Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

ПАВЛОДАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

им. С. ТОРАЙГЫРОВА

Методические указания к курсовому проекту

«Основы проектирования электрических станций»

для студентов специальности 210140 «Электрические станции»

Павлодар 2002г.

ББК 31.277я 73

УДК 621.311 (075.8)

Рецензенты:

Бороденко В.А. - к.т.н., доцент кафедры «Электрические станции и автоматизация энергосистем» Павлодарского государственного университета им. С. Торайгырова.

Мукажанов В.Н.- д.т.н., профессор кафедры «Электроснабжение» Алматинского института энергетики и связи

Утверждена к печати Ученым советом Павлодарского государственного университета им. С. Торайгырова

В учебном пособии подробно рассмотрены конструкции и принципы работы высоковольтного электротехнического оборудования, применяемого в электроустановках. Особое внимание уделено новым конструкциям электротехнического оборудования.

Л.И. Кургузова , Н.Н. Кургузов, Ю.А. Леньков2002

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Оформление курсового проекта должно соответствовать требованиям Единой системы конструкторской документации к текстовым документам (ЕСКД), стандартам предприятий (СтП), ГОСТов по условным графическим обозначениям в электрических схемах.

Содержание курсового проекта

№ п/п	Наименование раздела	Примерный объем работы, %
Пояснительная записка
1.	Составление вариантов структурных схем ЭС	5
2.	Определение перетоков мощности через трансформаторы связи для различных режимов	10
3.	Выбор числа, типа и мощности трансформаторов связи и блочных трансформаторов и их проверка по нагрузочной способности	5
4.	Технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем ЭС с учётом ущерба от ненадёжности проектируемых структурных схем	5
5.	Выбор целесообразных способов ограничения токов КЗ	5
6.	Расчёт токов КЗ	5
7.	Выбор коммутационных аппаратов	10
8.	Выбор токоведущих частей и кабелей	10
9.	Выбор измерительных трансформаторов	10
10.	Выбор схемы собственных нужд 6 кВ	5
11.	Выбор схем РУ с учётом показателей надёжности	10
Графическая часть
1.	Главная схема электрических соединений ЭС	10
2.	План и разрез ОРУ высокого напряжения по одной ячейке	10

Проект выполняется самостоятельно при консультации руководителя, который по окончании проектирования подписывает пояснительную записку и чертежи и допускает проект к защите. Защита проекта производится комиссии, назначаемой кафедрой.

Типовое задание на курсовое проектирование содержит:

- тип станции и вид топлива;

- число и мощности генераторов (блоков) на станции;

- данные об энергосистеме;

- напряжение, на котором выдаётся вся мощности на ЭС;

- мощность потребителей и характер потребления;

- суточный график выработки мощности генераторами ЭС;

- суточные графики потребителей на ЭС.

В целом курсовой проект посвящён проектированию электрической части ЭС.

2. ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА КУРСОВОГО ПРОЕКТА

2.1. Составление вариантов структурных схем ЭС

Структурная схема отражает распределение генераторов (блоков) между распределительными устройствами и осуществление электромагнитных связей между распределительными устройствами.

При составлении структурной схемы учитывают лишь выключатели трансформаторных связей, причём условно принимают один выключатель на присоединение. На этой стадии расчёт токов КЗ не производят, а типы выключателей намечают в соответствии с номинальным напряжением и максимальными рабочими токами.

2.1.1 Структурные схемы для ЭС типа КЭС

Так как нагрузка на генераторном напряжении отсутствует, то в основу построения схемы положен блочный принцип: единый блок генератор - трансформатор без генераторного выключателя или с генераторным выключателем (рисунок 1, а и 1, б), объединённый блок (рисунок 1, в), укрупнённый блок (рисунок 1, г)



а - единичный блок генератор - трансформатор

б - единичный блок генератор - трансформатор с генераторным выключателем

в - объединённый блок

г - укрупнённый блок

Рисунок 1 - Схемы блоков

При выборе схемы исполнения блоков необходимо учитывать, что его мощность не должна превышать допустимую мощность Рдоп из условия располагаемого резерва мощности.

Наличие генераторного выключателя в блоке снижает количество операций с выключателями в РУ повышенного напряжения, увеличивая тем самым его надёжность. Пуск и останов блока выполняется с помощью рабочего трансформатора собственных нужд и генераторного выключателя. Снижаются требования к количеству и мощности резервного трансформатора собственных нужд. Однако, генераторный выключатель является дополнительным элементом в цепи энергоблока, и поэтому надёжность последнего снижается. Поэтому окончательное решение относительно целесообразности установки генераторных выключателей должно приниматься на основании проработки всей схемы электрических соединений, включая схему распределительных устройств и схему электроснабжения собственных нужд.

В объединённых и укрупнённых блоках, а также в блоках с автотрансформаторами генераторные выключатели предусматривают всегда. В единичных блоках генераторные выключатели рекомендуется устанавливать, когда с отключением блока со стороны высокого напряжения изменяется схема подключения других присоединений , остающихся в работе (схема многоугольника, с тремя выключателями на два присоединения и т. д.)

При двух и более распределительных устройствах повышенного напряжения варианты схемы выдачи мощности формируется путём варьирования количества блоков различного исполнения, подключаемых к разным РУ повышенного напряжения, а также путём изменения вида связи между распределительными устройствами. Если мощность ЭС выдаётся через шины распределительного устройства повышенного напряжения в электрической сети с эффективным заземлением нейтрали (110 кВ и выше), то для их связи применяется один или два автотрансформатора связи без подключения (рисунок 2, а) или с подключением к ним через генераторные выключатели одного или двух генераторов (рисунок 2, б).

