Полный текст:
1 Выбор генераторов, трансформаторов, главной схемы
электрических соединений
Выбор генераторов
В соответствии с заданной номинальной мощностью и номинальным напряжением
выбирается турбогенератор типа ТГВ–300–2У3, [1, таблица 2.1].
Номинальные параметры выбранного генератора приведены
в таблице 1.
Таблица
1 – Номинальные параметры генератора ТГВ–300–2У3
Тип турбогенератора
ТГВ-300-2У3
Номинальная частота вращения, об/мин
3000
Номинальная мощность
полная, МВЧА
активная, МВТ
353
300
Номинальное напряжение, кВ
20
Номинальный коэффициент мощности, о.е.
0,85
Номинальный ток, кА
10,2
Сверхпереходное индуктивное сопротивение, о.е.
0,195
Постоянная времени, с
0,54
Количество выводов ВН, шт.
9
Схема соединения обмоток статора
Y/Y
Номинальный
КПД, %
98,7
Система охлаждения
обмотки статора
стали статора
обмотки ротора
непосредственно водородом
непосредственно водородом
непосредственно водородом
Возбуждение
система
тип
возбудителя
номинальное напряжение
возбудителя, В
номинальный ток возбудителя, А
номинальное напряжение
возбуждения, В
номинальный ток возбуждения, А
тиристорная система
самовозбуждения
СТВ-300
485/840
3200/6100
420
3050
Общая масса,
т
349
Турбогенератор представляет собой быстроходную
горизонтальную электрическую машину с неподвижным статором и вращающимся
цилиндрическим ротором. Большая частота вращения турбогенератора обусловлена
тем, что с ее повышением возрастает экономичность работы паровых турбин и
уменьшаются габариты турбин и генераторов.
Быстроходность
турбогенератора определяет особенности его конструкции. Корпус статора - цилиндрический,
сварной, газоплотный. Турбогенератор
выполнен в однокорпусном исполнении. Сердечник статора собран на продольные
призмы. Для снижения вибрации внутренний корпус устанавливается в корпусе
статора на пластинчатых пружинах, расположенных в несколько рядов по длине
машины. Сердечник состоит из отдельных пакетов, разделенных кольцевыми
радиальными каналами.
Сердечник запрессовывается с помощью массивных
нажимных фланцев, изготовляемых из немагнитной стали.
Обмотка статора - трехфазная, двухслойная, стерневая,
с укороченным шагом. Лобовые части обмотки - корзиночного типа.
Стержни обмотки с непосредственным газовым охлаждением
имеют вентиляционные каналы, образованные изолированными трубками из
немагнитной стали.
Ротор изготовляется из высококачественной стали. В
бочке ротора имеются радиальные пазы с параллельными стенками. Обмотка ротора с
газовым охлаждением выполняется из медных полос специального профиля. В турбогенераторах мощностью
300 МВт используется одноступенчатый центробежный компрессор, расположенный на
валу ротора.
Турбогенератор имеет
непосредственную водородную систему охлаждения ротора. Водород циркулирует в
аксиальных прямоугольных каналах, которые образуются корытообразными
проводниками обмотки возбуждения. В генераторах этого типа выполнено также
непосредственное охлаждение обмоток статора. Водород подается в тонкостенные
трубки из немагнитной стали, заложенные внутри стержней обмотки и открытые в
лобовых частях. Давление водорода в корпусе поддерживается 0,2-0,4 МПа.
Турбогенераторы серии ТГВ имеют тиристорные системы
возбуждения. Для турбогенераторов мощностью 200-300 МВт применяется статическая
система самовозбуждения с питанием обмотки ротора от шин турбогенератора через
выпрямительный трансформатор с преобразованием переменного тока в постоянный
посредством статических тиристорных преобразователей.
Построение графиков нагрузки
Характерный суточный график электрических
нагрузок для предприятий целлюлозно-бумажной промышленности приведен в [4] .
Величина
максимальной активной нагрузки, МВт,
,
(1)
где – количество
линий, шт;
–
мощность одной линии, МВт.
Максимальная реактивная
мощность потребителей , Мвар,
(2)
Полная мощность
потребителей, МВ·А,
(3)
Для потребителей на
напряжении 110 кВ:
МВт,
МВАр,
МВ•А.
Для потребителей на
напряжении 330 кВ:
МВт,
МВАр,
МВ•А.
Для
построения характерных графиков нагрузки для потребителей пересчитывают ординаты
суточного графика в именованные единицы.
Для построения годовых графиков нагрузки потребителей
заполняется таблица 2.
Таблица 2 – Данные для построения годовых графиков
нагрузки
Р, %
Число часов использования нагрузки в сутках, ч.
Число часов использования нагрузки в году, ч.
Потребители I
Потребители II
Р, МВт
Q, МВАр
S, МВ•А
Р, МВт
Q, МВАр
S, МВ•А
80
6
2190
264
156,64
306,98
768
455,7
893,02
85
1
365
280,6
166,44
326,16
816
484,19
648,84
90
1
365
297
176,23
345,35
864
512,67
1004,65
95
7
2555
313,5
186,02
364,53
912
541,15
1060,47
100
9
3285
330
195,81
383,72
960
569,63
1116,28
На рисунках 1 и
2 изображены годовые графики нагрузки потребителей, построенные по
данным таблицы 2.
Рисунок 1 – Годовой график нагрузки потребителя I
Рисунок 2 – Годовой график нагрузки потребителя II
Составление вариантов структурной схемы станции
Структурная схема
электрической части электростанции определяет распределение генераторов между
РУ разных напряжений и выполнение электромагнитных связей (трансформаторных,
автотрансформаторных) между последними.
Необходимо наметить два
конкурентоспособных варианта схемы электрических соединений ГРЭС. Схемы выдачи
электроэнергии ГРЭС характерны блочным соединением генераторов с
трансформаторами. На проектируемой станции присутствуют РУ трех напряжений: 500
кВ, 330 кВ и 110 кВ. Связь между распределительными устройствами разного
напряжения на мощных электростанциях осуществляется с помощью
автотрансформаторов, применение которых обусловлено рядом преимуществ по
отношению к трансформаторам: меньшие потери и больший КПД. Принимается установка не менее двух АТ связи
между РУ ВН-СН и СН-НН. Связь с системой осуществляется на напряжении 500 кВ.
Генераторы необходимо
распределять таким образом, чтобы переток мощности через трансформаторы связи
был минимальным, то есть устанавливать генераторы по мощности нагрузки. Оставшиеся генераторы
устанавливать непосредственно на РУ, связанных с системой.
Варианты структурных схем электрической части электростанции согласно заданным исходным
данным представлены на рисунках 3-4.
Рисунок 3 – Первый вариант структурной схемы станции
Рисунок 4 – Второй вариант структурной схемы станции
Выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи
Выбор трансформаторов включает в себя определение
числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы
проектируемой электроустановки.
Для выбора трансформаторов потребуются следующие
данные:
мощность генератора ;максимальная нагрузка на РУ 330 кВ ;минимальная нагрузка на РУ 330 кВ ;максимальная нагрузка на РУ 110 кВ ;минимальная нагрузка на РУ 110 кВ ;
- расход на собственные нужды для ГРЭС, работающей на угле,
тогда по [2, таблице 5.2] принимается 8% от активной мощности генератора с
коэффициентом мощности о.е.
Активная нагрузка собственных нужд , МВт,
, (4)
.
Реактивная нагрузка собственных нужд , Мвар,
вычисляется по формуле
, (5)
.
Мощность блочного трансформатора, МВ•А,
,
(6)
где РГ, QГ – активная и
реактивная мощность одного генератора, МВт, МВАр,
ST ? МВ•А.
Согласно
полученному значению выбираются блочные трансформаторы на РУ-330 кВ типа ТДЦ-400000/330,
а на РУ-110 кВ типа ТДЦ-400000/110. Блочные трансформаторы выбираются без
наличия устройства РПН. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице
3.
Таблица
3 - Параметры блочного
трансформатора
Тип
Sном, МВ?А
Uном В,
кВ
Uном Н,
кВ
Pх.х.,
кВт
Pк.з.,
кВт
uк.з.,
%
Цена, тыс.руб.
