=0,321000/7000=0.046
Реактор
Хр
Х*=Хр Sб /U2
Х*=0,181000/10,52=1,633
Линия электропередачи
Худ
L
Х*=ХудLSб /U2ср
Х*=0,4951000/1152=1,437
Полосы:
Сопротивление полосы определяется по формуле
(6.1)
где Худ — удельное сопротивление 1 км полосы, равное 0,4 Ом;
l — длина полосы;
Uср.н. — средненоминальное напряжение;
n — число цепей.
Сопротивление двухцепной полосы соединяющей станцию с энергосистемой:
Схема замещения представлена на рисунке 6.1
Рассчитаем токи недлинного замыкания по программке TKZ. файл начальных данных и результаты расчета приведем в приложении А. Составим таблицу 6.2 по которой будет формироваться файл начальных данных.
Таблица 6.2 — Данные для программки TKZ
РЭЗУЛЬТАТЫ РАЗЛIКАУ ПА ПРАГРАМЕ TKZ
Прызнак разлiку каэфiцыентау размеркавання токау кароткага замыкання па галiнах схемы: 2
Прызнак схемы нулявой паслядоунасцi: 0
Н У М А Р В У З Л А К З: 1
Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 115.000000
Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 5.020437
Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:
— для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 2.760924E-01
Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):
— трохфазнае 18.183900
— двухфазнае 15.747720
Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):
Прамая Адваротная Нулявая
— трохфазнае 18.1839
— двухфазнае 9.0920 9.0920
Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)
Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая
0 1 -.6261 .6261
0 2 -.1246 .1246
0 3 -.1246 .1246
0 4 -.1246 .1246
1 2 .1246 -.1246
2 5 .0000 .0000
2 6 .0000 .0000
2 7 .0000 .0000
1 3 .1246 -.1246
3 8 .0000 .0000
3 9 .0000 .0000
3 10 .0000 .0000
1 4 .1246 -.1246
4 11 .0000 .0000
1 12 .0000 .0000
Н У М А Р В У З Л А К З: 2
Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 10.500000
Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 54.985740
Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:
— для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 6.278375E-01
Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):
— трохфазнае 87.579570
— двухфазнае 75.846140
Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):
Прамая Адваротная Нулявая
— трохфазнае 87.5796
— двухфазнае 43.7898 43.7898
Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак
ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)
Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая
0 1 -.3886 .3886
0 2 -.4566 .4566
0 3 -.0774 .0774
0 4 -.0774 .0774
1 2 -.5434 .5434
2 5 .0000 .0000
2 6 .0000 .0000
2 7 .0000 .0000
1 3 .0774 -.0774
3 8 .0000 .0000
3 9 .0000 .0000
3 10 .0000 .0000
1 4 .0774 -.0774
4 11 .0000 .0000
1 12 .0000 .0000
Н У М А Р В У З Л А К З: 5
Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 6.300000
Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 91.642900
Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:
— для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 8.627837
Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):
— трохфазнае 10.621770
— двухфазнае 9.198722
Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):
Прамая Адваротная Нулявая
— трохфазнае 10.6218
— двухфазнае 5.3109 5.3109
Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак
ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)
Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая
0 1 -.3886 .3886
0 2 -.4566 .4566
0 3 -.0774 .0774
0 4 -.0774 .0774
1 2 -.5434 .5434
2 5 -1.0000 1.0000
2 6 .0000 .0000
2 7 .0000 .0000
1 3 .0774 -.0774
3 8 .0000 .0000
3 9 .0000 .0000
3 10 .0000 .0000
1 4 .0774 -.0774
4 11 .0000 .0000
1 12 .0000 .0000
Н У М А Р В У З Л А К З: 6
Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 10.500000
Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 54.985740
Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:
— для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 2.260838
Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):
— трохфазнае 24.320960
— двухфазнае 21.062570
Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):
Прамая Адваротная Нулявая
— трохфазнае 24.3210
— двухфазнае 12.1605 12.1605
Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак
ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)
Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая
0 1 -.3886 .3886
