(4 оценок, среднее: 4,75 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование тепловой электростанции мощностью 300 МВ
5
Содержание
1. Введение
2. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
3. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электронных соединений
4. Расчет токов недлинного замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
5. Выбор аппаратов
6. Выбор токоведущих частей
7. Выбор типов релейной защиты
8. Выбор измерительных устройств и измерительных трансформаторов
9. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте
Литература
1. Введение
Термическая электростанция (ТЭС) — электростанция, вырабатывающая электронную энергию в итоге преобразования термический энергии, выделяющейся при сжигании органического горючего. Основная часть всей электроэнергии делается на термических электростанциях. Нередко в городках употребляются ТЭЦ — теплоэлектроцентрали, производящие не только лишь электроэнергию, да и тепло в виде жаркой воды.
На термических электростанциях преобразуется хим энергия горючего поначалу в механическую, а потом в электронную. Топливом для таковой электростанции могут служить уголь, торф, газ, горючие сланцы, мазут. Термо электростанции разделяются на конденсационные (КЭС), созданные для выработки лишь электронной энергии, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), производящие не считая электронной термическую энергию в виде жаркой воды и пара. Большие КЭС районного значения получили заглавие муниципальных районных электростанций (ГРЭС).
В данной работе проектируется ТЭЦ мощностью 300 МВт. Электростанции типа ТЭЦ предусмотрены для централизованного снабжения промышленных компаний и городов электроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, термическими электростанциями, они различаются от крайних внедрением тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, также для отопления, кондиционирования воздуха и жаркого водоснабжения. При таковой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значимая экономия горючего по сопоставлению с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных.
2. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии
термическая электростанция релейная защита
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.
Разработка структурной схемы
При проектировании электростанций до разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи электроэнергии, на которых показываются главные многофункциональные части установки.
Вариант структурной схемы выдачи энергии представлен на рис. 2.1.
Выбор основного оборудования
При выбирании числа и мощности генераторов следует управляться 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 больше 4, но не меньше 2-ух;
· ударный ток КЗ на шинах генераторного напряжения должен быть не наиболее 300 кА;
· 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 мощность выдаваемую с этих шин пользователям (включая собственные нужды).
Из этих критерий для данной проектируемой станции избираем три генератора типа ТВФ-120-2У3 [2, стр. 76]. характеристики избранных генераторов представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 характеристики генератора ТВФ-120-2У3
Генераторы Г1, Г2, Г3
ТВФ-120-2У3
Sном, МВА
cos ц
Uном, кВ
x»d
C,
тыс. руб
125
0,8
10,5
0,192
3350
Выбор трансформаторов
Для выбора мощности трансформаторов Т1 и Т2 нужно разглядеть режим работы выдачи лишней мощности в энергосистему в период минимума перегрузки на шинах генераторного напряжения:
,(2.1)
где Рг и cosц — номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;
Рг.мин — малая перегрузка шин генераторного напряжения;
сosцср — средний коэффициент мощности перегрузки, сosцср = 0,85;
Рсн — мощность, потребляемая своими нуждами, Рсн = =0,075?Р=7,5 МВт;
сosцсн — коэффициент мощности собственных нужд, сosцсн = 0,8.
Потому что трансформаторы работают по блочной схеме:
.
Избираем трансформаторы ТДЦН-100000/220.
Для выбора трансформатора Т3 нужно выполнение условия
.(2.2)
Избираем трансформаторы ТДЦ-125000/220.
Избираем трансформаторы собственных нужд:
,(2.3)
где Ксн — расход на собственные нужды, Ксн = 7,5.
МВ?А.
Избираем трансформатор ТДНС — 10000/220.
Избираем пускорезервный трансформатор:
,(2.4)
.
характеристики избранных трансформаторов представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 характеристики избранных трансформаторов.
Трансформатор
Sном, МВА
Рх
Рк
Uк, %
C,
тыс. руб
ТДЦ-125000/220
125
120
380
11
1185
ТДТН-100000/220
100
115
360
10,5
2156
ТДНС-
10000/35
10000
12
60
8
343
ТРДНС- 16000/20
16000
17
85
11,5/28
153
За ранее избираем реактор:
,(2.5)
Избираем реакторов типа РБ-10-1000-0,22У3.
Таблица 2.3 характеристики избранного реактора
Тип
IН, кА
X, Ом
Реактор
РБДГ-10-2500-0,25У3.
2150
0,25
3. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электронных соединений
Выбор схемы электронных соединений является принципиальным и ответственным элементом проектирования станции.
Разработка главной схемы осуществляется сразу с выбором оборудования.
