Проектирование электроэнергетических систем теплоэлектростанции (ТЭЦ)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Выбор генераторов

Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой ЭС

Выбор силовых трансформаторов

Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой ЭС

Выбор схемы С.Н. и Т.С.Н

Расчет токов короткого замыкания

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам

Выбор способа синхронизации

Релейная защита

Выбор распределительных устройств всех напряжений электрической станции.

Описание конструкции распределительных устройств

Расчет заземляющего устройства

Охрана труда

Экономическая часть

Специальное задание

Список литературы

Введение

На долю тепловых электрических станций в настоящее время приходится большая часть выработки электроэнергии. Успешно работают мощные ГРЭС: Рефтянская мощностью 3,8ГВт, Запорожская, Углегорская, Костромская мощностью по 3,6ГВт. ТЭЦ единичной мощностью 4,0 и 6,4ТВт были сооружены в районах Экибастузкого и Канско-Ачинского угольных бассейнов. Энергетической программой предусматривается реконструкция и перевооружение ТЭС, показатели работы которых не соответствуют современному уровню.

На передовых рубежах стоит энергетика в комбинированном производстве электроэнергии и тепла для централизованного теплоснабжения промышленности и городов. Повышение экономичности ТЭЦ достигается укрупнением теплофикационных агрегатов до 250МВт, подачей тепла на расстояние до 50 км, что позволит отказаться от использования газомазутного топлива. Крупные ТЭЦ обеспечивают теплом 800 городов. Единичная мощность ТЭЦ достигла 1250МВт.

Этот вид электростанций предназначен для централизованного теплоснабжения промышленности и городов электроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла «отработавшего» в турбине пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах с большим потреблением топлива и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25 % всей электроэнергии, вырабатываемой в СНГ.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторное распределительное устройство. Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему на повышенном напряжении.

Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции. Это обстоятельство предопределяет большой относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.

Размещение ТЭЦ, преимущественно в крупных промышленных центрах, повышенная мощность теплового оборудования в сравнении с электрическим, повышают требования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно, где это возможно, использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли.

теплоэлектростанция генераторы трансформаторы силовые

1. Выбор турбогенератора

1.1 Технические параметры ТГ.

Таблица 1

Тип ТГ

n, об/мин.

Кол- во

Sном МВА

Pном МВт

Uном кВ

cos

Iном кА

х, , d о.е.

Возб.

Охлаждение

ОС

ОР

ТВС- 32

3000

6

40

32

10,5

0,8

2,2

0,159

М

КВР

НВР

n_ном - частота вращения

S_ном - полная мощность, МВА

Р_ном - активная мощность, МВт

cos - коэффициент мощности

х^{, ,} d - сверхпереходное индуктивное сопротивление, в о.е.

1.2 Расшифровка серии

Т - турбогенератор

В - водородное охлаждение

С - специального исполнения

32- номинальная мощность, МВт

1.3 Охлаждение

КВР - косвенное водородом.

НВР - непосредственно водородом.

1.4 Возбуждение

М - от машинного возбудителя постоянного тока.

2. Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции

2.1 Структурная схема варианта 1:

Рис. 1 Вариант 1

2.2 Структурная схема варианта 2

Рис.2 Вариант 2

2.3 Определяем активную нагрузку собственных нуж

P_с.н. % = 5-7 % принимаем Р_с.н..% = 5%

Р_{с.н. =} * Р_ном.г. Р_{с.н. =}

3. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

3.1 Расчет реактивной мощности

Q = P

3.1.1 Генераторов

Q_г. = 32 * = 32 * = 24 МВА

3.1.2 Собственных нужд

Q_с.н. = Р_с.н. * = 1,6 * = 1,2 МВА

3.1.3. Нагрузки

10 кВ

Q_max = P_max * = 80 * = 45,3 МВар

Q_min = P_min * = 70 * = 39,6 МВар

110 кВ

Q_max = P_max * = 50 * = 28,15 МВар

Q_min = P_min * = 70 * = 39,2 МВар

3.2 Выбор АТ связи варианта 1

S_расч. =

S_min = = 35,7 МВА

S_max = = 25,6 МВА

S_авар = = 19,2 МВА

Более тяжелый режим минимальный S_min = 35,7 МВА

S_{треб.АТ} = = = 25,5 МВА

По каталогу принимаем 2х АТДЦТН 63000/220/110

Имеем: S_ном = 2 * 63 = 126МВА > 25,5МВА

3.3 Выбор АТ связи варианта 2

S_min = = 72,9 МВА

S_max = = 61,9 МВА

S_авар = = 25,6 МВА

Более тяжелый режим аварийный S_min = 72,9 МВА

S_{треб.АТ} = = = 52 МВА

По каталогу принимаем 2х АТДЦТН 63000/220/110

Имеем: S_ном = 2 х 63 = 126МВА > 52МВА

3.4 Выбор блочных трансформаторов

S_{треб.бл.} =

S_{треб.бл 1.} == 38 МВА

По каталогу принимаем:

- на стороне 220 кВ - ТД-80000/220

- на стороне 110 кВ - ТД-80000/110

3.5 Технические параметры трансформаторов

Таблица 2

Тип	Кол-во	Uном, кВ	Ро кВт	Рк, кВт	Uк, %
		ВН	СН	НН		ВН- СН	ВН- НН	СН- НН	ВН- СН	ВН- НН	СН- НН
АТДЦТН 63000/220/110	2/2	230	121	6,6;11;38,5	37	200	-	-	11	35	22
ТД-80000/220	1/1	242	-	10,5	79	-	315	-	-	11	-
ТД-80000/110	2/1	121	-	10,8	85	-	310	-	-	11	-

,

3.6 Расчет перетока мощности через автотрансформаторы связи

Рис. 3: Переток мощности через первый тр-ор.

3.6.1 Расчет перетока мощности варианта 1.

Сторона НН: Р_{н н} = 3 * 32 - 3 * 1,6 - 80 = 11,2 МВт

Q_нн = 3 * 24 - 3 * 1,2 -45,3 = 23,1 МВар

Блоки: Р_бл. = 32 - 1,6 = 30,4 МВт

Q_бл. = 24 - 1,2 = 22,8 МВар

Сторона СН: Р_сн = 32 * 2 - 1,6 * 2 - 50 = 10,8 МВт

Q_сн = 24 * 2 - 1,2 * 2 - 28,15 = 6,55 МВар

Сторона ВН: Р_вн = 11,2 + 10,8 = 22 МВт

Q_вн = 23,1 - 6,55 = 16,55 МВар

S_вн = МВА

S_сн = МВА

S_нн = МВА

3.6.2 Расчет перетока мощности вариант

Рис. 4: Переток мощности через второй тр-ор

Сторона НН: Р_{н н} = 4 * 32 - 4 * 1,6 - 80 = 41,9 МВт

Q_нн = 4 * 24 - 4 * 1,2 - 45,3 = 45,9 МВар

Сторона СН: Р_сн = 30,4 - 50 = -19,6 МВт

Q_сн = 22,8 - 28,15 = -5,35 МВар

Сторона ВН: Р_вн = 41,6 - 19,6 = 22 МВт

Q_вн = 45,9 - 5,35 = 40,55 МВар

S_вн = МВА

S_сн = МВА

S_нн = МВА

Вывод: Вариант №2 по перетокам мощности более выгоден.

4. Технико-экономическое сравнение вариантов

4.1 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах

4.1.1 Расчет потерь энергии первого трансформатора.

Варианта 1: трансформатор 2хАТДЦТН-63000/220/110

Т_год = 8760 часов работы в году.

Р_о = потери ХХ.

Р_КВ = Р_КС = 0,5 * Р_{К В-С} = 5 * 200 = 100 МВт

= - продолжительность максимальных потерь, определяемых по графику

т.к. Cos _{нагр.СН} = 0,87 = = 3700 час.