0 2 -.4566 .4566
0 3 -.0774 .0774
0 4 -.0774 .0774
1 2 -.5434 .5434
2 5 .0000 .0000
2 6 -1.0000 1.0000
2 7 .0000 .0000
1 3 .0774 -.0774
3 8 .0000 .0000
3 9 .0000 .0000
3 10 .0000 .0000
1 4 .0774 -.0774
4 11 .0000 .0000
1 12 .0000 .0000
Н У М А Р В У З Л А К З: 4
Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 10.500000
Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 54.985740
Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:
— для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 6.278375E-01
Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):
— трохфазнае 87.579570
— двухфазнае 75.846140
Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):
Прамая Адваротная Нулявая
— трохфазнае 87.5796
— двухфазнае 43.7898 43.7898
Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак
ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)
Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая
0 1 -.3886 .3886
0 2 -.0774 .0774
0 3 -.0774 .0774
0 4 -.4566 .4566
1 2 .0774 -.0774
2 5 .0000 .0000
2 6 .0000 .0000
2 7 .0000 .0000
1 3 .0774 -.0774
3 8 .0000 .0000
3 9 .0000 .0000
3 10 .0000 .0000
1 4 -.5434 .5434
4 11 .0000 .0000
1 12 .0000 .0000
Н У М А Р В У З Л А К З: 11
Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 6.300000
Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 91.642900
Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:
— для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 8.627837
Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):
— трохфазнае 10.621770
— двухфазнае 9.198722
Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):
Прамая Адваротная Нулявая
— трохфазнае 10.6218
— двухфазнае 5.3109 5.3109
Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак
ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)
Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая
0 1 -.3886 .3886
0 2 -.0774 .0774
0 3 -.0774 .0774
0 4 -.4566 .4566
1 2 .0774 -.0774
2 5 .0000 .0000
2 6 .0000 .0000
2 7 .0000 .0000
1 3 .0774 -.0774
3 8 .0000 .0000
3 9 .0000 .0000
3 10 .0000 .0000
1 4 -.5434 .5434
4 11 -1.0000 1.0000
1 12 .0000 .0000
Н У М А Р В У З Л А К З: 12
Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 6.300000
Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 91.642900
Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:
— для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 6.526093
Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):
— трохфазнае 14.042540
— двухфазнае 12.161190
Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):
Прамая Адваротная Нулявая
— трохфазнае 14.0425
— двухфазнае 7.0213 7.0213
Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак
ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)
Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая
0 1 -.6261 .6261
0 2 -.1246 .1246
0 3 -.1246 .1246
0 4 -.1246 .1246
1 2 .1246 -.1246
2 5 .0000 .0000
2 6 .0000 .0000
2 7 .0000 .0000
1 3 .1246 -.1246
3 8 .0000 .0000
3 9 .0000 .0000
3 10 .0000 .0000
1 4 .1246 -.1246
4 11 .0000 .0000
1 12 -1.0000 1.0000
Рассчитаем ударные токи
Для примера проведем расчет ударных токов в узле четыре, а результаты по остальным точкам, где ударные токи определяются аналогично, сведем в таблицу 6.3.
Ударный ток недлинного замыкания рассчитывается по формуле 6.6:
(6.6)
где КУ — ударный коэффициент;
IП0 — повторяющаяся составляющая тока недлинного замыкания.
Повторяющаяся составляющая тока соответственной ветки будет определена умножением коэффициента токораспределения соответственной ветки на повторяющуюся составляющую тока в точке недлинного замыкания.
Таблица 6.3 — Ударные токи
Точка КЗ
Источник
Iп.0 кА
iу, кА
К1
Система
11,38
19,89
генератор 1,2,3
1,75
3,81
Суммарная
18,18
37,18
К2=К4
Система
34,034
77,01
Генератор 1
39,989
110,84
Генератор 2,3
6,779
18,79
Суммарная
87,58
225,43
К5=К11
Система
4,125
9,34
генератор 1
4,85
13,03
Генератор 2,3
0,822
2,209
Суммарная
10,622
26,789
К6
Система
9,45
21,38
Генератор 1
11,1
29,84
Генератор 2,3
1,88
5,06
Суммарная
24,32
61,34
К12
Система
8,79
19,89
генератор1, 2,3
1,75
4,7
Суммарная
14,04
33,99
6 ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ
Для примера произведем выбор выключателя и разъединителя для распределительного устройства 110 кВ. Результаты выбора других выключателей сведем в таблицы.