Для соединения распределительных устройств, сети которых работают с различными режимами нейтрали или при малой нагрузке со стороны среднего напряжения, используются соответственно трёхобмоточный трансформатор (рисунок 2, в) или двухобмоточные (рисунок 2, г).



Рисунок 2 - Схемы выполнения связей между РУ повышенного напряжения

В схеме с отдельными автотрансформаторами связи суммарная мощность блоков, присоединяемых к распределительному устройству среднего напряжения, должна примерно соответствовать максимальной мощности, выдаваемой в сеть среднего напряжения. Схему с повышающими блочными автотрансформаторами составляют таким образом, чтобы в распределительном устройстве среднего напряжения имел место некоторый избыток генерирующей мощности. Это обусловлено тем, что автотрансформатор по условию загрузки общей обмотки допускает передачу дополнительной мощности со стороны среднего напряжения на сторону высокого напряжения, но не в обратном направлении.

Предварительный отбор вариантов осуществляется в соответствии с заданными условиями и опытом проектирования, а также определяется здравым смыслом: мощность блока не должна превышать резерв мощности в системе, что ограничивает область допустимых вариантов исполнения блоков; подключение генератора к третичной обмотке автотрансформатора связи может вызвать существенное увеличение мощности автотрансформатора по сравнению с мощностью перетока, конструктивные сложности при его размещении на территории электростанции и трудности в выполнении гибких связей с РУ; перетоки мощности через автотрансформаторы связи не должны превышать мощность блока более чем в 1,5 раза.

2.1.2 Составление вариантов структурных схем ТЭЦ

Структурная схема ТЭЦ зависит от соотношения суммарной генераторной мощности и минимальной мощности местной нагрузки. Если мощность местной нагрузки относительно велика (не менее 50% суммарной мощности генераторов ТЭЦ), то в этом случае целесообразно сооружать РУ генераторного напряжения (ГРУ), к которому подключены генераторы и кабельные линии сети местной нагрузки. При наличии местной нагрузки не только на генераторном напряжении, но и на среднем напряжении, структурная схема может быть выполнена по варианту с трёхобмоточным трансформатором (при Uсн=35кВ) или автотрансформатором (при Uсн = 110 кВ), или по варианту с двухобмоточным трансформатором (рисунок 3).

трансформатор ток электроустановка высоковольтный



Рисунок 3 - Структурная схема ТЭЦ неблочного типа (а, б, в) и блочного (г) вида

Если мощность местной нагрузки относительно мала (не более 30% суммарной мощности генераторов ТЭЦ), то структурную схему ТЭЦ рекомендуется строить на блочном принципе, а питание местной нагрузки и собственных нужд осуществлять путём ответвлений от генераторов с установкой реакторов или понижающих трансформаторов. Исходя из требований надёжности теплоснабжения потребителей, применяют единичные блоки. Наличие генераторного выключателя в блоке обязательно.

2.2 Определение перетоков мощности через трансформатор связи для различных режимов

Для выбора числа и мощности трансформаторов связи определяются перетоки мощности через них в нормальных и аварийных режимах. В каждом варианте структурной схемы к рассмотрению принимаются следующие режимы:

- зимний нормальный режим;

- летний нормальный режим;

- зимний аварийный режим;

- системная авария летом.

Для нахождения перетоков мощности составляется баланс мощностей, и при задании исходных нагрузок суточными графиками расчёт сводится к геометрическим преобразованиям графиков согласно баланса мощностей. Полученные графики полных мощностей наиболее нагруженных обмоток автотрансформаторов связи, а также графики полных мощностей блочных трансформаторов преобразуются в двухступенчатые для дальнейшей проверки их на нагрузочную способность. Переток мощности через блочные трансформаторы определяется по выражению:

где РГ, QГ - мощность, вырабатываемая генератором блока, активная и реактивная, соответственно, МВт, Мвар;

РСН, QСН - активная и реактивная мощность, расходуемая на собственные нужды генератора, МВт, Мвар.

Переток мощности через автотрансформаторы связи на КЭС определяются:

где РГ, QГ - суммарная активная и реактивная мощности генераторов, присоединённых к РУ со стороны потребителя, МВт, Мвар;

РСН, QСН - активная и реактивная мощности собственных нужд генераторов, присоединённых к РУ со стороны потребителя, МВт, Мвар;

РНГ, QНГ - активная и реактивная мощности нагрузки на РУ.

Переток мощности через трансформаторы связи на ТЭЦ определяется:

где РГ, QГ - суммарная активная и реактивная мощности генераторов, присоединённых к ГРУ, МВт, Мвар;

РСН, QСН - активная и реактивная мощность собственных нужд генераторов, присоединённых к ГРУ, МВт, Мвар;

РНН, QНН - активная и реактивная мощность нагрузки на ГРУ.

Зимний нормальный режим определяется заданием. Летний нормальный режим предусматривает отключение одного генератора или блока со стороны потребителя в ремонт или снижением вырабатываемой мощности на 20%, а потребления на 15%, т. е., РГ,Л=0,8РГ,З, РНГ,Л=0,85РНГ,З

Зимний аварийный режим предполагает аварийное отключение блока (генератора) со стороны потребителя зимой; при этом оставшиеся генераторы работают по заданному графику.

Летняя авария в системе требует мобилизации вращающегося резерва, когда генераторы увеличивают мощность до номинального значения, за исключением ночного времени (с 24 до 6 часов).

2.3 Выбор числа, типа и номинальной мощности трансформаторов связи и блочных трансформаторов и их проверка по нагрузочной способности

Выбор трансформаторов включает в себя выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электроустановки. Выбор мощности блочных трансформаторов производится в соответствии с выражением:

Блочные трансформаторы, как правило, не должны перегружаться.