S_{max В} = S_{max C} = S_{max Н} = 35,7 МВА

S_{ном АТ} = 63 МВА

= = 0,34 * 10⁶ кВт * час

4.1.2 Расчет потерь энергии в блочном трансформаторах:

Т = Т_год. - Т_рем. = 8760 - 600 = 8160 часов

S_ном = 80 МВА

S_max = S_{треб.бл.} = 38 МВА

= 3700 час

ТД 80000/220

= 0,9*10⁶ кВт * час

ТД 80000/110

= 0,95*10⁶ кВт * час

4.1.4 Суммарные потери по вариантам

W₁ = 2 * W_{АТ 1} + W_бл.1 + 2*W_бл.2 = (2 * 0,34 + 0,9 +

+ 0,95 * 2) * 10⁶ = 3,48 * 10⁶ кВт*ч

W₂ = 2 * W_{АТ 2} + W_бл.1+ W_бл.2 = (2 * 0,35 +0,9 +0,95) * 10⁶ =

= 2,55 * 10⁶ кВт * час

4.2 Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой ЭС

4.2.1 Капиталовложение.

Таблица 3

Тип оборудования	Ст-ть единицы оборуд. т.у.е.	1 Вариант	2 Вариант
		Число единиц	Общая стоимость	Число единиц	Общая стоимость
1. Автотрансформаторы связи: АТДЦТН 63000/220/110	183	2	366	2	366
2. Блочные трансформаторы: ТД 80000/220 ТД 80000/110	123 123	1 2	123 246	1 1	123 123
3. Ячейка РУ: ОРУ 220 ОРУ 110 ГРУ 10	78 32 15	5 6 5	390 192 75	5 5 6	390 160 90
4. Ячейки с секционными выключателями	21	2	42	3	63
Итого:			1434		1315

4.2.2 Издержки по вариантам

Р_а = 6,4%, норма амортизационных отчислений.

Р_о = 2%, норма отчислений на обслуживание, .

= 0,8 * 10^-2 т.у.е. - стоимость потерь электроэнергии, .

= 148,3 тыс.у.е.

= 130,9 тыс. у.е.

4.2.3 Затраты по вариантам

З = Р_n * К + U

Р_n = 0,12 - нормативные коэффициент эффективности для энергетики

З₁ = 0,12 * 1434 + 148,3 = 320,4тыс.р.

З₂ = 0,12 * 1315 + 130,9 = 288,7 тыс.р.

4.2.4 Разница в затратах

Вывод: по затратам более экономичен Вариант №2, поэтому он принимается к дальнейшему расчету.

5. Выбор типа и мощности рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд

1. Блочная часть

S_т.с.н. = k_c * P_c.н. = 0,8*1,6 = 1,28 МВА

Рабочие т.с.н. подключаются к блокам отпайкой.

Принимается: ТМНС 6300/10

U_вн = 10,5 кВ; U_нн = 6,3 кВ

2. Не блочная часть.

Принимается: ТМНС 6300/10

Рабочие т.с.н. подключаются к секциям ГРУ 10 кВ; их число равно числу генераторов, т.е. 4 шт.

U_вн = 10,5 кВ; U_нн = 6,3 кВ

S_р.т.с.н= 0,8 * 1,6 = 1,28 МВА

3. Выбор РТСН.

РТСН подключается отпайкой к трансформатору связи АТ3.

S_р.т.с.н. 1,5 * S_с.н.max = 1.5 * 6,3 = 9,45 МВА

Принимается: ТДНС 10000/35

U_вн = 10,5 кВ; U_нн = 6,3 кВ

Рис. 5: «Схема с.н. электростанции»

6. Расчет точек короткого замыкания

6.1 Составление схемы замещения

Рис. 6: Схема замещения ТЭЦ.

6.1.1 Принимаем полную базовую мощность равной 1000 МВА.

6.1.2 Расчет сопротивлений схемы

1. Генераторов:

о.е.

Хг = X2 = X3 = X4 = Х5 = 3,97 о.е.

2. Блочных трансформаторов:

ТД-80000/220

о.е.

ТД-80000/110

о.е.

3. Автотрансформаторов связи 2х АТДЦТН-63000/220/110

Сопротивление в процентах:

Хтв% = 0,5(Uкв-н% + Uкв-с% + Uкс-н%) = 0,5(35+11-22) = 12%

Хтс% = 0,5(Uкв-с% + Uкс-н% + Uкв-н%) = 0,5(11+22-35) = -1%

Хтн% = 0,5(Uкв-н% + Uкс-н% + Uкв-с%) = 0,5(35+22-11) = 23%

Сопротивление в о.е.