количество присоединений в РУ определим из суммы числа линий связи с системой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св):
nн = nсв + nт.св,(3.1)
Число линий связи с системой определяется из величины выдаваемой в систему мощности:
,(3.2)
где Рмакс — наибольшая мощность, выдаваемая на данном классе напряжения, МВт;
Рлинии — большая передаваемая мощность на одну цепь, МВт.
Для полосы 220 кВ принимаем Рлинии = 200МВт:
,
принимаем 1 линию.
Для полосы 10 кВ принимаем Рлинии = 5МВт:
.
Принимаем 12 линий.
Технико-экономический расчет варианта
Технико-экономическое сопоставление вариантов делается с целью определения приведенных издержек избранного варианта.
Приведенные Издержки:
,(3.3)
гдеК — финансовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.;
рн — нормативный коэффициент экономической эффективности финансовложений, рн = 0,12;
И — годичные эксплуатационные Издержки.
Стоимость оборудования станции представлено в таблице 3.1.
Таблица 3.1 Стоимость оборудования станции
Наименование
Стоимость единиц, тыс. р.
количество единиц
Общая стоимость,
тыс. р.
Генератор
ТВФ-120-2У3
350
3
1050
ТДЦН-125000/220
185
1
185
ТДЦН-100000/220
156
2
312
ТДНС-
10000/35
43
3
129
ТРДНС-
16000/20
53
1
53
Схема
88
1
88
Ячейка ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)-220
130
8
1040
Реактор
2,92
2
5,84
2 ячейки ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)
35,2
2
70,4
Ячейка КРУ-10
2,36
14
30,68
Секц. выкл 10кВ
12,5
1
12,5
Итого:
2976,42
Годичные эксплуатационные Издержки складываются из каждогодних эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:
,(3.4)
где Ра и Ро — отчисления на амортизацию и сервис, %. Для оборудования проекта примем Ра = 6,4 %, Ро = 2 %;
ДЭ — утраты энергии в кВт·ч;
в — стоимость 1-го кВт·ч потерянной энергии, равная 0,8 коп/(кВт·ч).
Утраты энергии в двухобмоточном трансформаторе:
,(3.5)
где ДРхх — утраты холостого хода;
ДРкз — утраты недлинного замыкания;
Sн — номинальная мощность трансформатора, МВ·А;
Sм — наибольшая перегрузка трансформатора;
Т — число часов работы трансформатора, можно принять Т= 8760 час;
ф — число часов наибольших утрат; ф = 3500 час.
Утраты энергии в трансформаторах:
Годичные эксплуатационные Издержки:
4. Расчет токов недлинного замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
Для расчета токов недлинного замыкания составляем схему замещения и приводим характеристики частей схемы в относительные единицы.
Зададим значения базовых величин:
Sб=1000 МВА;
Uср.н220=230 кВ, Uср.н10=10,5 кВ,
Для нахождения базового тока воспользуемся формулой:
.(4.1)
кА.
кА.
кА.
Расчётные выражения для определения приведённых значений сопротивлений
-система:
;(4.2)
-генератор:
; (4.3)
-трансформатор:
(4.4)
-реактор:
(4.5)
-линия электропередачи:
(4.6)
Sб, Sн — базовая и номинальная мощность, МВА ;
Iб — базовый ток, кА;
Х* — относительные сопротивления частей схемы ;
Худ — удельное сопротивление 1 км полосы, для воздушных принимается равным О,4 Ом/км;
l — длина ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока), км;
uk — напряжение КЗ трансформатора в процентах;
Uср.н — среднее номинальное напряжение, кВ.
Сопротивление системы:
;
Сопротивления линий:
Сопротивления трансформаторов Т1, Т2:
Сопротивления трансформаторов Т3:
Сопротивление запасного трансформатора:
Определяем сопротивление реакторов:
Определяем сопротивления генераторов:
Сопротивление трансформаторов собственных нужд:
Схема замещения представлена на рисунке 4.1.
ё
Куцее замыкание в точке К1:
Изначальное
.(4.7)
значения токов по веткам:
-системы:
кА;
-генераторов Г2 и Г1:
-генератора Г3:
кА — суммарное
Определим сейчас ударный ток по формуле:
. (4.8)
Для системы kу=1,717 и Та=0,03с, для всех генераторов kу=1,93 и Та=0,14с.
кА — суммарный ударный ток в точке К1.
Расчётные токи для элегазовых выключателей. Расчётное время ф=0,04+0,01=0,05с.
Определим значения повторяющейся составляющей тока для момента времени t=0,05с. За ранее определяется номинальный ток генератора:
.(4.9)
;
.