Если генератор подключен в блоке с автотрансформатором связи, то мощность его определяется максимальной нагрузкой третичной обмотки, к которой присоединён генератор:

где - коэффициент типовой мощности автотрансформатора.

После этого проверяют возможность передачи через него мощности из РУ СН в РУ ВН. Если такой режим недопустим, то изменяют число блоков, присоединённых к РУ СН или число автотрансформаторов или их мощность.

Мощность автотрансформаторов связи, включенных между РУ высшего и среднего напряжения, определяют на основе анализа перетоков мощности между этими РУ в нормальном и аварийном режимах. При выборе числа автотрансформаторов связи учитывают требуемую надёжность электроснабжения потребителей сети СН и допустимость изолированной работы блоков на РУ СН. Если нарушение связи между РУ высшего и среднего напряжения влечёт за собой недоотпуск электроэнергии потребителям или окажется, что минимальная нагрузка сети СН ниже технологического минимума мощности отделившихся блоков, то предусматривают два автотрансформатора связи.

Выбор номинальной мощности трансформаторов производят с учётом его нагрузочной способности:

Затем производят проверку трансформатора по нагрузочной способности при отключении одного трансформатора, если их два, в зимнем аварийном режиме, в летнем аварийном режиме. Поскольку два аварийных режима не накладываются, то при рассмотрении зимнего аварийного и летнего аварийного режимов учитывают, что оба трансформатора находятся в работе.

Для проверки трансформаторов на нагрузочную способность соответствующие графики перетоков мощности должны быть преобразованы в двухступенчатые. Проверка производится по наиболее нагруженной обмотке трансформатора. Методика преобразования графиков, а также проверки трансформаторов приведена в [4,2].

Нагрузочная способность трансформаторов оценивается допустимым коэффициентом систематической нагрузки kдоп. сист. и допустимым коэффициентом аварийной перегрузки kдоп. ав., которые зависят от ранее найденных величин k1, h, вида охлаждения трансформатора и эквивалентной температуры охлаждающей среды охл. Нормы систематических нагрузок и аварийных перегрузок трансформаторов приведены в соответствие с ГОСТ 14209-85 в [4].

Условия допустимости систематической нагрузки или аварийной перегрузки трансформатора записываются:

kдоп. сист.k2 или kдоп. ав. k2

При проверке трансформаторов учёт их нагрузочной способности зависит от режима, определившего расчётную мощность. Если вероятность расчётного режима достаточно велика (аварийное отключение одного генератора на станции, авария в системе летом), то при выборе номинальной мощности нужно использовать коэффициент допустимой систематической перегрузки, а в тех случаях, когда расчётный режим маловероятен (отказ одного из трансформаторов связи), используют для проверки коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Допустимость систематической нагрузки или аварийной перегрузки трансформатора может быть оценена также по температуре нагрева масла и температуре наиболее нагретой точки обмотки, рассчитанным по двухступенчатому графику нагрузки. Метод расчёта температур нагрева масла и обмотки приведён в [2].

Если в рассматриваемых вариантах структурных схем меняются места подключения пускорезервных трансформаторов собственных нужд, то дальнейших расчётах, а именно в технико-экономическом сравнении вариантов, их нужно учитывать, поэтому необходимо сделать выбор уже на данном этапе. Выбор числа и мощности пускорезервных трансформаторов собственных нужд, а также места их подключения необходимо производить в соответствии с Нормами технологического проектирования.

2.4 Технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем ЭС с учётом ущерба от ненадёжности проектируемых структурных схем

Технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем ЭС производят на основе определения приведённых затрат по каждому варианту схемы выдачи мощности:

где Ен - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, который для расчётов в электроэнергетике принимается равным ;

а - норма амортизационных отчислений, принимаемая равной 0,064;

в - норма отчислений на обслуживание, которая принимается равной 0,03 для оборудования напряжением до 150 кВ и 0,02 для оборудования 220 кВ и выше;

К - капитальные затраты схемы выдачи мощности, тыс. тг.;

Ипот - стоимость потерь энергии в трансформаторах рассматриваемого варианта, тыс. тг.;

Ус - ожидаемый системный ущерб от ненадёжности элементов структурной схемы, тыс. тг.

Капитальные затраты для каждого варианта структурной схемы вычисляется по укрупнённым показателям, приведённым в справочной литературе. Учитываются стоимости ячеек выключателей РУ повышенного напряжения, ячеек выключателей в цепях трансформаторов и генераторов, ячеек секционных, потребительских и линейных реакторов с выключателями, а также расчетные стоимости резервных трансформаторов собственных нужд, трансформаторов связи и блочных трансформаторов.

Таким образом, капитальные затраты варианта схемы выдачи мощности составят:

для ТЭЦ:

для КЭС:

где расч. i - расчётный коэффициент i - го трансформатора, учитывающий затраты на его транспортировку и монтаж;

Ст i - заводская стоимость i - го трансформатора, тыс. тг.;

Сячj - стоимость j - й ячейки выключателя, тыс. тг.;

Срk - стоимость k - й ячейки токоограничивающего реактора, тыс. тг.

Поскольку на момент выбор структурной схемы ЭС схемы РУ повышенного напряжения неизвестны, принимается условно присоединение трансформаторов и автотрансформаторов через один выключатель.

Стоимость потерь в структурных схемах определятся как:

где W - суммарные годовые потери активной энергии в трансформаторах, кВтч/год;

- стоимость 1 кВтч потерь энергии, тг/ кВтч.

Потери активной энергии в структурных схемах определяется в трансформаторах связи, блочных трансформаторах для нормального режима работы. При задании исходных нагрузок графиками потери энергии за год в блочном трансформаторе



где Тр. бл. - продолжительность планового ремонта блока, ч;

Рх, Рк - потери холостого хода, потери короткого замыкания трансформатора, кВт;

Si, Sj - мощности ступеней суточных графиков нагрузки трансформатора для зимнего и летнего периода, МВА;

NЗ, NЛ - количество дней работы блока по зимнему и летнему графику, сут.;

ti, tj - продолжительность ступеней летнего и зимнего суточных графиков нагрузки, ч.