Выбор выключателя 110 кВ.
За ранее намечаем элегазовый выключатель производства компании ВЭК — 110 — 40/2000У1. Дальше производим проверку выключателя по важным показателям.
По напряжению установки:
По долговременному току:
Определим расчетные долгие токи более массивного присоединения (трансформатора связи):
Проверка на симметричный ток отключения:
где — повторяющаяся составляющая тока к.з в момент времени ф, с. ф=tз.мин+tс.в=0,01+0,04=0,05 с,
где tз.мин=0,01с — малое время деяния релейной защиты,
tс.в — собственное время выключателя.
Отношение исходного значения повторяющейся составляющей тока КЗ от генератора Г3 при КЗ в точке 1 (см. П.6) к номинальному току
По данному отношению и времени определим при помощи кривых ( [1], рис. 3-27 ) отношение
Определяем номинальный ток удаленных генераторов, приведенный к точке к.з:
Находим дела:
По данному отношению и времени определим при помощи кривых ([1], рис. 3-27 ) отношение
Проверка на отключение апериодической составляющей тока к.з.
Определим апериодическую составляющую тока к.з. по формуле (7.1):
(7.1)
Проверку будем создавать по условию:
Если условие соблюдается, а , то допускается проверку по отключающей возможности создавать по полному току к.з.:
Проверка на тепловую стойкость:
Термический импульс определим по формуле
(7.2)
где — время отключения (время деяния к.з.) определяется по формуле (7.3).
(7.3)
где — время деяния главный релейной защиты.
Тогда:
Условие тепловой стойкости выполнено:
На динамическую стойкость:
37,18 кА ? 102 кА, 15,34 кА?40 кА.
Таковым образом, на ОРУ 110 кВ устанавливаем выключатель
ВЭК — 110 — 40/2000У1.
Также для примера произведем выбор разъединителя, который будет устанавливаться в ОРУ 110 кВ.
За ранее намечаем по [4] разъединитель РНДЗ.1-110/1000У1 характеристики, которого приведены в таблице 7.1. Дальше производим проверку разъединителя по последующим показателям.
По напряжению установки:
По току:
По электродинамической стойкости:
по тепловой стойкости:
.
Данные по выбору сводим в таблицу 7.1.
Аналогично рассчитываем остальные выключатели, и результаты сводим в таблицы.
Определим токи КЗ в системе собственных нужд энергоблока 110 МВт с учетом подпитки от электродвигателей. Питание секции осуществляется от рабочего трансформатора. Для предстоящего расчета принимаем кВт.
Потому что , то можно утверждать, что генератор находится на большенный удаленности от места КЗ и его целенаправлено для упрощения расчета включить в состав энергосистемы.
Из П.6 кА, а изначальное
кА.
Ударный ток КЗ (ЭД)
кА
Суммарное изначальное
кА.
Ударный ток КЗ
кА.
Повторяющаяся составляющая тока КЗ к моменту с (выключатель BB/TEL — 10 — 20/1000)
кА.
Апериодическая составляющая тока КЗ к моменту с
кА.
Определим токи КЗ в системе собственных нужд энергоблока 110 МВт с учетом воздействия электродвигателей при питании от запасного трансформатора ТДНС-16000/20 с Uк = 10 %.
Изначальное
кА.
Суммарное изначальное
кА.
Ударный ток КЗ
кА.
Повторяющаяся составляющая тока КЗ к моменту с
кА.
Апериодическая составляющая тока КЗ к моменту с
кА.
Выбор линейного реактора.
Сопротивление линейного реактора определяется из условия ограничения тока КЗ до отключающей возможности выключателя BB/TEL -10-20/2500 ()
Результирующее сопротивление цепи КЗ до реактора можно найти по выражению:
где — ток КЗ на шинах 10,5 кВ
Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения
Тогда ХР=ХТРЕБ+ХУ = 0,303-0,25=0,053 Ом
Номинальный ток реактора определяется исходя из большего тока гр. линий, присоединенных к шинам секции 10,5 кВ.