ТДЦ-400000/110
400
121
20
320
900
10,5
373
ТДЦ-400000/330
400
347
20
330
790
11,5
398,5
1.4.1 Выбор автотрансформаторов связи
Для выбора автотрансформаторов связи определяется их
наибольшая загрузка в различных режимах. Для этого составляется баланс мощности
для трех характерных режимов: максимального, минимального, аварийного. Считается, что мощность с.н. остается в течение
года неизменной, а генераторы вырабатывают свою номинальную мощность независимо
от времени года. При проектировании станции принимается, что при отключении
генератора его мощность с.н. отключается. Номинальная мощность и тип трансформаторов
выбирается по наиболее загруженной обмотке. Расчет производится по активной и
реактивной мощности, так как коэффициенты мощности различны.
Cоставляется
баланс мощности для первого варианта схемы.
Для выбора
трансформаторов связи между РУ 500 кВ и 330 кВ рассчитывается переток мощностей
для трех режимов.
переток в минимальном режиме:
(7)
где - активная нагрузка в
минимальном режиме на напряжение 110 кВ, МВт;
- реактивная нагрузка в минимальном режиме на напряжение 110
кВ, Мвар;
- активная нагрузка в
минимальном режиме на напряжение 330 кВ, МВт;
- реактивная нагрузка в минимальном режиме на напряжение 330
кВ, Мвар;
m- число работающих генераторов, шт,
МВ•А.
переток в максимальном режиме:
(8)
где - активная нагрузка в
максимальном режиме на напряжение 110 кВ, МВт;
- реактивная нагрузка в максимальном режиме на напряжение
110 кВ, Мвар;
- активная нагрузка в
максимальном режиме на напряжение 330 кВ, МВт;
- реактивная нагрузка в максимальном режиме на напряжение
330 кВ, Мвар,
МВ•А.
переток в послеаварийном режиме (отключение
генератора ТГВ-300-2У3 на РУ-330 кВ):
МВ•А.
Номинальная мощность трансформатора , МВ•А,
,
(9)
где n - число параллельных трансформаторов связи, шт,
МВ•А.
Выбираются однофазные автотрансформаторы связи типа
АОДЦТН-167000/500/330. Номинальные
характеристики приведены в таблице 4.
Для выбора
трансформаторов связи между РУ 330 кВ и 110 кВ рассчитывается переток мощностей
для трех режимов.
переток в минимальном режиме:
(10)
МВ•А.
2) переток
в максимальном режиме:
(11)
МВ•А.
переток в послеаварийном режиме (отключение
генератора ТГВ-300-2У3 на РУ-110 кВ):
(12)
МВ•А.
Номинальная мощность трансформатора по формуле (9),
МВ•А.
Выбираются
автотрансформаторы связи типа АТДЦТН-200000/330/110. Номинальные
характеристики приведены в таблице 4.
Cоставляется баланс
мощности для второго варианта схемы.
Для выбора
трансформаторов связи между РУ 500 кВ и 330 кВ рассчитывается переток мощностей
для трех режимов.
переток в минимальном режиме:
(13)
МВ•А.
переток в максимальном режиме:
(14)
МВ•А.
переток в послеаварийном режиме (отключение
генератора ТГВ-300-2У3 на РУ-330 кВ):
МВ•А.
Номинальная мощность трансформатора по формуле (9),
МВ•А.
Выбираются
однофазные автотрансформаторы связи типа АОДЦТН-167000/500/330. Номинальные
характеристики приведены в таблице 4.
Для выбора
трансформаторов связи между РУ 500 кВ и 110 кВ рассчитывается переток мощностей
для трех режимов.
переток в минимальном режиме определяется по
формуле 10,
МВ•А.
2) переток в максимальном режиме определяется
по формуле 11,
МВ•А.
переток в послеаварийном режиме (отключение
генератора ТГВ-300-2У3 на РУ-110 кВ) определяется
по формуле 12,
МВ•А.
Номинальная мощность трансформатора по формуле (9),
МВ•А.
Выбирается два автотрансформатора связи типа
АТДЦТН-250000/500/110. Номинальные характеристики приведены в таблице 4.
Таблица 4 –
Номинальные параметры трансформаторов
Вариант схемы
Тип
Кол-во, шт
Sном, МВ•А
U, кВ
DUк , %
DPx, кВт
DPк, кВт
Цена, тыс. руб.
вн
сн
нн
вн-сн
вн-нн
сн-нн
1
АОДЦТН-167000/500/330
6
167
10,5
9,5
67
61
61
300
202
АТДЦТН-200000/330/110
2
200
330
115
6,3
10,5
38
25
155
560
291
2
АОДЦТН-167000/500/330
6
167
10,5
9,5
67
61
61
300
202
АТДЦТН-250000/500/110
2
500
500
121
10,5
13
33
18,5
200
690
375,5
1.5
Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы
Экономическая
целесообразность схемы определяется по критерию минимума дисконтированных
издержек, предполагая, что инвестиции осуществляются в течение одного года, до момента начала строительства
объекта.
;
(15)
где ДИ – дисконтированные издержки каждого из вариантов;
К? – суммарные капитальные вложения;
Ио,р
– издержки на ремонт и обслуживание;
И?W –
издержки на возмещение потерь электрической энергии;
i – коэффициент дисконтирования, i
= 0,12;
Tр –
расчётный период, равный 22 года;
У - ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям, тыс.руб.
Ущерб от недоотпуска электроэнергии в данном курсовом
проекте не учитывается, так как принято, что все варианты схем равнозначны по
надёжности.
1.5.1 Расчет капитальных затрат
Капиталовложения
определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схемы. Расчет
капитальных затрат приводится в таблице 5.
Таблица 5– Определение затрат на
капитальные вложения
Оборудование
Ст-ть
ед. тыс.руб
Вариант 1
Вариант 2
Кол-во
Ст-ть
Кол-во
Ст-ть
1
2
3
4
5
6
Трансформаторы блочные
ТДЦ-400000/110
373
1
373
1
373
ТДЦ-400000/330
398,5
3
1195,5
3
1195,5
автотрансформаторы связи
АОДЦТН-167000/500/330
202
6
1212
6
1212
АТДЦТН-200000/330/110
291
2
582
-
-
АТДЦТН-250000/500/110
375,5
-
-
2
751
Ячейки ОРУ
ОРУ
500 кВ
260
4
1040
6
1560
ОРУ
330 кВ
160
15
2400
12
1920
ОРУ
110 кВ
42
16
672
16
672
Суммарная
стоимость 500 кВ
2252
3523
Продолжение таблицы 5
Суммарная
стоимость 330 кВ
4177,5
3115,5
Суммарная
стоимость 110 кВ
1045
1045
Итого
7474,5
7683,5
Итого
500 кВ
135120
211380
Итого 330кВ
250650
186930
Итого 110 кВ
62700
62700
Итого
448470
461010
Предварительно принимаются схемы по числу присоединений:
500
кВ –1 вариант четырехугольник, 2 вариант шестиугольник;
330
кВ –1и 2 вариант схема с двумя системами шин и четырьмя выключателями на три
цепи;
110 кВ – две системы сборных шин с обходной.
1.5.2 Расчет издержек на
обслуживание и ремонт
Издержки
на обслуживание и ремонт Ир.о., тыс. руб.,
Ио.р. = Но.р.?К,
(16)
где
Но.р. – норматив отчислений на амортизацию и обслуживание, %,
принимается равным:
· для силового оборудования до 150 кВ - 5,9%;
· для силового оборудования 220 кВ и выше – 4,9%.
1.5.3
Расчет потерь электроэнергии
Потери
электроэнергии определяются по среднему тарифу, тыс.руб,
(17)
где
– средний тариф, принимается равным 150 коп/кВт·ч;
– потери электроэнергии в трансформаторах за
год, кВт·ч/с;
,
(18)
где – потери мощности холостого хода, кВт;
– потери мощности короткого замыкания в обмотках, кВт;
– расчетная (максимальная) нагрузка
трансформатора, МВ•А;
– номинальная мощность трансформатора, МВ•А;
– продолжительность работы трансформатора, ч.;
– время максимальных потерь, определяется в
зависимости от количества часов использования максимальной нагрузки Тнб, ч.
Продолжительность работы блочного
трансформатора , ч,
,
(19)
где – время часов в году;
– время ремонта трансформатора, ч; для
трансформатора 400000/110 ч., для трансформатора 400000/330
ч.,
Потери
электроэнергии в блочных трансформаторах по формуле (18),
Время максимальных потерь, ч,
.
(20)
Потери
электроэнергии в автотрансформаторе определяются по формуле , МВт?ч,
,
(21)
где индексы В, С, Н – величины, относящиеся
соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения. Значения , , определятся для соответствующих Тнб по формуле (20).