Потери энергии в трёхобмоточном трансформаторе связи определяется по выражению:

где Тр. т. - продолжительность планового ремонта трансформатора, ч;

РкНН, РкСН, РкВН - потери короткого замыкания соответственно в обмотках НН, СН, ВН, кВт;

SННi, SСНi, SВНi - мощности ступеней суточных графиков нагрузки соответственно на сторонах НН, СН, ВН для зимнего периода, МВА;

SННj, SСНj, SВНj - мощности ступеней суточных графиков нагрузки соответственно на сторонах НН, СН, ВН для летнего периода, МВА.

Потери энергии в автотрансформаторах определяются по выражению:

Полные потери энергии в каждом варианте структурной схемы вычисляются суммированием потерь в блочных трансформаторах и трансформаторах связи. При наличии нескольких блоков найденные потери энергии в одном блочном трансформаторе умножаются на количество блоков, а при наличии в схеме двух трансформаторов связи потери в одном трансформаторе связи умножаются на два.

Значение ожидаемого системного ущерба от ненадёжности элементов схемы выдачи мощности ТЭЦ определяются по выражению:

где уу.с. - удельный систематический ущерб, тг/кВтч;

qр.г. - вероятность нахождения в ремонте турбогенератора;

Ргi - снижение мощности, выдаваемой в систему в i - й аварийной ситуации, кВт;

iТВi - продолжительность в году i - й аварийной ситуации.

При определении ожидаемого системного ущерба не рекомендуется рассматривать совпадение отказа одного элемента с ремонтом другого, так как не имеет смысла при сравнительном анализе данных схем. В схемах выдачи мощности ТЭЦ рассматривается следующая методика определения ущерба. Учитываемыми элементами, отказы которых рассматриваются, являются выключатели, трансформаторы и системы сборных шин ГРУ.

Для схемы ТЭЦ с шинами ГРУ учитываются следующие аварийные расчётные ситуации: отказы выключателей трансформаторов связи со стороны НН, отказы выключателей трансформаторов собственных нужд, отказы генераторных выключателей, отказы секционных выключателей, отказы секций сборных шин, отказы выключателей в ветвях групповых линейных реакторов. Для блочных схем ТЭЦ рекомендуется учитывать следующие аварийные ситуации: отказы выключателей высокого напряжения, отказы блочных трансформаторов, отказы генераторных выключателей, отказы трансформаторов собственных нужд, отказы выключателей трансформаторов собственных нужд, отказы выключателей в ветвях потребительских реакторов.

Вероятность нахождения турбогенератора в ремонте определяется следующим выражением:

где ТВ - частота отказов генератора и среднее время восстановления;

Тр - частота плановых ремонтов и средняя продолжительность ремонтов.

Показатели надёжности всех элементов структурных схем приведены в [4].

Результаты расчёта показателей надёжности структурных схем сводятся в таблицы.

Таблица 1 - Результаты расчёта показателей надёжности структурных схем ТЭС с шинами ГРУ

Отказавший элемент	Количество отказавших элементов	Отключившаяся генерирующая мощность, МВт	i, 1/год	ТВi, ч	, ч/год
Отказы выключателей трансформаторов связи		Рг
Отказы выключателей трансформаторов собственных нужд		Рг
Отказы генераторных выключателей		Рг
Отказы секционных выключателей		2Рг
Отказы секций системы сборных шин		Рг
Отказы выключателей в ветвях линейных реакторов		Рг

Таблица 2 - Результаты расчёта показателей надёжности структурных схем блочных ТЭЦ

Отказавший элемент	Количество отказавших элементов	Отключившаяся генерирующая мощность, МВт	i, 1/год	ТВi, ч	, ч/год
Отказы высоковольтных выключателей		Рг
Отказы блочных трансформаторов		Рг
Отказы генераторных выключателей		Рг
Отказы трансформаторов собственных нужд		Рг
Отказы выключателей трансформаторов собственных нужд		Рг
Отказы выключателей в ветвях реакторов		Рг

Для структурных схем КЭС учитываемыми элементами при оценке надёжности являются блочные трансформаторы, автотрансформаторы связи и генераторные выключатели. Отказы элементов вызывают отключение только одного блока, мощность которого меньше резерва мощности в системе. Ожидаемый ущерб от ненадёжности работы блочного трансформатора в схеме блока генератор - трансформатор:

,

где т, Тв.т. - вероятность отказов и среднее время восстановления блочного трансформатора;

Тпуск.1 - продолжительность пуска блока после его останова длительностью, равной Тв.т., ч.

Ожидаемый ущерб в блоке с генераторными выключателями от отказов блочного трансформатора и генераторного выключателя:

,

где в, Тв.в. - вероятность отказов и среднее время восстановления генераторного выключателя;

Тпуск.2 - продолжительность пуска блока после его останова длительностью, равной Тв.в., ч.

Ущерб от ненадёжности элементов в блоке с двумя генераторными выключателями:

.

Ущерб от ненадёжности элементов объединённого блока

,

где Тпуск.3 - продолжительность пуска блока после кратковременного останова (менее 1 часа), которая принимается равной 1,5 ч (0,5 ч составляет оперативные переключения и 1 ч - время пуска блока).

Ущерб от ненадёжности автотрансформатора и генераторного выключателя в блоке генератор - автотрансформатор связи:

Ущерб от ненадёжности элементов в схеме блочных автотрансформаторов связи:

где Тпуск. 4 - продолжительность пуска блока после его останова продолжительностью, равной 0,5Тр.ат.