Хв = Х12 = Х15 = = = 1,89 о.е.

Хс = Х14 = Х17 = 0, т.к. Хтс% < 0

Хн = Х13 = Х16 = = = 3,65 о.е.

4. Сопротивление воздушных линий:

Худ = 0,4 Ом/км - удельное сопротивление ВЛ 220 кВ .

Х18 = Х19 = 0,4 * 100 * = 0,75 о.е.

5. Сопротивление энергосистемы:

о.е.

6. Сопротивление реакторов:

о.е.

Х7 = Х8 = Х9 = 1,13 о.е.

Выбор секционных реакторов на ТЭЦ.

Условие выбора:

Uуст Uном.р.

Imax Iном.р.

Imax = 0,7 * Iном г = 0,7 * 2,2 = 1,54 кА

Так как устанавливается три реактора, то

А

По каталогу выбираем реактор РБГ-10-1600-0,25

7. Значение ЭДС источников:

Система =1

Турбогенераторы = 1,08;

6.2 Сворачивание схемы замещения относительно точки короткого замыкания К1, СШ 220 кВ

Рис. 7. Промежуточная схема для К1.

Сворачиваем схему относительно точки К1.

1.1. Объединяем Е2 и Е3 Е(2-3)

Е4 и Е5 Е(4-5)

Преобразуем треугольник сопротивлений Х1; Х7; Х2 в Y Х21; Х22; Х23

Х21 = Х22 = Х24 = Х25 = о.е.

Х23 = Х26 = о.е.

1.2. Х27 = Х18 II Х19 + Х20 = = = 0,675 о.е.

1.3. Х28 = Х32 = Х10 + Х5 = 1,37 + 3,97 = 5,34 о.е.

1.4. Х29 = Х22 + Х8 + Х24 = 0,49 + 1,13 + 0,49 = 2,11 о.е.

1.5. Х30 = Х13 + Х21 = 3,65 + 0,49 = 4,14 о.е.

Х31 = Х30 = 4,14 о.е.

1.6. Объединяем Е(2-3) и Е(4-5) Е(2-5)

Х23; Х29; Х26 в Y Х33; Х34; Х35

Рис. 8. Промежуточная схема для К1

Х33 = Х34 = = 0,47 о.е.

Х35 = о.е.

Х37 = Х38 = Х33 + Х30 = 0,47 + 4,14 = 4,61 о.е.

Х36 = о.е.

Х39 = Х37 II Х38 = о.е.

Рис. 9. Промежуточная схема К1

С + Е6 Е_экв

Е_экв = о.е.

Х41 = Х28 II Х27 + Х36 = о.е.

Х40 = Х39 + Х35 = 2,3 + 0,19 = 2,49 о.е.

Рис. 10: Конечная схема для К1.

6.3 Расчет токов короткого замыкания в точке К1

1.1. Базовый ток.

1.2. Начальный периодический ток КЗ.

1.2.1. Ветвь Е_экв.

кА

1.2.2. Ветвь источника Е6.

кА

1.2.3. Ветвь эквивалентного источника Е(2-5).

кА

1.2.4. Суммарный ток.

=0,7 + 0,5 + 1,8 = 3 кА

1.2.Ударный ток.

* Ino * k_y

* Ino *

Таблица 4

Точка КЗ	Ветвь КЗ	Та (сек)	ky
К1 СШ 220 кВ	Еэкв	0.03 - 0,04	1,717 - 1,78
	Е6 (блок 32Мвт)	0.16 - 0,25	1.94 - 1,955
	Е(2-5) (ТГ 32 МВт)	0.16 - 0,25	1.94 - 1,955

*Ino*ky =* 0,7 * 1,78 = 1,76 кА

*Ino*ky =*0,5*1,955 = 1,38 кА

*1,8*1,955 = 4,97 кА

Суммарный ток:

= 1,76 + 1,38 + 4,97 = 8,11 кА

1.3.Определяем значение i_a.

i_a = *Ino*

Определяем по таблице значение

Та - значение постоянной времени затухания

= 0,01+tс.в. = 0,01+0,055 = 0,065 сек.

tс.в.= 0,055 - собственное время отключения для выключателя ВНВ-220-63

Для Е_экв = 0,2 i_a = * 0,7 * 0,2 = 0,19 кА

Для Е6 = 0,77 i_a = * 0,5 * 0,77 = 0,54 кА

Для Е(2-5) = 0,77 i_a = * 1,8 * 0,77 = 1,96 кА

Суммарный ток i_aК1 = 0,19 + 0,54 + 1,96 = 2,69 кА

1.4. Определяем периодический ток короткого замыкания In

1.4.1. Ветвь Е_экв.

In_c= Ino_c=0,7 кА

1.4.2. Ветвь Е6.

1) Определяем Iном генератора:

кА

2)Определяем отношение типовой кривой:

кривая

3) По графику определяем отношение:

= 0,87 * Ino_Е6 = 0,87 * 0,5 = 0,435 кА

1.4.3. Ветвь Е(2-5)

1)кА

2) кривая

3)

= 0,87 * Ino_Е(2-5) = 0.87 * 1,8 = 1,56 кА

1.4.4. Суммарный ток In_K1

In_K1 = 0,7 + 0,435 + 1,56 = 2,7 кА

1.5. Расчетные токи КЗ.

Таблица 5

Точка КЗ	Ветвь КЗ	Ino кА	Iy кА	Ia кА	Ino кА
К1 СШ 220кВ	Еэкв	0,7	1,76	0,19	0,7
	Е6	0,5	1,38	0,54	0,435
	Е(2-5)	1,8	4,97	1,96	1,56
Суммарный ток	3	8,11	2,69	2,7

6.4 Сворачивание схемы замещения относительно точки короткого замыкания К2 (ГРУ 10 кВ).

Рис. 11. Промежуточная схема для К2

Сворачиваем схему относительно точки К2.

1.1. Объединяем Е2 и Е3 Е(2-3)

Х29 = о.е.

Е_экв1 =о.е.

Х30 = о.е.

Х31 = о.е.

Х32 = о.е.



Рис.12: Промежуточная схема для К2.

Х33 = о.е.

Х34 = о.е.

Х35 = о.е.

Рис. 13: Промежуточная схема для К2.

Рис. 14: Промежуточная схемадля К2.

Х36 == 3,05 о.е.

Е_экв2 = о.е.

Х37 = о.е.

Х38 = о.е.

Х39 = о.е.

Х40 = о.е.

Рис. 15: Промежуточная схема для К2.

Е_экв3 = о.е.

Х41 = о. е.

Рис. 16: Конечная схема для К2.

6.5 Расчет токов короткого замыкания в точке К2 (ГРУ 10 кВ)

1.1. Базовый ток.

1.2. Начальный периодический ток КЗ.

1.2.1. Ветвь Е_экв3

кА

1.2.2. Ветвь источника Е5.

кА

1.2.3. Суммарный ток.

=30,2 + 15 = 45,2 кА

1.3.Ударный ток.

* Ino * k_y

* Ino *

Таблица 6

Точка КЗ	Ветвь КЗ	Та (сек)	ky
К2 ГРУ 10 кВ	Еэкв3	0,06	1.85
	Е5	0,249	1.961

*Ino*k_y =* 30,2 * 1,85 = 79,01 кА

*Ino*k_y =* 15 * 1,85 = 39,24 кА

Суммарный ток:

= 79,01 + 39,24 = 118,25 кА

1.3.Определяем значение i_a.

i_a = *Ino*

Определяем по таблице значение

Та - значение постоянной времени затухания

= 0,01+tс.в. = 0,01+0,055 = 0,065 сек.

tс.в.= 0,55 - собственное время отключения для выключателя ВВЭ-10

i_a = * 30,2 * 0,38 = 16,22 кА

i_a = * 1,5 * 0,8 = 1,69 кА

Суммарный ток

i_aК2 = 16,22 + 1,69 = 17,91 кА

1.4. Определяем периодический ток короткого замыкания In

1.4.1. Ветвь Е_экв3

In_Еэкв3= Ino_Еэкв3=30,2 кА

1.4.2. Ветвь Е5.