Общая перегрузка, присоединенная к шинам 10,5 кВ . Исходя из условия, что на 1 отходящую линию перегрузка не обязана превосходить 3-5 МВт, принимаем 16 отходящих линий. Тогда перегрузка на 1 линию , а перегрузка, проходящая через реактор 5*8=40 МВт, но т.к. у меня 4 на одну секцию 2 реактора, то 40/2=20 МВт.
По каталожным данным избираем реактор РБД-10-2500-0,14У3
Выбор выключателей в цепи отходящих кабельных линий 10 кВ (в КРУ).
Расчетные токи длительного режима (см. выбор линейного реактора):
где — перегрузка на 1 линию
По каталожным данным избираем вакуумный выключатель типа BB/TEL-10-20600. Проверка критерий выбора сведена в таблицу 7.2.
Таблица 7.1 — Выбор выключателя для ОРУ110 кВ
Расчетные данные
Данные выключателя
ВЭК — 110 — 40/2000У1
Данные разъединителя
РНД-110/1250Т1
UУСТ = 110 кВ
UНОМ = 110 кВ
UНОМ = 110 кВ
IМАХ = 0,727 кА
IНОМ = 2 кА
IНОМ = 1000 А
In,ф = 14,15 кА
Iотк.ном = 40 кА
#
ia,ф = 4,43 кА
ia,ном = 16,97 кА
#
Iп,0 = 18,18 кА
Iдин = 40 кА
#
iу = 37,18 кА
iдин = 102 кА
iдин = 160 кА
Вк = 23,45 кА2•с
I2тер•tтер = 7500 кА2•с
I2тер•tтер = 3969 кА2•с
Таблица 7.2 — Выбор выключателя и разъединителя для генераторов Г1, Г2
Расчетные данные
Данные выключателя
МГУ (Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова)-20-90/9500УЗ
Данные разъединителя
РВР-20/6300УЗ
Uуст=20 кВ
Uном=20 кВ
Uном=20 кВ
Imax=7,96 кА
Iном=9,5 кА
Iном=8 кА
Iп,=76,504 кА
Iотк.ном=90 кА
Iп.о=87,58 кА
Iпр.с=105 кА
iу=225,43 кА
iпр.с=300 кА
iпр.с=320 кА
Вк=623,66 кА2с
I2T tT=32400 кА2с
I2T tT=62500 кА2с
Таблица 7.4 — Выбор выключателя и разъединителя устанавливаемых за ТСН Г1, Г2, Г3
Расчетные данные
BB/TEL-10-20/1000 (“Таврида электрик”)
Uуст=6,3 кВ
Uном=6,3 кВ
Imax=0,96 кА
Iном=1,0 кА
Iп,=9,6 кА
Iотк.ном=20 кА
Iп.о=10,477 кА
Iпр.с=20 кА
iу=26,66 кА
iпр.с=50 кА
Вк=24,14 кА2с
I2T tT=3200 кА2с
Таблица 7.6 — Выбор выключателя и разъединителя устанавливаемых за ПРТСН
Расчетные данные
Данные выключателя
VD4 — 4 — 25/1600 (“Таврида электрик”)
Uуст=6,3 кВ
Uном=6,3 кВ
Imax=0,96 кА
Iном=1,6 кА
Iп,=9,6 кА
Iотк.ном=25 кА
Iп.о=8,907 кА
Iпр.с=25 кА
iу=21,458 кА
iпр.с=63 кА
Вк=24,14 кА2с
I2T tT=1875 кА2с
Таблица 7.7 — Выбор выключателя и разъединителя устанавливаемых за линейными реакторами
Расчетные данные
Данные выключателя
BB/TEL -10-20/1000 (“Таврида электрик”)
7 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Основное электронное оборудование ТЭЦ и аппараты в этих цепях соединяются меж собой проводниками различного типа, которые образуют токоведущие части электронной установки.
Разглядим типы проводников, используемых на данной ТЭЦ.