В таблице 3 приведены данные о продолжительности пуска блоков на КЭС в зависимости от их предварительного теплового состояния.

Таблица 3 - Продолжительность пуска энергоблоков

Режим пуска	Мощность энергоблоков, МВт
	220	320	500	800
Из состояния горячего резерва (простой менее 1 часа)	1,0	1,0	1,0	1,0
Из горячего состояния (простой менее 6-10 часов)	1,4	1,8	2,1	3,3
Из неостывшего состояния (простой от 6-10 ч до 70-90 ч)	5,3	4-5,3	4,2-5,5	5,5-7,5
Из холодного состояния (простой более 70-90 ч)	10,0	5,7	9,5	6,7-7,5

Если связь между РУ повышенного напряжения осуществляется с помощью одного автотрансформатора связи, то его отказ вызывает ущерб от нарушения перетока мощности между РУ, который рассчитывается по формуле:

Рациональная схема выдачи мощности станции выбирается по критерию минимума приведённых затрат. При равноэкономичных вариантах для окончательного выбора схемы выдачи мощности используются методы экспертных оценок.

Сравнение экономической эффективности двух вариантов электроустановки с одинаковой степенью надёжности можно провести по сроку окупаемости капиталовложений

где Т - срок окупаемости капиталовложений, лет.

Если Т<Тн, то экономически целесообразен вариант с большими капиталовложениями.

Если Т>Тн, то экономически целесообразен вариант с меньшими капиталовложениями.

2.5 Выбор целесообразных способов ограничения токов КЗ

При проектировании электрической части современных электростанций, как правило, приходится решать вопросы ограничения токов короткого замыкания, поскольку такая мера позволяет уменьшить параметры электрических аппаратов и проводников и, следовательно, снизить их стоимость. Вместе с тем, применение специальных средств ограничения должно быть обосновано и должен быть выбран наилучший для данных условий способ ограничения токов КЗ, т. к. сами токоограничивающие устройства могут потребовать дополнительные капиталовложения.

На КЭС вопрос об ограничении токов КЗ на генераторном напряжении возникает лишь при укрупнённых блоках. Ограничение тока КЗ здесь может быть достигнуто применением трансформатора с расщеплёнными обмотками генераторного напряжения, поскольку стоимость трёхфазного трансформатора с расщеплёнными обмотками незначительно выше стоимости обычного двухобмоточного трансформатора, поэтому их применение всегда выгодно и не требует дополнительного экономического обоснования.

На ТЭЦ вопросы ограничения токов КЗ нужно решать не только на генераторном напряжении, но и в питающей кабельной сети к потребителям. Ограничение тока КЗ на генераторном напряжении определяется параметрами выключателей, а у потребителей - термической стойкостью кабелей и параметрами выключателей. Для ограничения тока КЗ на ТЭЦ в ГРУ обычно применяют секционные реакторы, а у потребителей необходима установка линейных реакторов. Причём, выбор секционных реакторов должен предшествовать выбору линейных реакторов. Расчёт ведётся в следующей последовательности:

- определяется число секций ГРУ;

- определяется схема включения реакторов;

- анализируются возможные перетоки между секциями в нормальном режиме, при отключении одного трансформатора связи, при отключении одного генератора; выбираются наименьшие токи секционных реакторов, которым соответствуют определённые индуктивные сопротивления, из которых выбирают наибольшее:

- определяют потери напряжения в реакторах при наибольшем перетоке мощностей между секциями, которые не должны превышать 5-6 % номинального; в противном случае необходимо предусмотреть выключатели или разъединители, дающие возможность шунтировать реакторы при больших перетоках между секциями.

2.6 Расчёт токов КЗ

Расчёт токов КЗ необходимо выполнить для проверки проводников и аппаратов по аварийному режиму. Для проведения расчёта токов КЗ составляется расчётная схема, намечаются места расположения расчётных точек КЗ, определяется расчётное время протекания тока КЗ и расчётный вид КЗ.

Расчётная схема - однолинейная электрическая схема проектируемой электроустановки, в которой включены все источники питания и все возможное связи между ними. На расчётной схеме указывают точки КЗ, для которых необходимо рассчитать токи КЗ, причём расчетные точки КЗ намечают для аппаратов и проводников всех присоединений. Месторасположение точки КЗ выбирают таким образом, чтобы через проверяемое оборудование протекал наибольший возможный ток КЗ, который и является расчетным. Если в схеме имеется замкнутый контур, то КЗ рассчитывается при разомкнутом состоянии контура. Расчетное время КЗ оценивается в зависимости от цели расчёта: для проверки электрооборудования на электродинамическую стойкость tрасч принимается равным 0,01 с; для проверки выключателей на отключающую способность tрасч=, которое определяется из выражения:

где tз.min - наименьшее возможное время действия защиты, равное 0,01 с;

tс.в. - собственное время отключения выключателя, с.

Проверка на термическую стойкость требует вычисления импульса квадратичного тока КЗ за время отключения tоткл, равного:

где tр.з. - время действия основной защиты, с;

tоткл - полное время отключения соответствующего выключателя, с.

Расчётным видом выбирается трёхфазное КЗ.

Результаты расчёта токов КЗ рекомендуется сводить в таблицу.

Таблица 4 - Результаты расчёта токов КЗ

Наименование точки КЗ	Место КЗ	Расчётные токи КЗ
		Iп0	iу	Iп

Величина ударного тока КЗ определяется по известному выражению:

А значение тока КЗ в момент времени определяется с учётом коэффициента затухания:

Значение ударного коэффициента kу и коэффициента затухания можно определить по [4,9].

Расчёт токов КЗ производится по методике, изложенной в [9].