1) Определяем Iном генератора:

кА

2)Определяем отношение типовой кривой:

кривая

3) По графику определяем отношение:

= 0,78 * Ino_Е5 = 0,78 * 15 = 11,7 кА

1.4.3. Суммарный ток In_K1

In_K2 = 30,2 + 11,7 = 41,9 кА

1.5. Расчетные токи КЗ.

Таблица 7

Точка КЗ	Ветвь КЗ	Ino кА	Iy кА	Ia кА	Ino кА
К2 ГРУ 10кВ	Еэкв3	30,2	79,01	16,22	30,2
	Е5	15	39,24	1,69	11,7
Суммарный ток	45,2	118,25	17,91	41,9

7. Выбор токоведущих частей и аппаратов

7.1 Выбор т.в.ч. СШ 220кВ

Поясняющая схема:

Рис. 17: Поясняющая схема.

1. Расчетные токи продолжительных режимов:

- нормальный

Iнорм = Iном = А

- максимальный

Imax = Iнорм = 104,97 А

2. Выбор СШ 220кВ.

СШ выполняются голыми проводами марки АС, проложенными на открытом воздухе. Сечение провода выбирается по нагреву (по допустимому току).

Условие выбора: ImaxIдоп.

По каталогу , принимается провод с учетом рекомендации ПУЭ на отсутствие короны , АС 240/32

Iдоп = 605А; d = 21,6 мм

Имеем :Imax = 104,97А< Iдоп = 605А

3. Проверка СШ.

3.1. На термостойкость голые гибкие шины, проложены на открытом воздухе не проверяются.

3.2. Проверка на электродинамическое воздействие (на схлестывание), не производится т.к:

Ino = 3 кА < 20 кА

3.3. Проверка на корону не производится т.к. СШ выбрана с учетом отсутствия короны.

4. Выбор ошиновки 220 кВ

Ошиновка, как и СШ, выполняется голыми проводами марки АС. Сечение ошиновки выбирается по экономической плотности тока.

Условие выбора:

q q_э

мм²

Уэ = 1- экономическая плотность тока

По каталогу принимается провод в фазе - АС240/32

Iдоп = 605А

q = 240 мм²

q = 240 мм² > q_эк = 104,97 мм²

5. Проверка ошиновки 220 кВ.

5.1. Проверка по допустимому току:

Imax Iдоп 104,97А < 605А

5.2. Остальные виды проверок не производятся, т.к. были приведены в пунктах 3.1.-3.3.

7.2 Выбор выключателей и разъединителей 220 кВ

Исходные данные

Таблица 8

Тип генератора	Расчетные токи КЗ - К1, кА	Тип выключателя
ТВС - 32	Ino	iy	i a	In	Воздушный
	3	8,11	2,69	2,7

1. Расчетные токи продолжительных режимов.

А

Imax = Iнорм = 104,97 А

2. Расчетный тепловой импульс.

Вк_расч = Ino²(t_откл+Та) = 3²(0,2+0,115) = 2,83 кА²*сек

t_откл = (0,1-0,2)сек - зона 1,

Та = 0,115 сек,

3. Дальнейший расчет сведён в таблицу 9 «Выбор выключателей и разъединителей»

Таблица 9

Расчетные данные	Справочные данные
	Выключатель	Разъединитель
	ВНВ-220-63	РНДЗ.2-220/1000У1
1. Uуст = 220 кВ	1. Uуст = 220 кВ	1.Uном = 220 кВ
2.Imax = 104,97 А	2.Iном = 3150 А	2.Iном = 1000А
3. In = 2,7 кА	3.Iномоткл= 63 кА	3. -----
4. ia = 2,69 кА	4.iном=*Iном.откл.*=*63*0,47=41,9 кА	4. -----
5.Ino = 3 кА	5.Iдин = 63 кА	5. -----
6. iy = 8,11 кА	6. iдин= 162 кА	6. iдин=100 кА
7. Вкрасч= 2,83 кА2*сек	7. Вкзав= I2тер*tтер=632*3= 11907 кА2*сек	7. Вкзав= 402*3 = =4800 кА2*сек
Привод	-----	з.н. ПРН - 110У1

= 47% - для = 0,01+t_с.в.= 0,01+0,025 = 0,035 сек

7.3. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения 220 кВ.