Отношение исходного значения повторяющейся составляющей тока КЗ к номинальному току:
; ;
.
По данному отношению и времени определим при помощи кривых [рис. 3.26, 1] отношение .
Таковым образом составляющая тока КЗ для момента времени t=0,05с будет:
;
;
Для системы .
Суммарное значение повторяющейся составляющей:
.
Апериодическая составляющая тока КЗ обусловится из выражения:
.(4.10)
;
;
.
Суммарное
.
Результаты последующих расчетов приведены в таблице 4.1
Таблица 4.1 Результаты расчетов токов КЗ
Точка КЗ
, кВ
,кА
, кА
, кА
, кА
, кА
К1
230
2,51
4,97
8,938
4,912
3,434
К2
10,5
54,99
66,385
169,98
57,128
37,48
К3
10,5
54,99
18,97
50,274
16,631
6,49
К4
6,3
91,6
11,267
44,299
18,065
3,4
К5
6,3
91,6
19,95
65,11
26,783
5,23
К6
10,5
54,99
69,879
191,427
60,18
25,73
К7
6,3
91,6
11,260
44,28
18,058
3,45
5. Выбор аппаратов
Выбор выключателей и разъединителей
электронные аппараты выбираются по расчётным условиям обычного режима с следующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При всем этом расчётные величины должны быть наименьшими либо равным каталожным характеристикам.
Расчётные и каталожные характеристики выключателей на 220 кВ сводим в табл. 5.1.1.
Таблица 5.1.1. Расчётные и каталожные характеристики выключателей на 220 кВ
Условия
выбора
Расчетные условия
Каталожные данные
Выключатель ЯЭ-220Л-11У4
Разъединитель РНДЗ-2-220/630 Т1
1) Uрмакс Uном
Uрмакс=220 кВ
Uном=220 кВ
Uном=220 кВ
2) Iрмах Iном
Iном=1250 А
Iном = 630 А
3) Iп Iном.отк
v2Iп+iа iа ном
Iп=4,912 кА
v2Iп+iа=10,38 кА
Iном.отк= 40 кА
iа ном=
—
—
4) Iпо Iдин
iу iдин
Iпо = кА
iу = 8,938 кА
Iдин с=40 кА
iмакс=100 кА
—
iдин=100 кА
5)
Расчётные и каталожные характеристики выключателей на 10 кВ, устанавливаемых сходу за генераторами, сводим в табл. 5.1.2.
Таблица 5.1.2.Расчётные и каталожные характеристики выключателей на 10 кВ
Условия
выбора
Расчетные условия
Каталожные данные
Выключатель МГУ (Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова) — 20 — 90/9500У3
Разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ
1) Uрмакс Uном
Uуст=10 кВ
Uном=20 кВ
Uном=20 кВ
2) Iрмах Iном
Iрмах =6636А
Iном=9500 А
Iном=8000 А
3) Iп Iном.отк
v2Iп+iа iа ном
Iп=57,128кА
v2Iп+iа=118,3 кА
Iном.отк= 90 кА
iа ном=
—
—
4) Iпо Iдин
iу iмакс
Iпо=66,385кА
iу=169,98кА
Iдин=105 кА
iмакс =300 кА
—
iдин=320 кА
5)
Таблица 5.1.3. Расчётные и каталожные характеристики выключателей за реактором на КРУ (шкаф КРУ: К-ХХVII)
Условия
выбора
Расчетные условия
Каталожные данные
ВМПЭ-10-4000-31,5У3
1) Uрмакс Uном
Uуст=10 кВ
Uном =10 кВ
2) Iрмах Iном
Iрмах =3736А
Iном=4000 А
3) Iп Iном.отк
v2Iп+iа iа ном
Iп=16,631кА
v2Iп+iа=30 кА
Iном.отк =31.5 кА
iа ном=112,14 кА
4) Iпо Iдин
iу iмах
Iпо=18,97кА
iу=50,274кА
Iдин=31,5 кА
iмах=80 кА
5)
Для трансформаторов собственных нужд и пускорезервного трансформатора избираем соответственно вакуумные выключатели ВВЭ-10-31,5/1600УЗ и ВВЭ-10-31,5/2000УЗ
Таблица 5.1.4. Расчётные и каталожные характеристики выключателей ТСН и ПРТСН
Условия
выбора
Расчетные условия
Каталожные данные
ВВЭ-10-31,5/1600УЗ,
ВВЭ-10-31,5/2000УЗ
ТСН
ПРТСН
1)Uрмакс Uном
Uуст=6,3 кВ
Uуст=6,3 кВ
Uном =10 кВ
2) Iрмах Iном
Iрмах =1145 А
Iрмах =1840 А
IномСН=1600 А
IномПРСН=2000 А
3) Iп Iном.отк
v2Iп+iа iа ном
Iп=18,065кА
v2Iп+iа= 28,95кА
Iп=26,783кА
v2Iп+iа=43,11 кА
Iном.отк =31,5 кА
iа ном=51,23 кА
4) Iпо Iдин
iу iмакс
Iпо=11,267кА
iу=44,299кА
Iпо=19,95кА
iу=65,11кА
Iдин=31,5 кА
iмакс=80 кА
5)
Выбор реакторов
Сопротивление линейного реактора определяется из условия ограничения тока КЗ до отключающей возможности избранного выключателя ВМПЭ-10 с Iном отк = 31,5кА.