2.7 Выбор коммутационной аппаратуры

В курсовом проекте рекомендуется выбрать выключатели и разъединители присоединений по указанию руководителя проекта.

Согласно ГОСТ 687-78Е, выбор выключателей необходимо производить по важнейшим параметрам, которые сводят в табличную форму:

Таблица 5 - Условия выбора выключателей и разъединителей

Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
		выключатель	разъединитель
UустUном
ImaxIном
IпIоткл. ном.			_
iаiа ном.			_
Iп0Iдин			_
iуiдин
ВкI2терtтер

Апериодическая составляющая тока КЗ определяется как:

А номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени :

,

где н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %, определяется по каталогам на выключатели.

Значение импульса квадратичного тока, характеризующее термическое действие тока КЗ, определяется в зависимости от вида расчётной схемы замещения. Для схемы вида «система» расчётное выражение для определения импульса весьма простое:

, кА2с

В схеме вида «генератор - система» расчёт импульса выполняют по выражениям

;

где Q*, В* - относительный токовый и квадратичный токовый импульсы, о. е.

Их значения могут быть определены по [1,2].

Для схемы «система - двигатель», которая имеет место в схеме с. н. электростанции

,

где

Условия выбора разъединителей аналогичны, но поскольку не требуется проверка по отключающей способности, то в соответствующих строках ставят прочерки.

2.8 Выбор токоведущих частей и кабелей

В курсовом проекте выбору подлежат сборные шины, ошиновки, кабельные линии, токопроводы. Перечень выбираемых токоведущих частей согласуется индивидуально с преподавателем.

В закрытых РУ сборные шины выполняют из алюминия в виде полос или швеллеров. В электроустановках открытого типа применяют проводники круглого сечения. Согласно ПУЭ, сборные шины по экономической плотности тока не выбирают.

Необходим выбор шин по рабочему максимальному току:

Осуществляется проверка на термическую стойкость:

Значение коэффициента С приводится в [4, 9].

Шины открытых РУ должны быть проверены по условиям короны:

1,07Е0,9Е0

где Е - напряженность электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода, кВ/см,

Е0 - максимальное значение начальной критической напряжённости, кВ/см.

Методика проверки на коронирование приведена в [9].

Жёсткие шины должны быть проверены по условию механической прочности:

,

где расч - расчётное механическое напряжение в проводнике, МПа;

доп - допустимое механическое напряжение в материале проводника, МПа.

Методика расчёта шин на механическую прочность изложена в [9].

Провода линий электропередач, провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ, гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока:

,

где qэ - экономически целесообразное сечение, мм2;

jэк - нормированная плотность тока, А/мм2, по [4];

Iнорм - ток нормального режима (без перегрузок), А.

На электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ и провода ВЛ при iу50 кА, по ПУЭ.

Условие проверки

,

где b - отклонение провода, м;

bдоп - максимально допустимое отклонение провода.

Методика расчёта b и bдоп приводится в [9].

Потребители 6-10 кВ получают питание по кабельным линиям, которые прокладывают в кабельных туннелях и в траншеях, на металлических лотках.

Кабели выбирают:

- по напряжению: ;

- по экономической плотности тока: ;

- по допустимому току: ,

где ,

где - поправочные коэффициенты и коэффициент перегрузки, определяются по справочникам или ПУЭ.

Выбранные кабели проверяют на термическую стойкость:

или .

2.9 Выбор измерительных трансформаторов

Для выбора измерительных трансформаторов необходимо определить объём контрольно-измерительных приборов, подключенных к данному трансформатору тока или напряжения. Перечень приборов, подключенных к тому или иному присоединению можно выбрать по [1, 9].

Расчёт удобно сводить в таблицы.

Таблица 6 - Условия выбора трансформатора тока

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
z2 z2ном
Класс точности
iу iдин.н

Номинальный ток трансформатора тока должен быть как можно ближе к рабочему току, т. к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей. Вторичная нагрузка состоит из приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому z2 r2.

r2=rприб+rпр+rк, Ом

сопротивление приборов определяется по выражению:

, Ом,

где Sприб - мощность, потребляемая приборами, ВА, для определения которой необходимо заполнить таблицу 7.

Таблица 7 - Подсчёт мощности, потребляемой измерительными приборами

Наименование прибора	Тип	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
Итого		SА	SВ	SС

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

rприб+rпр+rк z2ном,

откуда rпр= z2ном - rприб - rк

Зная rпр можно определить сечение соединительных проводов:

где - удельное сопротивление материала провода, Ом мм2/м;

lрасч - расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформатора тока, м.

Значение lрасч принимается по [3, 9].

В качестве соединительных проводов применяют многожильные контрольные кабели с бумажной, резиновой, поливиниловой или полиэтиленовой изоляцией. По условию прочности сечение не должно быт меньше 4 мм2 для алюминиевых жил и 2,5 мм2 для медных жил. Сечение больше 6 мм2 не применяется.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин, а встроенных трансформаторов тока - устойчивостью токоведущих вводов силового трансформатора или масляного выключателя, вследствие чего эти трансформаторы не проверяются на электродинамическую стойкость.

Измерительные трансформаторы напряжения выбираются по напряжению установки, схеме соединения обмоток, классу точности, вторичной нагрузке.

Таблица 8 - Условия выбора измерительных трансформаторов напряжения.

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
Класс точности
Схема соединения обмоток
S2 Sном

Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора напряжения осуществляется с помощью таблицы.

Таблица 9 - Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора напряжения

Наименование приборов	Тип	Мощность одной обмотки, ВА	Число обмоток	Число приборов	cos	sin	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, вар
Итого							Р2	Q2

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения, присоединяя часть приборов ко второму трансформатору.

Для однофазных трансформаторов напряжения в справочных данных номинальная мощность приведена для одной фазы.