7.3.1 Выбор измерительных трансформаторов тока

1. Схема установки приборов.

Рис. 18: Измерительные приборы в основных цепях ТЭЦ.

2. ТТ выбираем по более нагруженному присоединению - двухсторонняя ВЛ.

2.1 Составляем таблицу.

Нагрузка ТТ - 220 кВ

Таблица 10

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фаз, В*А
		А	В	С
1. Амперметр	Э-350	0,5	0,5	0,5
2. Ваттметр	Д-304	0,5	---	0,5
3. Варметр	Д-345	0,5	---	0,5
4. Счетчик активной энергии	САЗ-И670	2,5	---	2,5
Итого	---	4	0,5	4

2.2. Сопротивление прибора.

Ом

I_{2 номТТ} = 5 А По каталогу принимаем: ТФЗМ 220 Б-

2.3. Допустимое сопротивление проводов.

r_пров = r_{2 ном} - r_приб - r_к = 1,2 - 0,16 -0,1 = 0,94 Ом

r_{2 ном} = 1,2 Ом - вторичная номинальная нагрузка ТФЗМ 220 Б- , в классе точности 0,5, который необходимо иметь при подключении счетчиков

2.4. Требуемое сечение соединительных проводов.

l_расч = 150 м - расчетная длинна проводов зависит от схемы ТТ

p (медь) = 0,0285 Ом/м

Принимаем контрольный кабель с алюминиевыми жилами сечением 4 мм²

2.5. Уточняется сопротивление проводов и вторичной нагрузки ТТ:

Ом

= 0,7 + 0,1 + 0,16 = 0,97 Ом

Таблица 11

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 220 кВ Imax = 104,97 А Iy= 8,11 кА Вкрасч = 2,83 кА2 *сек = 0,97 Ом	Uном = 220 кВ Iном = 600 А iдин = 54 кА Вкзав = I2 тер * tтер = 202 * 3 = 1200 кА2*с r2 ном = 1,2 Ом

7.3.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

1. Определяется вторичная нагрузка.

Нагрузка ТН 220 кВ

Таблица 12

Прибор	Тип при-бора	S од. обм.ВА	Число обмоток	Число приб.		Потребляемая мощность
						Рприб. ВА	Qприб. Вар
1. Вольтметр рег.	Н-394	10	1	2	0/1	20	---
2.Частотомер рег.	Н-397	7	1	2	0/1	14	---
3. Вольтметр	Э-335	2	1	2	0/1	4	---
4. Частотомер	Э-372	3	1	2	0/1	6	---
5. Ваттметр	Д-304	2	2	3	0/1	12	---
6. Варметр	Д-345	2	2	3	0/1	12	---
7. Счетчик Р	САЗ-И670	1,5	2	3	0,925/0,38	9	21,9
8. Счетчик Q	СРЧ-И676	3	2	1	0,925/0,38	6	14,6
9. Фиксатор имп. действия	ФИП	7	1	3	0/1	21	---
Итого	---	---	---	---	---	104	36,5

МВар

МВар

2.Суммарная вторичная нагрузка ТН.

ВА

По каталогу принимается ТН типа НКФ-220 кВ имеющий в классе точности 0,5; Sном= 400 В*А

Имеем: = 55,1 В*А < Sном = 400 В*А, что означает, что выбранный ТН будет работать в классе точности 0,5, который необходимо иметь при подключении счетчиков.

7.4 Выбор т.в.ч. СШ 10кВ

Исходный данные

Таблица 13

Uуст	Imax	Вкрасч	Ino	iy	ia	In
10	2129	442	30,2	79,01	16,22	30,2

1. Расчетные токи продолжительных режимов:

- нормальный

Iнорм = Iном = А

- максимальный

Imax = А

2. Выбор СШ 10кВ.