Результирующее сопротивление цепи КЗ до реактора определяем по выражению:
.(4.2.1)
где — изначальное
Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения Iном отк = 31,5кА будет:
. (4.2.2)
Их разность даст требуемое Хр:
.(4.2.3)
Дальше по Uном=10 кВ и Iном=1870 А избираем реактор с огромным Хр [2,стр.342]:
РБДГ 10-2500-0,25У3; Uн=10 кВ;
Iдлит доп=2150 А;
Хном=0,25 Ом.
Таблица 5.1.4. Расчётные и каталожные характеристики реактора
Условия
выбора
Расчетные условия
Каталожные данные
РБДГ 10-2500-0,25У3
1) Uрмакс Uном
Uуст=10 кВ
Uном =10 кВ
2) Iрмах Iном
Iрмах =1870А
Iном=2500 А
3) хр хном
хр=0,12
хном=2150
4)iу iмах
iу=50,274кА
iмах=60 кА
5)
Выбор разрядников.
Для защиты от атмосферных и краткосрочных внутренних перенапряжений изоляции оборудования используют последующие виды разрядников:
-на напряжение 220 кВ:
РВМГ — 220 МУ1;
-на напряжение 10 кВ:
РВО-10У1.
Выбор предохранители
Избираем предохранители по номинальному напряжению
Результаты выбора показаны на 1 листе графической части.
6. Выбор токоведущих частей
Наметим места выбора токоведущих частей на рис.6.1.
Рис.6.1 Места выбора токоведущих частей
Выбор гибкого токопровода для соединения Г ТВФ-120 с КРУ 10 кВ
Это участок 1-2 на рисунке.
Избираем сечение провода по экономической плотности тока [1, с.248]:
,(6.1)
где =1,0 — финансовая плотность тока (1, с.230);
.(6.2)
Принимаем 2 несущих провода АС-300/39. Тогда сечение АL проводов будет:
.(6.3)
Число проводов А-185 будет:
.
Принимаем токопровод 2*АС-300/39+7*А-185 поперечником d=170,5 мм, расстояние меж фазами D=3 v [2, c.244].
2)Проверяем по допустимому току:
.
Обязано производиться условие ,
, 4920>3725 — производится.
3)Пучок гибких нагих проводов имеет огромную поверхность остывания, потому проверку на тепловую стойкость создавать не будем.
4)Проверяем токопровод по условиям схлёстывания.
Находим силу взаимодействия меж фазами:
, (6.4)
Iп,о=66,385 кА, Тмах=5500ч.
Сила тяжести 1 м провода с учётом массы колец 1,6 кг, если АС-300/39 -1,132 кг и А-185 — 0,502 кг [2, с.427-428].
.
Принимая tрз=0,1с (из выбора выключателя на КРУ), рассчитаем эквивалентное по импульсу время деяния защиты (с учётом воздействия апериодической составляющей тока КЗ): tэк=0,1+0,05=0,15 с.
h=2 м — стрела провеса провода.
По рассчитанным дела по диаграмме [1, с.245] находим .
Определяем допустимое отклонение фаз и сравниваем с расчётным
,(6.5)
-наибольшее допустимое расстояние в свету меж фазами в момент их большего сближения (для токопроводов генераторного напряжения [1, с.245]).
Схлёстывание не произойдёт, потому что >b.
Выбор пофазноэкранированного токопровода для соединения генераторов с ТСН и Тр связи
Это участок 0-1-3-4 и 0-7-8-9 рис.6.1.
Избираем из каталога [2, с.540] токопровод ГРТЕ-10-8550-250 и сводим характеристики в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 Характеристики ГРТЕ-10-8550-250
характеристики
ГРТЕ-10-8550-250
Номинальное напряжение
10 кВ
Номинальный ток
8550 А
Ток эл/дин стойкости
250 кА
Тип опорного изолятора
ОФР-20-375с
Трансформаторы
напряжения
ЗНОМ-10
ЗОМ-1/10
Трансформатор тока
ТШ-20-10000/5
Выбор сборных шин РУ 220 кВ и токоведущих частей от их до блочного Тр
Это участок 11-10 и РУВН 220кВ.