Потери
мощности к.з. в обмотках ВН, СН, НН , , , кВт,
= == .
(22)
Если обмотка НН автотрансформатора не загружена, то , МВт?ч,
.
(23)
Потери электроэнергии в параллельно работающих
трансформаторах, МВт?ч,
.
(24)
Для
определения потерь электроэнергии в трансформаторах связи за год рассчитываются годовые графики перетоков
активной мощности, которые зависят от изменения величины мощности нагрузки.
Значение активной мощности перетока для каждого временного интервала графиков
нагрузки (рисунки 1,2) определяется по следующей формуле
(25)
Результаты расчета сведены в таблицу 6.
Таблица 6 – Расчёт годовых графиков перетоков мощности через
автотрансформаторы связи.
Интервал ч
Вариант 1
Вариант 2
Р,МВт
Р,МВт
Р,МВт
Р,МВт
АОДЦТН-167000/500/330
АТДЦТН-200000/330/110
АОДЦТН-167000/500/330
АТДЦТН-250000/500/110
0-3285
-186
-54
-132
-54
3285-5840
-121,5
-37,5
-84
-37,5
5840-6205
-57
-21
-36
-21
6205-6570
7,5
-4,5
12
-4,5
6570-8760
72
12
60
12
На рисунках 5-6 приведены
графики годовых перетоков мощности для первого, второго варианта схем
соответственно.
Рисунок 5 - Годовой график перетока активной мощности
через автотрансформаторы
в первом
варианте.
Рисунок 6 - Годовой график перетока активной мощности
через автотрансформаторы
во втором
варианте.
Продолжительность
использования наибольшей нагрузки, ч/год,
,
(26)
где Wгод – энергия, протекающая по трансформаторам связи за
год, определяемая по графику перетоков мощности трансформаторов связи (рисунки 5,6),
МВт·ч/год,
Wгод = еРiЧti,
(27)
где Рi –
мощность i-ой ступени графика, МВт;
ti –
время i-ой ступени графика, ч.
1.5.4 Расчет потерь электроэнергии
для первого варианта
Продолжительность
использования наибольшей нагрузки по формуле (26),
ч,
ч.
Продолжительность максимальных потерь по формуле (20)
,
ч,
ч.
Потери
электроэнергии в автотрансформаторах связи по формуле (22),
Суммарные
потери:
Потери электроэнергии:
1.5.5 Расчет
потерь электроэнергии для второго
варианта
Продолжительность
использования наибольшей нагрузки по формуле (26),
ч,
ч.
Продолжительность максимальных потерь по формуле (20),
ч,
ч.
Потери
электроэнергии в автотрансформаторах связи по формуле (22),
Суммарные
потери:
Потери электроэнергии:
1.5.6
Расчет дисконтированных издержек для различных
вариантов схем
Расчет дисконтированных издержек для первого варианта по формуле (15),
тыс. руб.
Расчет дисконтированных издержек для второго варианта
тыс. руб.
Т.к. ДИ1<ДИ2, то наиболее
экономически целесообразным является вариант структурной схемы №1
Выбор трансформаторов собственных нужд
На каждый блок устанавливается один трансформатор
собственных нужд (ТСН). Мощность ТСН выбирается по условию
(28)
где – коэффициент спроса
установок, для ГРЭС на угле .
,
МВ•А,
МВ•А
(29)
Таким образом, следует принять ТРДНС – 32000/20/6,3-6,3.
Резервное питание секций с.н. осуществляется
автоматически от спаренных резервных магистралей, получающих питание от
резервных трансформаторов с.н.. Поскольку блоки без генераторных выключателей, и число блоков равно четырем,
то согласно НТП в качестве резервных ТСН необходимо использовать пускорезервные
ТСН, число которых принимается равным двум, которые присоединяются к шинам РУ
110 кВ.
Подключение РТСН к РУ ВН экономически не выгодно, т.к.
стоимости трансформатора с ВН на 500 кВ больше чем стоимость трансформатора с
ВН на 110 кВ. Подключение ПРТСН к НН автотрансформатора требует обеспечения
допустимого колебания напряжения на шинах СН при регулировании напряжения на
нём и соблюдение условия самозапуска электродвигателей, что является
усложнением расчёта.
Мощность пускорезервных трансформаторов с.н.
выбирается из условия, МВ•А,
МВ•А.
(30)
В качестве ПРТСН, присоединённых к шинам РУ 110 кВ,
следует выбрать трансформаторы ТРДНС – 63000/110/6,3.
Параметры
выбранных трансформаторов системы собственных нужд станции приведены в таблице
7.
Таблица 7 - Номинальные параметры
трансформаторов собственных нужд
Тип
Sном, МВ?А
Uном В,
кВ
Uном Н,
кВ
Pх.х.,
кВт
Pк.з.,
кВт
uк.з.,
%
Цена, тыс.руб.
ТРДНС-32000/20
32
20
6,3-6,3
29
145
12,7
69,6
ТРДНС-63000/110
63
115
6,3-6,3
50
245
10,5
110
1.7 Выбор и обоснование схем РУ всех напряжений
Определяющими критериями при выборе схем РУ являются
надежность, экономичность,
ремонтопригодность, безопасность обслуживания и оперативная
(техническая) гибкость.
Схема
на напряжение 500 кВ должна обладать высокой надёжностью, так как через неё
осуществляется связь электростанции с системой, поэтому в качестве схемы РУ 500
кВ (4 присоединения) принимается схема четырехугольник. Данная схема обладает
высокой надежностью, экономичностью и обеспечивает возможность ревизий и опробования
выключателей без перерыва
электроснабжения потребителей. Разъединители в данной схеме используются по
своему прямому назначению - для создания видимого разрыва.
РУ 330 кВ имеет 11 присоединений и на данный класс
напряжения можно применить схемы: 3/2 выключателя на присоединение и 4/3
выключателя на присоединение. При
применении этих схем имеется не полная цепочка выключателей. Причем схема 4/3
выключателя обладает меньшим числом выключателей (15 выключателей), чем схема
3/2 выключателя на присоединение (17
выключателей). Поэтому исходя из экономических соображений выгоднее применять
схему 4/3 выключателя на присоединение.
РУ 110 кВ имеет 11
присоединений. Для данного класса напряжения и большом числе присоединений
целесообразно применение схемы с двумя рабочими и одной обходной системами шин
с одним выключателем на присоединение.
Для увеличения надежности обе системы шин находятся в работе при
соответствующем фиксированном распределении всех присоединений.
Собственные нужды блоков 6 кВ получают
питание от блочных трансформаторов с.н., подключаемых на ответвление между
генератором и силовым трансформатором. Количество секций с.н. 6 кВ
проектируемой ГРЭС при мощности энергоблока 300 МВт принимается по две на
каждый. Резервирование питания секции осуществляется автоматически от спаренных
резервных магистралей 6 кВ, получающих питание от резервных трансформаторов
собственных нужд. Резервные магистрали секционируются выключателями через
два-три блока и имеют выключатели на вводе от резервных трансформаторов с.н. Рабочие трансформаторы с.н. в данной схеме
не могут обеспечить питание с.н. своего блока при пуске и остановке. Эти
функции передаются на специальные пускорезервные трансформаторы с.н., каждый из
которых должен обеспечить замену рабочего трансформатора с.н. одного блока и
одновременный пуск или аварийную остановку второго блока. Резервный
трансформатор с.н. должен обеспечить самозапуск электродвигателей ответственных
механизмов с.н
Схемы распределительных устройств всех напряжений и связи между ними показаны на
рисунке 7.
Рисунок 7 – Схема электрических соединений
проектируемой ГРЭС
2 Расчет токов
короткого замыкания
Определение расчетных условий КЗ
Для
расчета составляется расчетная схема, изображенная на рисунке 8. Расчетная
схема - однолинейная электрическая схема проектируемой ГРЭС, в которую включены
все источники питания, трансформаторные связи, связь с энергосистемой.
Рисунок 8 - Расчетная схема
Для расчета составляется
схема замещения, изображенная на рисунке 9. Месторасположение точки КЗ
выбирается таким образом, чтобы через оборудование протекал наибольший ток КЗ,
который и будет являться расчетным. Расчетным видом КЗ принимается трехфазное
короткое замыкание. Принимаются допущения при расчете тока КЗ: пренебрегаем
влиянием нагрузки.
Токи КЗ рассчитываются на каждом напряжении.