2.10 Выбор схемы собственных нужд 6 кВ

На электрических станциях для питания собственных нужд применяется два напряжения: 6 кВ для питания крупных электродвигателей мощностью 200 кВ и выше, 380/220 В - для питания мелких двигателей и для освещения.

Каждый блок мощностью 160 МВт и выше должен иметь две секции собственных нужд 6 кВ. Резервирование питания секций осуществляется с помощью АВР от спаренных резервных магистралей 6 кВ, идущих от резервных трансформаторов собственных нужд. Резервные магистрали секционируются выключателями через каждые 2-3 блока и имеют выключатели на вводе от резервного трансформатора собственных нужд. Количество резервных трансформаторов и их мощность выбираются согласно Норм технологического проектирования. Обычно резервные и пускорезервные трансформаторы собственных нужд подключаются к сети более низкого из повышенных напряжений КЭС, к третичным обмоткам автотрансформаторов связи или к ответвлению от блоков, имеющих генераторные выключатели.

Мощность пускорезервного трансформатора выбирается на ступень выше по шкале номинальных мощностей, а мощность резервного трансформатора принимается равной мощности рабочего трансформатора собственных нужд.

Рисунок 4 - Схема собственных нужд 6 кВ КЭС без генераторных выключателей



Рисунок 5 - Схема собственных нужд 6 кВ с блоками с генераторными выключателями у части блоков

Рисунок 6 - Схема собственных нужд 6 кВ с блоками с генераторными выключателями у всех блоков

Число секций 6 кВ на ТЭЦ применяется равным числу котлов. На ТЭЦ смешанного типа - с неблочной и блочной частями - число секций в первой должно соответствовать числу котлов, а во второй - зависит от мощности блоков, как на КЭС. Рабочее питание секций 6 кВ собственных нужд ТЭЦ осуществляется от шин генераторного напряжения, причём блочной части - от соответствующего блока. Резервирование питания 6 кВ осуществляют от шин генераторного напряжения. Число резервных трансформаторов на ТЭЦ принимается по одному на каждые четыре рабочих, причём резервные и рабочие трансформаторы или линии подключаются к различным секциям ГРУ. Мощность резервного источника должна быть не меньше мощности рабочих источников питания.

Рисунок 7 - Схема собственных нужд ТЭЦ с поперечными связями

Резервная магистраль собственных нужд может быть секционирована на две части при двух резервных трансформаторах собственных нужд.

2.11 Выбор схем РУ с учётом показателей надёжности

Электрические схемы распределительных устройств повышенных напряжений должны удовлетворять ряду требований:

- ремонт выключателей 110 кВ и выше должен производиться без отключения присоединений;

- отключение воздушных линий должно осуществляться не более, чем двумя выключателями, отключение трансформаторов - не более, чем тремя выключателями;

- отказы выключателей в РУ как в нормальном, так и в ремонтном состоянии схемы не должны приводить к одновременному отключению нескольких линий;

- отказы выключателей в РУ не должны приводить к потере более одного блока в нормальном состоянии и не более двух блоков в ремонтном состоянии.

Электрические схемы РУ весьма разнообразны. В зависимости от исходных условий можно предложить ряд схем, из которых выбирается одна наиболее целесообразная схема с учётом показателей надёжности.

Расчёт надёжности должен учитывать: показатели надёжности элементов, схему соединения элементов, возможные состояния схемы электроустановки. Существующие методы расчёта надёжности позволяют определить частоту аварийных отключений и суммарную длительность вынужденного простоя любого присоединения электроустановки (генератора, трансформатора, линии), частоту и продолжительность аварийных ситуаций различного вида. Для каждого варианта схемы надо рассмотреть те отказы, которые приводят к потере генерирующей мощности и рассчитать частоту аварийных отключений генераторов и среднюю длительность их простоя. Для расчёта надёжности схем РУ удобно использовать таблично-логический метод, который предполагает поочерёдное рассматривание отказов элементов электроустановки с выявлением их последствий в нормальном и ремонтном состояниях.

Элементами являются присоединения (генераторы, трансформаторы, линии), выключатели, сборные шины. За расчётные элементы, для которых определяют показатели надёжности, принимают генерирующие присоединения, линии. Исходными данными служат частота отказов, среднее время восстановления, частота и длительность плановых ремонтов элементов электроустановки. Результаты расчёта показателей надежности схемы РУ оформляются в виде таблицы.

В вертикальный ряд таблицы помещают i - е учитываемые элементы с их расчётными параметрами потока отказов i. В [4] приведены табличные показатели надёжности элементов схем РУ.

В горизонтальный ряд таблицы вносят j - е ремонтные элементы с коэффициентами, характеризующими вероятность их нахождения в плановом и восстановительном ремонтах.

Вероятность нахождения схемы в нормальном (рабочем) состоянии для n ремонтных элементов:

Заполнение таблицы осуществляется таким образом, что в каждую клетку таблицы помещается теряемая генерируемая мощность Рг и средняя длительность аварии Тij (среднее время восстановления нормальной работы генератора после аварии).

Значение Тij оценивают в зависимости от характера аварийной ситуации:

- генератор нельзя ввести в работу, пока не будет произведён восстановительный ремонт отказавшего элемента Тij =ТВi+Тпуск

- отказавший элемент можно отделить разъединителями и восстановить работу генератора; время вынужденного простоя генератора будет складываться из времени оперативных переключений Топ =0,5 ч и времени пуска энергоблока из горячего состояния Тп =1 ч: Тij =Топi+Тпускij=0,5+1=1,5 ч

- отказ выключателя произошёл в период ремонта смежного выключателя узла, к которому присоединён генератор; восстановить работу генератора возможно только после того, как будет отремонтирован один из двух выключателей. Если ТВi<Трj, то

, а Тij =ТВij+Тпускij

Если ТВi>Трj, то Тij =0,5Трj+Тпускij.