1) Потому что сборные шины не выбираются по экономической плотности тока, то определяем по допустимому току при наибольшей перегрузке на шинах, равной току большего присоединения (тут для блока Г 100 МВА-Тр).
(6.6)
Потому что Г недозволено загружать большей мощностью, чем его мощность, то
Избираем провод [2, с.429] при условии АС-120/27 с . Но провод данного сечения не проходит по условиям коронирования, потому берём АС-240/39 с при горизонтальном расположении фаз.
2)Проверка шин на схлёстывание не проводиться, потому что Iп,о=2,51кА< 20 кА
3)Проверка шин на тепловое действие также не делается, потому что у нас шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе [1, с.248].
Избираем токоведущие части от выводов Тр до РУ 220 кВ (участок 10—11). Исполняем их также гибкими проводами. Сечение избираем по экономической плотности тока.
(6.7)
Принимаем 1 провод в фазе АС-330/43 с .
Проверяем по допустимому току:.
Аналогичным образом избираем гибкие провода на участках 11-12-14-18 и 13-15. Результаты сводим в таблицу 6.2.
Таблица 6.2
Участок
Марка провода
, А
, А
10-11
АС-330/43
680
328
11-18
АС-240/39
610
42,0
11-12
АС-240/39
610
147,6
11-14
АС-240/39
610
147,6
Сб. шины 220кВ
АС-240/39
610
328
Выбор сборных шин КРУ 10 кВ
1)Определяем расчётные токи длительных режимов
.(6.8)
Принимаем двухполосные шины по условию нагрева в длительном режиме 2*(120*10) с , q=2400 [2, с.395].
Проверяем по допустимому току .
2)Проверяем шины на тепловую стойкость:
, (6.9)
где — действительная температура охлаждающей среды;
— номинальная температура охлаждающей среды;
— продолжительно допустимая температура для шин. [1, с.230].
.
По кривой [1, с.198] определяем fн=50.
, (6.10)
где к = 1.054 (1, с.197).
. (6.11)
.
По кривой [1, с.198] определяем — производится.
3)Проверка шин на эл/дин стойкость:
Определяем пролёт меж изоляторами [1, с.231] для AL шин при условии, что частота собственных колебаний меньше 200 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) и шины размещены на изоляторах «плашмя»:
,(6.12)
где — момент инерции [1, с.232];
Принимаем и расстояние меж фазами а=0,8 м.
Определяем расстояние меж прокладками по двум условиям [2, с.234]:
а), (6.13)
б),(6.14)
где Е =Па — модуль упругости по табл. 4-3 [1, с.233];
=2b=2 см расстояние меж осями полос;
масса полосы на единицу длины;
плотность AL;
— по (1, с.234) коэффициент формы;
момент инерции полосы.
Рассчитаем ,
.
Принимаем наименьшее
Тогда можно найти число прокладок в пролёте:
. (6.15)
При 4 прокладках в пролёте расчётный пролёт будет:
. (6.16)
Определяем силу взаимодействия меж полосами [1, с.234]:
.(6.17)
Напряжение в материале полос (1, с.235):
, (6.18)
где — момент сопротивления одной полосы. [1, с.232] Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз [1, с.233]:
, (6.19)
где момент сопротивления пакета шин.
Расчётное напряжение:
. (6.20)
Сравниваем с допустимым напряжением для AL шин [1, с.233]: , — производится.
Таковым образом, шины механически высокопрочны.
Выбор токоведущих частей от ТСН и РТСН до выключателей
Это участки 5-6, 16-17, 19-20 на рисунке 5.1.
Определим Iмах для того, чтоб выяснить, какие токоведущие части будем устанавливать:
;(6.21)
для ТСН1, ТСН2, ТСН 3;
для РТСН.
Там, где у нас ток больше 1000 А, берём комплектные токопроводы, по другому — кабели.
Избираем комплектные токопроводы для участка 19-20 из [2, с.543]. Сводим их характеристики в таблицу 5.3.
Таблица 6.1 Характеристики комплектных токопроводов
характеристики
Участок
19-20 за РТСН
ТЗК-6-1600-51
Номинальное напряжение, кВ
6
Номинальный ток, А
1600
Эл/дин стойкость, кА
51
Размещение шин
По треугольнику
Избираем кабель для участка 5-6, 16-17 по экономической плотности тока и допустимому току
Избираем 3 одножильных АL кабеля ААШп с сечением 185и
Iдоп=3*580 А<934 А — производится.