Расчетное
время для определения токов КЗ , с,
,
(31)
где – собственное время
отключения выключателя, с;
–минимальное время
действия релейной защиты, .
Время
отключения КЗ, требуемое для оценки термической стойкости аппаратов , с,
,
(32)
где –полное время действия
основной релейной защиты данной цепи с учетом действия АПВ, с, ;
– полное время отключения выключателя, с.
Предварительно намечается установка воздушных выключателей
на РУ ВН и РУ СН.
Определяется расчетное время и время отключения КЗ для
намеченных выключателей.
500 кВ – ВВБК и ,
,
.
330 кВ – ВВД и ,
,
.
110 кВ – ВВ
и ,
,
.
2.2 Расчет параметров схемы замещения
Расчет выполняется в относительных единицах по
упрощённому методу. Базисная мощность принимается базисное напряжение ступени – средненоминальное напряжение .
Базисные напряжения ступеней, кВ,
,
,
,
,
.
(33)
Базисные токи ступеней, кА,
,
,
,
,
,
.
(34)
Рисунок 9
– Схема замещения исследуемого варианта структурной схемы ГРЭС
Производится расчет элементов схемы.
Сопротивление
и ЭДС генератора, о.е.,
(35)
(36)
Сопротивление
блочного трансформатора, о.е.,
,
,
,
(37)
Сопротивления трансформатора СН с расщепленными
обмотками определяются по следующим выражениям, о.е.
,
,
.
(38)
(39)
,
,
Сопротивления автотрансформатора АТ,
о.е.
(41)
где
- количество
автотрансформаторов связи, шт.
Сопротивление
линии, о.е.
(42)
Сопротивление и ЭДС системы, о.е.
(43)
2.3
Расчет токов КЗ, определение ударных токов, периодических и апериодических
составляющих токов КЗ. Расчет тепловых импульсов
Расчёт выполняется вручную и по программе «TKZ-3» для точки К1 (рисунок 9). Результаты расчетов по программе «TKZ-3» остальных точек приводятся в Приложении А.
Расчёт токов короткого замыкания начинается с
эквивалентирования схемы замещения ГРЭС (рисунок 10) относительно точки короткого
замыкания. Эквивалентирование схемы замещения ГРЭС проводится в несколько этапов:
первый этап эквивалентирования:
Эквивалентное сопротивление
системы и линии, о.е.,
(44)
Эквивалентное сопротивление Г1, Г2, Г3 и блочного
трансформатора Т1, Т2,Т3, о.е.,
(45)
Эквивалентное сопротивление Г4 и блочного
трансформатора Т4 и автотрансформатора АТВН3,4, о.е.,
(46)
Эквивалентные
ЭДС первого и второго, и третьего
генераторов, о.е.,
(47)
Эквивалентные ЭДС четвертого генератора, о.е.,
(48)
Эквивалентная схема замещения для первого этапа
расчёта изображена на рисунке 10.
Рисунок 10 – Схема замещения
ГРЭС после первого этапа эквивалентирования
второй этап
эквивалентирования:
Эквивалентирование сопротивлений
и и автотрансформаторов , о.е.,
(49)
Эквивалентирование
ЭДС, и о.е.,
(50)
Эквивалентная схема замещения для второго этапа
расчёта изображена на рисунке 11.
Рисунок 11 – Схема замещения
ГРЭС после второго этапа эквивалентирования
Периодическая
составляющая тока к.з. в начальный момент в системе , о.е.
,
(51)
о.е.
Периодическая
составляющая тока к.з. в начальный момент от генераторов , о.е.
,
(52)
о.е.
По
первому закону Кирхгофа результирующий ток в точке КЗ , о.е.
Результаты расчета вручную
практически совпадают с ЭВМ.
Определяется удаленность для всех генераторов.
Удаленность расчетной точки короткого замыкания от произвольного источника
определяется как, отношение действующего значения периодической составляющей
тока источника в начальный момент короткого замыкания к его номинальному току
(53)
где - действующее значения периодической составляющей тока
источника в начальный
момент короткого замыкания, кА;
- номинальный ток генератора в
кА, приведенный к той ступени напряжения, где находится КЗ, определяется по
формуле,
(54)
Короткое замыкание считается близким, если
отношение равно двум или больше двух, при меньших значениях
этого отношения короткое замыкание считается удаленным.
Определяются действующее значения
периодической составляющей тока КЗ в
начальный момент времени для других генераторов.
Для определения удалённости генераторов Г1,2,3,4 от
точки к.з. необходимо найти периодическую составляющую тока к.з. в генераторах
в начальный момент времени.
По схеме (рисунок
10)
,
(55)
По схеме (рисунок
10)
,
(56)
В именованных единицах, кА,
(57)
Номинальный ток генераторов Г1,2,3 вычисляется по
формуле (54),
Удаленность генераторов Г1,2,3, вычисляется по формуле
(53),
не удаленное КЗ.
По схеме (рисунок
10)
,
(58)
В именованных единицах по формуле (57),
Номинальный ток генератора Г4 вычисляется по формуле
(54),
Удаленность генератора Г4, вычисляется по формуле (53),
не удаленное КЗ.
Суммарный ток кз в именованных
единицах определяется по формуле (57),
Ударный ток КЗ , кА,
,
(59)
где – ударный коэффициент, ,, [2; таблица 3.8].
,
,
.
Периодическая составляющая тока КЗ определяется двумя
составляющими: от системы – ( принимается неизменной во времени) и от генераторов , кА,
,
(60)
для системы
кА,
для генераторов не удаленных от места
КЗ,
(61)
где - кратность периодической составляющей тока к.з. в
начальный момент к номинальному: для Г1,2,3 при и ;
для Г4 при и ,
,
.
Периодическая
составляющая тока к.з. для момента , кА в точке К1 по формуле (60),
.
Апериодическая составляющая тока , кА
,
(62)
где
– постоянная
времени затухания апериодической составляющей, с [2, таблица 3.8], ,.
,
,
.
Апериодическая составляющая тока к.з. для
момента , кА в точке К1
,
.
(63)
Тепловой импульс , ,
,
(64)
где
- интеграл Джоуля от периодической составляющей тока к.з., ;
- интеграл Джоуля от апериодической составляющей тока к.з., .
Тепловой
импульс от периодической составляющей тока к.з.,
(65)
где - относительный интеграл Джоуля, о.е., для ;
- относительный интеграл от действующего значения
периодической составляющей тока в месте к.з., обусловленной действием генератора,
о.е., для .
Тепловой импульс от апериодической составляющей тока
к.з., ,
(66)
Тепловой импульс по формуле (64),
Результаты расчёта токов короткого замыкания, всех
составляющих тока КЗ и тепловых импульсов приводятся в таблице 8.
Таблица 8 – Результаты расчёта токов
трёхфазного короткого замыкания
Точка К.З.
UБ, i,
кВ
IБ, i,
кА
Источник
IП0,,
кА
kуд
iуд,
кА
IПt,
кА
?,
с
iа,t,
кА
Bтер,
кА2•с
К1 (шины 500 кВ)
515
2,803
Г1,Г2,Г3
Г4
С
?
3,312
0,841
0,46
4,613
1,97
1,97
1,85
9,228
2,343
1,203
12,774
2,649
0,715
0,46
3,824
0,32
0,32
0,06
0,07
3,765
0,956
0,203
4,924
7,336
К2 (шины 330 кВ)
340
4,245
Г1,Г2,Г3
Г4
С
?
6,993
1,77
0,671
9,433
1,97
1,97
1,935
19,479
4,932
1,835
26,247
5,244
1,399
0,671
7,313
0,32
0,32
0,15
0,07
7,944
2,012
0,595
10,552
30,398
К3 (шины 110 кВ)
115
12,551
Г1,Г2,Г3,
Г4
С
?
10,053
6,966
0,791
17,810
1,97
1,97
1,935
28,008
19,407
2,164
49,58
10,053
5,085
0,791
15,929
0,32
0,32
0,15
0,07
11,424
7,916
0,701
20,041
84,098
3 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей
3.1 Определение расчетных условий для выбора аппаратов
и проводников по продолжительным режимам работы
Продолжительный режим работы
электротехнического оборудования – это режим, продолжающийся не менее чем
необходимо для достижения установившейся температуры частей электроустановки
при неизменной температуре окружающей среды, [2].
Расчетными токами продолжительного режима
являются наибольший ток нормального режима Iнорм, А, и наибольший ток
ремонтного или послеаварийного режима Iмах, А.