Используя данные таблицы, определяют суммарную длительность каждой из расчётных аварийных ситуаций за год , затем вычисляют среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему:

Затем определяется ущерб энергосистеме по выражению:

Сравнение схем РУ с учётом показателей надёжности осуществляют по величине суммарного ущерба системе. При равных значениях ущерба предпочтение отдают варианту с меньшим количеством операций выключателями в год, Nоп.

В курсовом проекте необходимо выполнить выбор схемы одного из РУ повышенного напряжения по согласованию с руководителем проекта.

Методика расчёта показателей надёжности РУ приведена в [1,2].

2.12 Рекомендации по оформлению пояснительной записки к курсовому проекту

Пояснительная записка к курсовому проекту должна быть оформлена в соответствии с общими требованиями к текстовым документам и СТП.

Пояснительная записка должна содержать:

- титульный лист;

- задание;

- содержание;

- расчётную часть;

- заключение;

- список использованных источников;

- приложения (при необходимости);

- спецификации (при необходимости).

Текст выполняется рукописным или машинописным способом с высотой букв и цифр не менее 2,5 мм. На листах обязательно соблюдение следующих размеров полей: левое - 25 мм, правое - не менее 8 мм, верхнее и нижнее - не менее 15 мм.

Абзац начинают отступом 15-17 мм.

Подчёркивание в тексте не допускается, сокращения слов должно соответствовать ГОСТ.

Текст делят на разделы, подразделы, пункты, подпункты с нумерацией арабскими цифрами. Заголовки разделов пишут с абзацного отступа прописными буквами без точки в конце заголовка, но с сохранением знаков препинания внутри заголовка. Переносы слов в заголовках не допускается.

Заголовок подразделов пишут с абзаца строчными буквами, кроме первой прописной. Расстояние между заголовком раздела и текстом, разделом и подразделом не менее 15 мм.

Наименование структурных частей «Введение», «Содержание» следует писать прописными буквами симметрично тексту, но как раздел не нумеруют.

Нумерация страниц должна быть сквозной. Первой страницей является титульный лист. Номер страницы проставляется в правом верхнем углу без знаков препинания. На первой и второй страницах номер не проставляется. Нумерация формул, таблиц, рисунков выполняется по разделам или в пределах всего документа. Номер формулы заключается в круглые скобки и помещается у правой границы текстового поля. Источник, в соответствии с которым ведётся расчёт, заключается в квадратные скобки: [2], или [2, с. 50-58], или [2, с. 50].

Обозначение физических величин следует пояснять непосредственно под формулой в той же последовательности, в какой они даны в формуле с указанием единиц измерения.

Таблицы могут иметь заголовок, который записывается через тире после номера.

Рисунки должны быть пронумерованы и иметь наименование, которое помещают после пояснительных данных.

Таблицы, тексты вспомогательного характера допускается делать в виде приложений. Каждое приложение начинается с новой страницы с указанием посередине страницы слова «Приложение» и его обозначения, а под ним в скобках пишут «обязательное» или «рекомендуемое» или справочное». Приложения обозначают заглавными буквами русского алфавита, начиная с А, например, «Приложение А». Рисунки, таблицы, формулы в приложении нумеруют арабскими цифрами в пределах этого приложения, например, Рисунок А.2, Таблица Б.3.

Список использованных источников следует располагать в порядке появления ссылок на них в тексте документа.

3. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Графическая часть выполняется на двух листах формата А1. На первом листе графической части изображается главная схема электрических соединений электростанции. Чертёж главной схемы должен быть выполнен в условных графических обозначениях согласно стандартов ЕСКД. Условные графические обозначения в электрических схемах приведены в [4].

Коммутационные аппараты показывают на схемах в отключенном положении. На схеме должны быть показаны все генераторы, повышающие трансформаторы, сборные шины всех напряжений и отходящие воздушные и кабельные линии, рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд. Кроме того, на схеме должны быть показаны все коммутационные аппараты, реакторы, измерительные трансформаторы, разрядники, заземляющие ножи, режим нейтралей трансформаторов и схемы соединения обмоток. Надписи делаются либо на листе, либо составляется спецификация к главной схеме электрических соединений ТЭЦ или КЭС.

Угловой штамп помещается в правом нижнем углу.

На втором листе графической части изображается план и разрез по ячейке одного из распределительных устройств повышенного напряжения.

Задание на второй лист студент получает у руководителя курсового проекта. Чертёж выполняется в масштабе, согласно ГОСТ. При выполнении этого листа следует использовать типовые проектные решения, приведённые в [1, 7, 10], но с учётом конкретных особенностей, которые выполнены при проектировании своей темы.

Список использованных источников

1. Околович М. Н. Проектирование электрических станций. - М.: Энергоиздат, 1982. - 460 с.

2. Баков Ю. В. Проектирование электрической части электростанций с применением ЭВМ. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 272 с.

3. Проектирование электрической части станций и подстанций/ Ю. Б. Гук, В. В. Кантан, С. С. Петрова. - Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 312 с.

4. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

5. Правила устройства электроустановок/ Минэнерго СССР. 6-е изд. перераб и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 640 с.

6. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. - М.: Минэнерго СССР, 1986.

7. Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. 3_е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

8. Справочник по электрическим аппаратам высокого напряжения/ Н. М. Адоньев, В. В. Афанасьев, И. М. Бортник и др.: Под ред. В. В. Афанасьева. - Л.: Энергоатомиздат, 1985.

9. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

10. Электротехнический справочник. Т. 3. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И. Н. Орлова и др.) - М.: Энергоатомиздат, 1988.

Размещено на Allbest.ru

...