Выбор шин собственных нужд с учётом подпитки от движков
Расчёт производим аналогично расчёту сборных шин КРУ, но с учётом подпитки от движков.
1).
Принимаем однополосную шину [2, с.395] (80*6)мм с , q=480 .
Проверяем по допустимому току — производится.
2)Проверяем шины на тепловую стойкость:
.
По кривой [1, с.198] определяем fн=57:
.
Термический импульс Вк определяется с учётом подпитки от движков СН:
,(6.22)
где ;(6.23)
;
— изначальное
— суммарный ток от всех источников за ТСН;
— коэффициент [1, с.188];
неизменная времени апериодической и
повторяющейся составляющей тока.
Определим .
.
Подставляем .
По кривой [1, с.198] определяем — производится.
7. Выбор типов релейной защиты
Защиты блока генератор — трансформатор
продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на базе внедрения реле РНТ — 565;
продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с внедрением реле РНТ — 565;
защита напряжения нулевой последовательности — от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;
газовая защита трансформатора — от замыкания снутри кожуха трансформатора;
токовая защита оборотной последовательности, состоящая из 2-ух фильтр — реле тока оборотной последовательности РТФ — 2 и РТФ — 3. При всем этом чувствительный орган реле РТФ — 2 и РТФ — 3 производит защиту генератора от перегрузок токами оборотной последовательности. Твердый орган реле РТФ — 2 является запасной защитой от наружных несимметричных КЗ;
токовая защита с запуском по минимальному напряжению — запасная от симметричных КЗ;
защита нулевой последовательности от наружных замыканий на землю в сети с огромным током замыкания н землю;
наибольшая токовая защита от симметричных перегрузок, употребляется ток одной фазы;
цепь убыстрения отключения блока и запуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;
односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени — для защиты генератора.
Защиты трансформаторов 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 по пт 1) — 2) — МТЗ с комбинированным запуском по напряжению;
от перегрузки — МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.
защита шин
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;
на обходном выключателе устанавливается трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;
на обходном выключателе — четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;
на шиносоединительном выключателе — двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;
на шиносоединительном выключателе — трёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.
Защита ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)
дистанционная защита
токовая защита нулевой последовательности
токовая отсечка
направленная защита с частотной блокировкой
8. Выбор измерительных устройств и измерительных трансформаторов
Выбор контрольно-измерительных устройств
генератор
Тип устройства Класс
Цепь статора: точности
Амперметр в каждой фазе Э — 3771,5
Вольтметр Э — 3771,5
Ваттметр Д — 3651,5
Счётчик активной энергии И — 6751,0
Счётчик реактивной энергии И — 675М2,0
Регистрирующие приборы:
Ваттметр Н- 3951,5
Амперметр Н — 3931,5
Вольтметр Н — 3931,5
Цепь ротора:
Амперметр неизменного тока Э — 3771,5
Вольтметр неизменного тока Э — 3771,5
Регистрирующий амперметр Н — 3931,5
Цепь синхронизации:
Частотомер Н — 3572,5
Вольтметр Э — 3771,5
Синхроноскоп Э — 327-
Двухобмоточный трансформатор
НН:
Амперметр Э — 3771,5
Ваттметр Д — 3651,5
Варметр с обоесторонней шкалой Д — 3652,5
Счётчик активной энергии И — 6751,0
Счётчик реакт. Энергии И — 675М2,0
Сборные шины 10 кВ
На каждой секции:
ВольтметрЭ — 3771,5
Частотомер Н — 3572,5
Сборные шины 220 кВ
На каждой секции либо системе шин:
ВольтметрЭ — 3771,5
Вольтметр регистрирующий Н — 3931,5
Частотомер Н — 3572,5
Осциллограф
ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 220 кВ
3 амперметра Э — 3771,5
Ваттметр с обоесторонней шкалойД — 3651,5
Варметр с обоесторонней шкалойД — 3652,5
Счётчик активной энергииИ — 6751,0
Счётчик реактивной энергииИ — 675М2,0
Осциллограф
Линия 10 кВ к потебителям
Амперметр Э — 3771,5
Счётчик активной энергииИ — 6751,0
Счётчик реактивной энергииИ — 675М2,0
Выбор трансформаторов тока и напряжения
Выбор трансформаторов тока в цепи Г ТВФ-120-2ЕУ3
Список нужных измерительных устройств берём из п. 8.1. Потому что участок от выводов Г до стенки турбинного отделения выполнен пофазноэкранированным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250, то избираем интегрированные трансформаторы тока ТШ-20-10000/5.