Определяются
нормальные токи и токи наиболее тяжелых режимов для всех присоединений, в
которых выбираются проводники и аппараты.
Ток
в цепи генератора, кА,
,
(67)
кА,
(68)
где 0,95 – условие, при котором наибольший ток послеаварийного режима определяется при условии
работы генератора при уменьшении напряжения на 5%.
Ток в цепи автотрансформатора, кА,
.
(69)
Автотрансформатор АОДЦТН-167000/500/330
,
.
Наибольший ток послеаварийного режима
определяется с учетом перегрузки, кА
,
где
1,4 - коэффициент перегрузочной способности, о.е.,
(70)
,
.
Автотрансформатор
АТДЦТН-200000/330/110
,
,
,
.
Цепь блочного трансформатора на стороне НН, ток
определяется как в цепе генератора, кА,
Расчетный
ток продолжительного режима на стороне ВН, кА,
(71)
где - коэффициент трансформации блочного трансформатора,
для РУ-110
кВ:
для РУ-330
кВ:
Ток в цепи линий
где – число линий, отходящих от распредустройства.
(72)
(73)
Цепь линии, отходящей от РУ 500
кВ (линия связи с системой). Расчёт
проводится для режима послеаварийного режима (отключение одного генератора),
т.к. в этом случае мощность, выдаваемая в систему через ЛЭП, будет
максимальной, следовательно, токи также будут максимальными.
Для сборных шин расчетный ток принимается ток наиболее
мощного присоединения.
Результаты
расчёта токов по продолжительным режимам работы представлены в таблице 9.
Таблица 9 – Результаты расчета токов для
продолжительных режимов
Элемент
I, кА
линии
Генераторы
Блочный тр-р на
РУ-330кВ
Блочный тр-р на
РУ-110кВ
Автотранс-
форматор
АТ1,2
Автотранс-
форматор
АТ3,4
Сборные шины
Iнорм, кА
РУ500 0,304
РУ330 0,488
РУ110 0,056
10,188
В: 0,587
Н: 10,188
В: 1,684
Н:10,188
В: 0,304
С: 0,46
В: 0.336
С: 0.963
РУ 500: 0,304
РУ 330: 0,587
РУ-110: 1,684
Imax, кА
РУ500
0,608
РУ330 0,488
РУ110 0,056
10,725
В:
0,618
Н: 10,725
В:
1,773
Н: 10,725
В: 0,426
С:0,644
В: 0,47
С:1,348
РУ 500: 0,608
РУ 330: 0,644
РУ-110: 1,348
3.2 Выбор выключателей и разъединителей
При
выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но, так как
заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, то
допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам, [2].
Проверка выключателей РУ ВН и РУ СН выполняется по
суммарным токам к.з. Для ОРУ 110 кВ выбираются воздушные выключатели серии ВВУ-110-40/2000/У1
[1; таблица 5.2], разъединители – РНДЗ.1–110/2000У1 [1; таблица 5.5]. Результаты
условий выбора и проверки в таблице 10.
Таблица 10 – Выбор
выключателей и разъединителей на напряжение 110 кВ
Расчетные данные
Условия выбора
Выключатель
ВВБМ-110-31,5/2000/У1
Разъединитель
РНДЗ.1–110/2000У1
Uуст
= 110 кВ
Uном =
110 кВ
Uном =
110 кВ
Imax = 1348 А
,
Iном = 2000 А
Iном = 2000 А
Iп,t =15,929 кА
Iотк.ном = 31,5 кА
–
ia,t =20,041 кА
(Iп,t + ia,t) = 42,568кА
или
iа,ном =31,5?(1+0,32) = 58,8кА
–
Iп,0 = 17,81 кА
Iвкл = Iдин = 40 кА
–
iу = 49,58
кА
iвкл = iдин = 102 кА
iпр,с
= 100 кА
Вк = 84,098 кА 2?с
Iтер2? tтер = 40 2?3 = 4800 кА2?с
Iтер2? tтер = 402?3 = 4800 кА2?с
Выключатели и разъединители удовлетворяют требованиям
выбора и проверок по условиям, таким образом, принимаются к исполнению.
Тип привода выключателя или шкафа–ШРНА, тип привода
разъединителя – ПРН-110У1.
Для ОРУ 330 кВ выбираются воздушные выключатели серии ВВ-330Б-31,5/2000/У1,
[1; таблица 5.2], разъединители – РНДЗ.1–330/3200У1 [1; таблица 5.5]. Результаты
условий выбора и проверки в таблице 11.
Таблица 11 – Выбор выключателей и разъединителей
на напряжение 330 кВ
Расчетные данные
Условия выбора
Выключатель
ВВ-330Б-31,5/2000/У1
Разъединитель
РНДЗ.1–330/3200У1
Uуст
= 330 кВ
Uном =
330 кВ
Uном =
330 кВ
Imax = 644А
,
Iном = 2000 А
Iном = 3200 А
Iп,t =7,313 кА
Iотк.ном = 31,5 кА
–
ia,t = 10,552 Ка
(Iп,t + ia,t) = 20,894кА
или
iа,ном =31,5?(1+0,23) = 54,794 кА
–
Продолжение
таблицы 11
Iп,0 = 9,433 кА
Iвкл = Iдин = 31,5 кА
–
iу =
26,247кА
iвкл = iдин = 80 кА
iпр,с
= 125 кА
Вк = 30,398 кА 2?с
Iтер2? tтер = 31,5 2?3 =2976,75 кА2?с
Iтер2? tтер = 502?3 = 7500 кА2?с
Выключатели и разъединители удовлетворяют требованиям
выбора и проверок по условиям, таким образом, принимаются к исполнению.
Тип привода выключателя или шкафа–ШРНА, тип привода
разъединителя – ПРН-330У1.
Для ОРУ 500 кВ выбираются воздушные выключатели серии ВВБК-500-50/3200У1
[1; таблица 5.2], разъединители – РПД.1–500/3200У1 [1; таблица 5.5]. Результаты
условий выбора и проверки в таблице 12.
Таблица 12 – Выбор выключателей и разъединителей на
напряжение 500 кВ
Расчетные данные
Условия выбора
Выключатель
ВВ-500-31,5/2000У1
Разъединитель
РПД.2–500/3200У1
Uуст
= 500 кВ
Uном =
500 кВ
Uном =
500 кВ
Imax = 608 А
,
Iном = 2000 А
Iном = 3200 А
Iп,t =3,824 кА
Iотк.ном = 31,5 кА
–
ia,t = 4,924кА
или
iа,ном =31,5?0,2 = 8,91 кА
–
Iп,0 = 4,613 кА
Iвкл = Iдин = 31,5 кА
–
iу = 12,774
кА
iвкл = iдин =80 кА
iпр,с
= 160 кА
Вк = 7,336кА 2?с
Iтер2? tтер = 31,5 2?3 =
2976,75 кА2?с
Iтер2? tтер = 632?2 = 7938 кА2?с
Выключатели и разъединители удовлетворяют требованиям
выбора и проверок по условиям, таким образом, принимаются к исполнению.
Тип привода выключателя или шкафа–ШРНА, тип привода
разъединителя – ПРН-1ХЛ1.
3.3 Выбор шин, токопроводов
Основное электрооборудование электростанций
(генераторы, трансформаторы) и аппараты в этих цепях соединяются между собой
проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической
установки.
В блоке
генератор-трансформатор на ГРЭС и отпайка к трансформатору собственных нужд
выполняются комплектным пофазно экранированным токопроводом. От трансформатора
собственных нужд до распределительного устройства собственных нужд применяется
закрытый токопровод 6 кВ.
3.3.1 Выбор шин РУ 500 кВ
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в
пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не
выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.
По
допустимому току при максимальной нагрузке наиболее мощного присоединения – линий,
.
Выбирается провод АС–300/204: q=300 мм2,
d=29,2 мм, Iдоп=680 А.
Фазы расположены горизонтально, расстояние между
фазами 420 см.
Проверка шин на схлестывание не производится, так
как IП0 = 4,613 кА < 20 кА.