Участок от генератора до повышающего трансформатора, также отпайка к трансформатору СН исполняем комплектным пофазно — экранированным токопроводом.
Участок от ТСН до сборных шин 6,3 кВ исполняем комплектным токопроводом.
Отпайка от блока генератор — трансформатор до реакторов исполняем гибким токопроводом.
Токоведущие части в ОРУ 110 кВ и ошиновка до рабочих трансформаторов и пуско — запасного ТСН исполняем гибким токопроводом.
Комплектный токопровод выбирается по номинальному току и номинальному напряжению и проверяется по последующим условиям:
Imax Iном ; iу iдин , где Imax , Iном — больший и номинальный ток в цепи соответственно, iу , iдин — значения ударного тока и тока динамической стойкости соответственно[1,3].
Выбор гибких токопроводов делается по экономической плотности тока [1,3]:
(8.1)
где Iнорм — ток обычного режима (без перегрузок),
jэ — нормированная плотность тока, А/мм2 .
Выбранное сечение проверяется [1,3]:
1. На нагрев:
Imax Iдоп (8.2)
2. По тепловому действию тока КЗ:
(8.3)
где qmin — малое сечение проводника,
С — функция, значения которой приведены в [1], таб.3-13.
3. По условиям коронирования (для проводников, напряжением 35 кВ и выше).
(8.4)
где Е0 — наибольшее
т — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (т=0,82),
r0 — радиус провода, см.,
Е — напряженность электронного поля около поверхности нерасщепленного провода,
U — линейное напряжение, кВ,
Dср — среднее геометрическое расстояние меж проводами фаз, находится как 1,26D,
где D — расстояние меж примыкающими фазами, см.
Приведем пример выбора сборных шин 110 кВ и токоведущих частей от сборных шин до блочных трансформаторов, а результаты выбора других токоведущих частей занесем в таблицу 8.1.
Потому что сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при наибольшей на шинах, равной току более массивного присоединения, в данном случае блока генератор — трансформатор:
Блочный трансформатор не быть может нагружен мощностью, большей чем, мощность генератора 137,5 МВА, потому
Imax=Iнорм=722 А.
По [1],таб. 3.3 принимаем АС-400/22; q=400 мм2; d=26,6 мм; Iном=830 А.
Проверка шин на схлестывание не производим, потому что Iп.0(3) 20 кА [10].
Проверку на тепловое действие не производим, потому что шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе [12].
Проверка по условиям коронирования. Определим наибольшее
Напряженность электронного поля около поверхности нерасщепленного провода равна:
Согласно (8,3) 1,0724,9=26,6 0,930,4=27,4. Как следует, данное сечение по условию коронирования проходит.
Токоведущие части от выводов 110 кВ блочного трансформатора до сборных шин исполняем гибкими проводами. Сечение избираем по экономической плотности тока jэ=1 А/мм2 ([1], таб.4.5):
Принимаем провод марки АС-400/22.Согласно выражению (8.2) 722 А830 А. Участок от сборных шин 110 кВ до пускорезервного трансформатора СН также исполняем проводом марки АС-400/22.
Таблица 8.1
Участок схемы
Тип проводника
характеристики
От генератора до по-вышающего транс-форматора и отпайка до ТСН
Пофазно-экранированый токопровод
ГРТЕ-8550-250
Uном.ген=10 кВ; Uном.т=10 кВ;
Iном.ген=6875 кА; Iном.т=8550 кА;
Iдин.с.=250 кА;
тип опорного изолятора — ОФР-20-375с.
Сборные шины
110 кВ и ошиновка до выводов повышаю-щих трансформаторов и до ПРТСН
Провод марки АС-400/22
Dнаруж.=26,6 мм; Iдоп.=835 А; q=400 мм2.
Отпайка от блока генератор-трансфор-матор до реакторов
Гибкий токопровод:
два несущих провода марки АС-500/64,
5 проводов марки
А-500
АС-500/64: Dнаруж.=20,6 мм; Iдоп.=815 А; q=500 мм2,
А-500: Dнаруж.=29,1 мм; Iдоп.=820 А; q=500 мм2.
]]>