Для проверки трансформатора тока по вторичной перегрузке, пользуясь схемой включения (см. 1 лист графической части) и каталожными данными устройств, определяем нагрузку по фазам для более загруженного трансформатора тока по таблице 8.2.1.
Таблиц а 8.2.1 Вторичная перегрузка на трансформаторов тока
Устройство
Тип
Кол-во
Потребляемая мощность, В·А
Фаза А
Фаза В
Фаза С
Амперметр
Э-377
3
0,1
0,1
0,1
Ваттметр
Д-365
1
0,5
0,5
Варметр
Д-365
1
0,5
0,5
Счётчик активной энергии
И-675
1
2,5
2,5
Счетчик реактивной энергии
И-675М
1
2,5
2,5
2,5
Регистрирующий ваттметр
Н-395
1
10
10
Регистрирующий амперметр
Н-393
1
10
10
10
Суммарная перегрузка
—
—
26,1
22,6
26,1
Большая перегрузка приходится на ТТ фаз А и С Sприб = 26,1 В·А.
Найдём общее сопротивление устройств:
rприб = Sприб / I22 = 26,1/ 52 = 1,04 Ом.(8.2.1)
Вторичная номинальная перегрузка трансформатора тока в классе точности 10Р составляет 1,2 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов будет:
rпр = Z2 ном — r приб — r к = 1,2 — 1,04 — 0,1 = 0,06 Ом,(8.2.2)
где rк — сопротивление в контактах;
rпр — сопротивление соединительных проводов;
Z2 ном — номинальная перегрузка.
Принимая длину соединительных проводов с АL жилами l = 20 м [1, с.379], определим сечение:
.(8.2.3)
Во вторичных цепях электростанции с генераторами 100 МВт и выше употребляются AL жилы (с = 28.3·10-9 Ом·м);
— расчётная длина, зависящая от схемы соединения Тр тока [1, с.380].
Избираем контрольный кабель АКРВГ с жилами 18 мм2.
Потому что у нас пофазноэкранированный токопровод ГРТЕ-10-8550-250, то избираем интегрированный трансформатор напряжения ЗНОМ-10, к которому присоединяются измерительные приборы и приборы контроля изоляции в цепи генератора.
Подсчёт перегрузки главный обмотки приведен в таблице 8.2.2.
Таблица 8.2.2 Вторичная перегрузка трансформатора напряжения
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
6
—
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 акт. эн.
И-675
2 Вт
2
0,38
0,925
1
4
9,7
Ваттметр регистр.
Н-395
10
2
1
0
1
20
—
Вольтметр регистр
Н-393
10
1
1
0
1
10
—
Частото-метр
Э-372
3
1
1
0
2
6
—
Сумма
—
—
—
—
—
—
71
9,7
Полную вторичную нагрузку определим по формуле:
.
Избранный трансформатор напряжения имеет номинальную мощность в классе точности 0,5, нужном для присоединения счётчиков, 75 ВА.
Тогда имеем: S2? < Sдоп (71,65<75). Как следует, ТН обеспечит нужный класс точности 0,5.
Все избранные трансформаторы тока и напряжения представлены на первом листе графической части проекта.
9. Выбор конструкции и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте
ОРУ сооружаются на электростанциях при напряжении 35 кВ и выше при обычных критериях наружной среды.
Компоновку ОРУ выбирают, исходя из схемы соединений, перспектив развития и особенностей конструкции устанавливаемых электронных аппаратов. При всем этом огромное количество ярусов расположения проводов и тип разъединителей.
Разработка ОРУ с внедрением типового проекта сводится к выбору расположения ячеек и компоновке в ячейках избранного оборудования.
Размещение избранных выключателей и другого оборудования в ячейках делается при разработке эскизов разрезов по соответствующим ячейкам ОРУ. При всем этом требуется обеспечить расстояние от токоведущих частей до разных частей ОРУ не наименее обозначенных в ПУЭ.