Проверка на термическое действие тока к.з. не производится,
так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям коронирования:
Начальная критическая напряженность , кВ/см,
(74)
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности 0,82;
rо – радиус провода в см,
(75)
Напряженность электрического поля около поверхности
расщепленного провода ,
кВ/см,
(76)
где Дср – среднее геометрическое расстояние между проводами (при
горизонтальном расположении Дср=1,26ЧД),
k – коэффициент, учитывающий число проводов n в фазе,
– расстояние между
проводами в расщепленной фазе (в установках 500 кВ принимается 40 см), см,
- эквивалентный радиус расщепленных проводов, см,
(77)
(78)
Условие образования короны
(провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у
поверхности любого провода не более )
,
(79)
1,07Ч24,25 =25,9480,9Ч30,994 = 27,895.
Условие
выполняется, таким образом, провод АС–300/204 по условиям коронирования проходит
и принимается к исполнению.
Проверяется провод по
электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы. Усилие на каждый
провод , Н/м,
(80)
Н/м.
Удельная нагрузка на каждый провод от взаимодействия
при КЗ , МПа/м,
(81)
МПа/м.
Удельная нагрузка на
провод от собственного веса ,
МПа/м,
(82)
МПа/м.
Принимая максимальное тяжение на фазу в нормальном
режиме, Тф,max=100•103
Н, определяется максимальное напряжение в проводе при нормальном режиме , МПа,
(83)
, МПа/м.
Допустимое расстояние между распорками
внутри фазы , м,
(84)
где k=1,8 - коэффициент допустимого увеличения
механического напряжения в проводе при КЗ;
- коэффициент упругого удлинения материала провода
(для алюминия =159•10-13 м2/H);
Таким образом, в проводе установка внутрифазных
распорок не нужна.
3.3.2 Выбор сборных шин РУ 330 кВ
По
допустимому току при максимальной нагрузке наиболее мощного присоединения – автотрансформатора,
.
Выбирается провод АС–300/204: q=300 мм2,
d= 29,2мм, Iдоп=680 А.
Фазы расположены горизонтально, расстояние между
фазами 400 см.
Проверка шин на схлестывание не производится, так
как IП0 = 9,433кА < 20 кА.
Проверка
на термическое действие тока к.з. не производится, так как шины выполнены
голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка шин по условиям коронирование и по
электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы выполняется по формулам (74)-(84).
Расчет сведём в таблицу 13.
Таблица 13-Проверка шин на
коронирование и по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы
,
см
,
кВ/см
,
см
,
кВ/см
,
Н/м
, МПа/м
m,
кг
, МПа/м
кН
МПа
, м
1,46
30,99
1,155
19,066
16,24
5,895
0,02
2,428
0,079
100
83,33
0
Условие
некоронирования:
1,07Ч16,244 =17,3810,9Ч30,99 =27,895 .
Условие выполняется, таким образом, провод АС–300/204
по условиям коронирования проходит и принимается
к исполнению, установка внутрифазных
распорок не нужна.
3.3.3 Выбор сборных шин РУ 110 кВ
По
допустимому току при максимальной нагрузке наиболее мощного присоединения – линий,
.
Выбирается провод 2хАС–600/72: q=600 мм2,
2хd=33,2 мм, Iдоп=1050 А.
Фазы расположены горизонтально, расстояние между
фазами 300 см.
Проверка шин на схлестывание не производится, так
как IП0 = 17,81кА < 20 кА.
Проверка на термическое действие тока
к.з. не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом
воздухе.
Проверка по условиям коронирования:
Начальная критическая напряженность по формуле (74),
Коэффициент, учитывающий число проводов n в фазе, вычисляется по
формуле
(85)
где – расстояние между
проводами в расщепленной фазе (в установках 110 кВ принимается 20 см), см;
Эквивалентный радиус расщепленных
проводов, см,
(86)
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного
провода, по формуле (76),
Проверка провода по условию образования короны
1,07Ч7,53 = 8,060,9Ч30,612 = 27,55.
Условие
выполняется, таким образом, провод 2хАС–600/72 по условиям коронирования проходит
и принимается к исполнению.
Проверка гибкого токопровода по электродинамическому взаимодействию
проводников одной фазы.
Проверка выполняется по формулам (80)-(84). Расчет
проверки сведём в таблицу 14.
Таблица 14- Расчет шин по
электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы
,
Н/м
, МПа/м
m,
кг
, МПа/м
кН
МПа
, м
29,757
0,1
2,17
0,035
100
83,33
312,828
Таким
образом, в проводе установка внутрифазных распорок не нужна.
3.3.4
Выбор токопровода в блоке генератор-трансформатор
Цепь от генератора до блочного трансформатора и от генератора до фасадной стены главного корпуса, а
так же отпайка
к трансформатору собственных нужд выполняется комплектным токопроводом.
По типу генератора ТГВ-300-2УЗ по [1, таблица 9.13] выбирается пофазно экранированный токопровод
типа ТЭН-Е-20-11200-400, основные технические характеристики которого
представлены в таблице 15.
Таблица 15 – Параметры пофазно
экранированного токопровода ТЭН-Е-20-11200-400
Параметры
ТЭН-Е-20-11200-400
Тип турбогенератора
ТГВ-300
Номинальное напряжение, кВ:
турбогенератора
токопровода
20
20
Номинальный ток, А:
турбогенератора
токопровода
10200
11200
Электродинамическая стойкость, кА
400
Токоведущая шина dxs, мм
420х10
Кожух (экран) Dx?, мм
890х5
Междуфазное расстояние А, мм
1280
Тип опорного изолятора
ОФР-20-750
Шаг между изоляторами, мм
5000-8000
Тип применяемого трансформатора напряжения
ЗНОМ-20
Тип встраиваемого трансформатора тока
ТШ-20-12000/5
Предельная длина монтажного блока или секции, м
12
Масса 1
м одной фазы, кг
100
Цена 1
м одной фазы, руб.
290
3.3.5
Выбор ошиновки трансформаторов
Токоведущие части от выводов 500,330 и 110 кВ
трансформаторов до сборных шин, а также ошиновка ЛЭП выполняются гибкими
проводами. Сечение выбирается по экономической плотности тока, мм2 ,
(87)
где – экономическая
плотность тока выбирается в зависимости от величины времени работы
присоединения с максимальной нагрузкой .
Для
всех токоведущих частей и ошиновки время работы с максимальной нагрузкой более
5000 часов, следовательно [2, таблица 4.5].
Для
блочных трансформаторов Т1, Т2,Т3 мм2 ,
Выбирается провод марки АС-600/72: q=600 мм2,
d=33,2 мм, Iдоп=1050 А [1; таблица 7.35].
Проверка проводов по допустимому току: Imax=618 А < Iдоп =1050
А.
Фазы расположены горизонтально, расстояние
между фазами =400 см.
Проверка шин на схлестывание не
производится, так как IП0 = 9,433кА < 20 кА.
Проверка на термическое действие тока
к.з. не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом
воздухе
Проверка по условиям
коронирования
Начальная критическая
напряженность по формуле (74),
Напряженность электрического поля около поверхности
расщепленного провода, кВ/см,
Проверка провода по условию образования короны
1,07Ч14,475 =15,4880,9Ч30,612=27,551
Условие
выполняется, таким образом, провод АС–600/72 по условиям коронирования проходит
и принимается к исполнению.
Проверка выполняется по формулам (80)-(84). Расчет
проверки сведём в таблицу 16.
Таблица 16- Расчет шин по
электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы
,
Н/м
, МПа/м
m,
кг
, МПа/м
кН
МПа
, м
5,895
0,01
2,17
0,035
100
41,667
0
Таким
образом, в проводе установка внутрифазных распорок не нужна
Выбор ошиновки для других
присоединений приводится в виде таблицы 17.
Таблица
17 – Выбор ошиновки трансформаторов
Присоединение
Марка
провода
-
<
А
А/мм2
мм2
А
A
кВ/см
кВ/см
Блочные
тран-торы Т1,Т2,Т3
587
1
587
АС-600/72
1050
618<1050
14,475
27,551
Блочный
тран-тор
Т4
1684
1
1684
2?АС-800/105
2х1180
1773<2360
3,822
27,107
Автотран-торы
АТ1,2
ВН
500 кВ
СН
330 кВ
304
460
1
1
304
460
4хАС-300/204
4хАС-185/128
4х680
4х515
426<2720
644<2060
25,948
20,98
27,895
28,583
Автотран-торы
АТ3,4
ВН
330 кВ
СН
110 кВ
336
963
1
1
336
963
4хАС-95/141
2?