Таблица 9.1 Меньшие расстояния от токоведущих частей до разных частей ОРУ 220 кВ
Наименование расстояния
ОРУ 220 кВ
От токоведущих частей, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций либо неизменных внутренних огораживаний высотой не наименее 2 м
1800мм
Меж проводами различных фаз
2000 мм
От токоведущих частей, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций либо неизменных внутренних огораживаний высотой 1,6 м, до габаритов транспортируемого оборудования
2550мм
От неогражденных токоведущих частей до земли либо до кровли спостроек при самом большом провисании проводов
4500мм
Таблица 9.2 Меньшие расстояния от токоведущих частей до разных частей закрытого РУ 10кВ
Наименование расстояния
РУ 10 кВ
От токоведущих частей до заземленных конструкций и частей спостроек
120мм
Меж проводниками различных фаз
130мм
От токоведущих частей до сплошных огораживаний
150мм
От токоведущих частей до сетчатых огораживаний
220мм
Меж неогражденными токоведущими частями разных цепей
2000мм
От неогражденных токоведущих частей до пола
2500мм
Размещения оборудования обязано быть как можно ниже для облегчения обслуживания оборудования, но выше, чтоб исключит случайное прикосновение. Аппараты инсталлируются на железобетонные основания с высотой 2-4 м, определяемые по условиям сохранности.
В качестве проводников лучше употреблять провода АС.
Порталы производятся из обычных опор. На верхушках опор устанавливают молниеотводы.
Площадка ОРУ окружается от других территорий станции внутренним забором высотой 1,6 м — сплошным сетчатым и решётчатым. Компоновку ОРУ выбирают, исходя из схемы соединений, перспектив развития и особенностей конструкций установленных электронных аппаратов.
В данном проекте на напряжение 220 кВ использована схема 2-ух рабочих с обходной системой шин (число присоединений равно 6), которая обеспечивает возможность отключения хоть какого присоединения, также вывод в ремонт хоть какого выключателя без отключения остальных присоединений.
Сборные шины и ошиновку делают неизолированными сталеалюминевыми проводами на оттяжных и навесных гирляндах изоляторов либо жёсткими дюралевыми трубами на опорных изоляторах.
Жёсткие шины разрешают применить наиболее обыкновенные несущие конструкции, уменьшить занимаемую площадь и высоту ОРУ. Но стоимость жёстких шинных конструкций несколько выше цены гибких шин, а так же для крепления требуются наиболее дорогие и наименее надёжные опорные изоляторы.
Для крепления гибких проводов предусматриваются порталы, для жёстких шин и аппаратов опоры в виде стояк и стульев либо так же порталы.
Оборудование 1-го присоединения занимает горизонтальную полосу, которую именуют ячейкой.
Надёжность ОРУ достигается соблюдением достаточных изоляционных расстояний в воздухе меж токоведущими частями различных фаз и меж токоведущими и заземлёнными частями.
Для удобства обслуживания (монтажа, ремонта) предусматривается проезд вдоль ряда выключателей. Габариты проезда должны быть не наименее 4 м по ширине и высоте.
На напряжении 10 кВ распределение электроэнергии осуществляется комплектным распределительным устройством (КРУ) внутренней установки с воздушной изоляцией. В данном курсовом проекте применены шкафы КРУ марки К-ХХVII с маломасляными выключателями ВМПЭ на выкатных телегах. Шкафы состоят из жёсткого железного корпуса, снутри которого расположено главные электронные аппараты и система жёстких шин, также приборы для измерений, управления и релейной защиты со всеми соединениями. Жёсткая ошиновка выполнена двухполосными прямоугольными дюралевыми шинами которые крепятся на опорных изоляторах марки ИО-10-3,75У3.
Таковой тип РУ избран из-за ряда преимуществ по сопоставлению с иными типами РУ (надёжность, сохранность для обслуживающего персонала, пожаробезопасность, возможность расширения схемы распределения, стремительная подмена повреждённых выключателей, также скорость и простота монтажа шифанеров КРУ). В центральной части строения в два ряда размещены блоки сборных шин и шинных разъединителей, дальше следуют ячейки генераторных, трансформаторных и секционных выключателей, реакторов и шинных трансформаторов напряжения. Шаг ячейки 3 м.
У стенок строения размещены шкафы КРУ. Все кабели проходят в 2-ух кабельных тоннелях. Охлаждающий воздух к реакторам подводится из 2-ух вентиляционных каналов, подогретый воздух выбрасывается наружу через вытяжную шахту. В каналы воздух подается особыми вентиляторами, установленными в 3-х камерах.
Сервис оборудования осуществляется из 3-х коридоров: центральный коридор управления шириной 2000 мм, коридор вдоль шифанеров КРУ, рассчитанный на выкатку тележек с выключателями, и коридор обслуживания вдоль ряда генераторных выключателей.
Литература
Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «Электрооборудование станций и подстанций», 2 изд. — М: Энергия 1980г.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электронная часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — М.: Энергоатомиздат, 1989.
Мазуркевич В.Н., Окружение Л.Н. «Методические указания по курсовому проектированию по курсу: Базы проектирования электронных станций и подстанций». — Мн.: БПИ, 1987
]]>