АС-500/27
4х330
2х960
470<1320
1348<1920
23,479
6,128
29,081
27,876
ПРТСН
316
1,3
243
АС-300/39
710
316<710
13,898
28,465
3.4 Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформаторы тока (ТТ) устанавливаются для
разделения цепи высокого и низкого напряжения, для расширения предела измерения
по токи в цепях переменного тока, для безопасности обслуживающего персонала,
для подключения приборов автоматики, блокировки, сигнализации, контроля. Измерительные
трансформаторы тока устанавливаются на всех типах основного силового
оборудования: в цепи секционного выключателя, на выводах обмоток трансформаторов и
автотрансформаторов, в цепи генератора, на всех выключателях РУ.
Выбор и проверка ТТ проводится по следующим основным
условиям:
По напряжению:
,
(88)
По току:
,
(89)
По электродинамической и термической стойкости:
, , , ,
(90)
где kдин -
коэффициент электродинамической стойкости;
I1ном - действующее
значение номинального первичного тока;
kТ -
коэффициент термической стойкости;
tТ - время
термической стойкости.
По сопротивлению:
,
(91)
Выбирается
трансформатор тока на стороне высшего напряжения автотрансформатора связи АТ3.
Таблица 18 - Данные
измерительного ТТ
Расчетные данные
Условие выбора
ТВТ-330- 600/5
Uуст=330 кВ
Uном=330 кВ
Imax=470
кА
Iном=600А
Вк=30,398 кА2?с
I2тер?tтер=14,42*3=622,08
кА2?с
Электродинамическая
стойкость ТТ определяется устойчивостью самих вводов ВН автотрансформатора
связи , вследствие этого по этому условию не проверяются.
На
стороне высшего напряжения трансформатора связи устанавливается один амперметр.
Таблица 19 – Параметры измерительных приборов вторичной цепи
Прибор
Тип
Нагрузка, А?В
А
В
С
Амперметр
Э351
0,5
0,5
0,5
Сопротивление приборов , Ом,
,
(92)
где
– мощность, потребляемая приборами, В·А;
– вторичный номинальный ток прибора, А;
Ом.
Допустимое сопротивление
соединительных проводов , Ом,
,
(93)
где
–
вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом;
–
переходное сопротивление контактов, Ом, (Ом при одном
приборе)
Ом.
Трансформаторы
тока соединены в полную звезду, ориентировочная длина контрольного кабеля 75 м. Материал проводников
контрольного кабеля – медь, так как мощность генераторов более 100МВт.
Сечение соединительных проводов,
мм2,
,
(94)
где r – удельное сопротивление материала провода, Ом?мм2/м,
Ом?мм2/м.
Выбирается
контрольный кабель марки КРВБ с жилами сечением 2,5 мм2.
Остальные трансформаторы тока
выбираются по условию:
Iном1>Imax.
Выбор ТТ производится в виде таблицы 20.
Все необходимые данные берутся из [1, таблица 5.9].
Таблица 20 – Выбор трансформаторов тока
Место установки
Марка трансформатора
Класс точности
Сборные шины 500 кВ
ТФЗМ-500Б-1000/5 У1
0,5/10Р/10Р/10P
Сборные шины 330 кВ
ТФРМ-330Б-1000/5 У1
0,2/10Р/10Р/10P
Сборные шины 110 кВ
ТФЗМ-110Б-2000/5 У1
0,5/10Р/10Р
ВН блочного трансформатора Т1,Т2,Т3
ТВТ-330-I-750/5 У1
0,5/10Р
ВН блочного трансформатора
Т4
ТВТ-110-III-2000/5 У1
0,5/10Р
ВН автотрансформатора связи
АТ1,АТ2
ТВТ-500-I-600/5 У1
0,5/10Р
СН автотрансформатора связи
АТ1,АТ2
ТВТ-330-I-750/5 У1
0,5/10Р
ВН автотрансформатора связи
АТ3,АТ4
ТВТ-330-I-600/5 У1
0,5/10Р
СН автотрансформатора связи
АТ3,АТ4
ТВТ-110-I-1500/5 У1
0,5/10Р
ВН ТСН
ТВТ-20-1000/5 У1
0,5/10Р
Нейтраль АТ1, АТ2
ТВТ-35-1000/5 У1
0,5/10Р
ВН ПРТСН
ТВТ-110-400/5 У3
0,5/10Р
Нейтраль АТ3, АТ4
ТВТ-35-600/5 У1
0,5/10Р
3.5 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
ТН
устанавливаются на каждой системе шин и секции сборных шин, которые могут
работать раздельно, также подключаются к КЭТ. В сети с изолированной нейтралью
ТН обеспечивает контроль изоляции с помощью обмотки соединенной в «разомкнутый
треугольник».
Трансформаторы напряжения выбираются исходя из
двух условий:
По напряжению
.
(95)
По номинальной нагрузке
(96)
По условию (136) выбирается ТН типа НКФ – 110 – 58 У1
с параметрами Sном = 400 ВЧА; Uном 1 =110000/ В; Uном осн.2 = 100/ В; Uном доп.2 = 100/3 В; схема
соединения: 1/1/1-0-0
110 ? 110 кВ.
Вторичная нагрузка ТН – в таблице 21.
Таблица 21– Вторичная нагрузка ТН
Место установки приборов
Прибор
Тип
Мощность одной обмотки
В•А
Число приборов
Общая потребляемая мощность
S,В•А
Линии 110 кВ
Счетчик активной мощности
САЗ-И672
8
6
48
Счетчик реактивной мощности
СР4У-И676М
8
6
48
Ваттметр
Д-335
1,5
6
9
Варметр
Д-304
2
6
12
Фиксирующий прибор
ФИП
3
1
3
Авто-ры связи
АТ3,4
Ваттметр
Д335
2
1
2
Варметр
Д335
1,5
1
1,5
Сборные шины
Вольтметр измерительный
Э335
2
4
8
Частотомер
Э-362
1
4
4
суммирующий ваттметр
Д-350
2
4
8
синхроноскоп
Э-327
10
4
40
Вольтметр регистрирующий
Н-394
10
4
40
обходной выключа-тель
Ваттметр
Д-304
2
2
4
Варметр
Д-304
2
2
4
Фиксирующий прибор
ФИП
3
2
6
Суммарная мощность:
237,5
Вторичная
нагрузка трансформатора напряжения , В?А,
В?А.
Напряжение
установки, кВ,
Uуст =110 кВ? Uном =110 кВ.
Выбранный трансформатор НКФ-110-58У1 имеет номинальную
мощность 400 ВА в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков.
Таким образом, S2S=237,5 < SНОМ = 3?400 =1200 ВА, трансформатор будет работать в выбранном
классе точности.
Для остальных цепей ТН выбираются аналогично,
результаты в таблице 22.
Таблица 22 – Параметры ТН
Место подключения
Тип ТН
Номинальное напряжение, кВ
КЭТ
3?ЗНОЛ–20
20
ОРУ 500 кВ
3?НКФ-500-78У1
500
ОРУ 330 кВ
3? НКФ-330-58У1
330
ОРУ 110 кВ
3?НКФ-110-58У1
110
3.6 Выбор ограничителей перенапряжения
Ограничители перенапряжений применяются для защиты электрооборудования от
коммутационных перенапряжений, от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений изоляции
оборудования. В курсовом проекте выбираются нелинейные ограничители напряжения (ОПН),
[1; таблица 5.21].
Для защиты от перенапряжений устанавливаются следующие
ОПН:
- для
РУ 500 кВ – ОПН-500ХЛ1;
- для
РУ 330 кВ – ОПН-330ХЛ1;
- для
РУ 110 кВ – ОПН-110ХЛ1.
В нейтралях блочных трансформаторов устанавливаются
ограничители перенапряжений типа ОПНН-110У1.
4 Разработка
конструкций РУ, расчет заземления
4.1 Разработка конструкций РУ
Для широко распространённой схемы с двумя рабочими и обходной системами
шин окончательно принимается типовая компоновка ОРУ, разработанная институтом
«Энергосетьпроект». Размеры основных элементов компоновки ОРУ указаны в [1;таблица
6.1]. Шинные разъединители крайней рабочей системы шин – трёхполюсные, а шинные
разъединители внутренней рабочей системы шин – однополюсные. При такой
компоновке каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под
проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое)
позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно
под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Ошиновка ОРУ
выполняется гибким сталеалюминевым проводом. Сборные шины и ошиновка ячеек
выполнены проводами АС. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами
железобетонные. Кабели и воздухопроводы
проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно
пешеходными дорожками. В местах пересечений с дорогой лотки прокладываются под
проезжей частью. Все выключатели размещены в один ряд. Все ОРУ ограждается.
Длина ОРУ равна наибольшей длине одной из ячеек. Длина ОРУ принимается равной 56 метров. Ширина ОРУ принимается
исходя из ширины ячейки ОРУ умноженной на число ячеек. Ширина ОРУ принимается
равной 144 метра.
Таким образом, общая площадь ОРУ будет равна 56х144м2
Схема
заполнения РУ 110 кВ представлена на рисунке 12.
4.2 Расчет заземления
Заземляющее устройство для установок с
эффективно-заземлённой нейтралью (110 кВ и выше) выполняется в виде
горизонтальной сетки из проводников, уложенных в земле и вертикальных
электродов. Сетки охватывает всю площадь, на которой расположено электрооборудование.
Она состоит из контурного проводника и некоторого числа внутренних проводников,
образующих квадратные или прямоугольные ячейки. Площадь заземления принимается
равной площади ОРУ.
Строение
земли, как правило, слоистое. Чтобы упростить расчёт, реальную многослойную
схему приводят к эквивалентной двухслойной.
В
качестве верхнего слоя принимается песок (r1 =400 Ом?м), в качестве нижнего слоя – суглинок (r2 = 100 Ом?м). Принимается, что ОРУ находится в первой
климатической зоне, тогда h1=2,0 м.
На ОРУ 16
ячеек присоединений. Размеры ячейки ОРУ 56?9 м, тогда площадь ОРУ, м,
,
(97)
где - площадь ячейки ОРУ;
- количество ячеек,
.
Периметр ОРУ равен, .
Глубина
заложения электродов принимается м, расстояние между горизонтальными полосами 10 м, длина вертикальных
электродов м. Уточняется
расстояние между горизонтальными проводниками и определяется количество ячеек
Принимается 5 ячеек. Расстояние между продольными
проводниками, м
Принимается 14 ячеек.
Расстояние между поперечными проводниками, м
На рисунке 13 приводится схема заземлителя.
Рисунок 13 – Схема заземлителя ОРУ 110 кВ
Общая длина горизонтальных
проводников, м,
Число вертикальных электродов (согласно рисунку 13) , полная длина вертикальных электродов, м,
(98)
Среднее расстояние между вертикальными проводниками , м,
(99)
Сопротивление заземлителя , Ом,
(100)
(101)
Так как: .
Эквивалентное удельное среднее сопротивление земли , Ом?м
(102)
(103)
Сопротивление заземляющего устройства, включая
сопротивление естественных заземлителей , Ом,
(104)
.
где Rе – сопротивление естественных заземлителей, в расчётах
принимается Rе = 1,5 Ом.
Сопротивление заземляющего устройства ниже допустимого
(), но основной является величина допустимого напряжения
прикосновения.
Для
длительности воздействия, согласно [5; таблица 3], с наибольшим допустимым
напряжением прикосновения В.
Напряжение,
приложенное к человеку, В,
(105)
где – периодическая составляющая тока в первый момент КЗ,
определенная ранее в п.2.
(106)
где определяется из соотношения r1/r2 = 4, по [5,
таблица 4].
(107)
где
– сопротивление
человека;
– сопротивление
растекания тока от ступней;
– сопротивление
верхнего слоя земли.
Тогда напряжение, приложенное к человеку, В,
Следовательно, напряжение, приложенное к человеку в
случае короткого замыкания, будет меньше предельно допустимого напряжения
прикосновения.
Заключение
В курсовом проекте разработана
электрическая часть ГРЭС мощностью 300 МВт, включающая семь генераторов ТГВ–300–2У3,
трансформаторы, ОРУ 500,330 и 110 кВ.
Выбор главной схемы электрических
соединений станции, выбор оборудования и разработка всех РУ выполнены с учётом,
надежности электроснабжения, экономичности, ремонтопригодности, безопасности
обслуживания, удобства эксплуатации.
Схемы
ОРУ 500,330 и 110 кВ выполняются типовыми, что облегчает строительство, а также
в перспективе их расширение. РУ 110 выполнено по схеме «Две системы сборных шин
с обходной и одним выключателем на присоединение», РУ 330кВ выполнено по схеме
«четырьмя выключателями на три цепи», а РУ 500 кВ по схеме «Четырехугольника». Связь с системой
осуществляется по двум линиям 500 кВ, а связь между РУ 500, 330 и 110 кВ -
через автотрансформаторы связи.
По результатам расчетов токов короткого замыкания были
получены значения ударного тока, периодической и апериодической составляющих
тока и значения теплового импульса. Наибольшее значение тока к.з. получилось на
РУ 110кВ и составило 17,18 кА. Исходя из полученных значений были выбраны
коммутационные аппараты, токоведущие части ОРУ. Все выбранные элементы являются
стандартными и находятся в настоящее время в производстве.
Расчет заземления показал, что
электробезопасность персонала обеспечивается.
При проектировании учитывались требования “Норм
технологического проектирования “ и ”Правил устройства электроустановок”.
Приложение А
Таблица А.1 –
Короткое замыкание в точке К1
I3=0,165(-90,000)
I2=1,424(-90,000) Z1=0,000+j0,608
Начало ветви
Конец ветви
Ток
Номер узла
Напряжение
модуль
фаза
модуль
фаза
1
0
1
0.164
-90.000
1
0.098
0,000
2
1
2
0.164
-90.000
2
0.000
0,000
3
2
3
1.481
90.000
3
0.332
0,000
4
3
4
0.394
90.000
4
0.627
0,000
5
0
4
0.394
-90.000
5
0.627
0,000
6
3
5
0.394
90.000
6
0.627
0,000
7
0
5
0.394
-90.000
7
0.539
0,000
8
3
6
0.394
90.000
8
0.757
0,000
9
0
6
0.394
-90.000
10
3
7
0.299
90.000
11
7
8
0.299
90.000
12
0
8
0,299
-90,000
Таблица А.2 – Короткое замыкание в точке К2
I3=2,221(-90,000) I2=1,923(-90,000) Z1=0,000+j0,45
Номер ветви
Начало ветви
Конец ветви
Ток
Номер узла
Напряжение
модуль
фаза
модуль
фаза
1
0
1
0.158
-90.000
1
0.131
0,000
2
1
2
0.158
-90.000
2
0.037
0,000
3
2
3
0.158
90.000
3
0.000
0,000
4
3
4
0.549
90.000
4
0.413
0,000
5
0
4
0.549
-90.000
5
0.413
0,000
6
3
5
0.549
90.000
6
0.413
0,000
7
0
5
0.549
-90.000
7
0.291
0,000
8
3
6
0.549
90.000
8
0.594
0,000
9
0
6
0.549
-90.000
10
3
7
0.417
90.000
11
7
8
0.417
90.000
12
0
8
0,417
-90,000
Таблица А.3 – Короткое замыкание в точке К3
I3=1,420(-90,000) I2=1,230(-90,000) Z1=0,000+j0,704
Номер ветви
Начало ветви
Конец ветви
Ток
Номер узла
Напряжение
модуль
фаза
модуль
фаза
1
0
1
0.063
-90.000
1
0.652
0,000
2
1
2
0.063
-90.000
2
0.615
0,000
3
2
3
0.063
90.000
3
0.601
0,000
4
3
4
0.267
90.000
4
0.801
0,000
5
0
4
0.267
-90.000
5
0.801
0,000
6
3
5
0.267
90.000
6
0.801
0,000
7
0
5
0.267
-90.000
7
0.000
0,000
8
3
6
0.267
90.000
8
0.405
0,000
9
0
6
0.267
-90.000
10
3
7
0.866
90.000
11
7
8
0.555
90.000
12
0
8
0.555
-90,000
Приложение Б
(справочное)
Библиографический
список
1.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций:
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие
для вузов. 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.: ил.
2.
Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник
для техникумов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат,1987. – 648
с.:ил.
3.
Опалев Л.И. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник: учебное пособие. –
М.: ФОРУМ: ИНФА-М, 2006. – 480 с. – (высшее образование).
4. Электрическая часть электростанций. Методические
указания по самостоятельной работе над курсовым проектом для студентов специальностей
1001,1002,1004.-Киров, изд. ВятГУ, 2005. – 29 с.
5. Расчет заземляющих устройств в установках с
эффективно-заземленной нейтралью. Методические указания курсовому и дипломному проектированию-Киров, изд. ВятГУ,
2000. – 9 с.