Согласно ПУЭ, СШ и ошиновка в пределах ГРУ выполняется жесткими шинами прямоугольного сечения. Условия выбора:

Iдоп Imax

Imax = 2129 А

Принимаются двухполосные шины 2 (810)см²

, Iдоп = 2410А; m_n = 2.16 кг/м.

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят:

Iдоп = 2410А> Imax = 2129 А.

Проверяем шины на термическую стойкость:

q_min=,

что меньше выбранного

Что меньше принятого сечения. Определяем пролет l, при условии, что частота собственных колебаний будет меньше 200 Гц.

, где

Если шины расположены на ребро, а полосы в пролете жестко связаны между собой, то на основании , имеем:

Z = 0,72 * b * h = 0,72 * 1³ * 8 = 5,76 см², тогда

;

Если шины на изоляторах расположены плашмя, то

Этот вариант расположения шин на изоляторах позволяет увеличить длину пролета до 1,4 м, и дает значительную экономию изоляторов.

Принимаем расположение шин плашмя.

Пролет l = 1,4 м, расстояние между фазами а = 0,8 м.

Определяем расстояние между прокладками.

где, Е = 7 * 10¹⁰ Па

; К_ср=0,48

при

q_п = 2b = 2 * l = 2 см

i_уд⁽³⁾ = 79010 А

Масса полосы m_n=2.16 кг/м³

Принимаем меньшее значение l_п=0,43м, тогда число прокладок в пролете , принимается n = 2

Определяем силу взаимодействия между полосами

где b = 10 мм = 0,01 м

Принимаем, что шины соединены жестко по всей длине сварным швом.

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз.

где, W_ф =

, что меньше

, таким образом, шины механически прочны.

3. Выбор комплектного пофазно - экранированного токопровода, (КПЭТ).

От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущей части выполнены комплектным пофазно - экранированным токопроводом. По , выбираем КПЭТ типа ТЭК-10-3200-125, на номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 3200 А, электро - динамическую стойкость главной цепи 125 кА.

Проверяем токопровод:

I_max I_ном; 2129,3А < 3200А

I_уi_дин; 79,01 кА < 125 кА

В КПЭТ встраивается трансформатор напряжения, типа ЗОМ 1/10, и трансформатор тока, типа ТШ 20.

Рис. 19: Измерительные приборы в цепях 10 кВ

7.5 Выбор измерительных трансформаторов в цепях 10 кВ

Нагрузка ТТ - 10 кВ

Таблица 14

Прибор	Тип прибора	Кол- во	Нагрузка фаз, В*А
			А	В	С
Амперметр	Э-335	3	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	1	0,5	---	0,5
Варметр	Д-335	1	0,5	---	0,5
Счетчик активной энергии	САЗ-И670	1	2,5	---	2,5
Амперметр регистрирующий	Н 394	1	-	10	-
Ваттметр регистрирующий	Н 395	1	10	-	10
Итого			14	10,5	14

Сопротивление прибора.

Ом

По каталогу принимаем: ТШ-20-10000/5

I_{2 номТТ} = 5 А

r_{2 ном} = 1,2 Ом - вторичная номинальная нагрузка ТШ-20-10000/5, в классе точности 0,5, который необходимо иметь при подключении счетчиков.

Допустимое сопротивление проводов.

r_пров = r_{2 ном} - r_приб - r_к = 1,2 - 0,56 -0,1 = 0,54 Ом

l_расч = 40 м - расчетная длинна проводов зависит от схемы ТТ

= 0,0175, Используется кабель с медными жилами.

Требуемое сечение соединительных проводов.

Принимаем контрольный кабель с медными жилами сечением 2,5 мм².

Уточняется сопротивление проводов и вторичной нагрузки ТТ:

Ом

= 0,56 + 0,28 + 0,1 = 0,94 Ом

Таблица 15

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 10 кВ Imax = 2129 А Вкрасч = 442 кА2 *сек = 0,94 Ом	Uном = 20 кВ Iном = 10000 А Вкзав = I2 тер * tтер = 1602 * 3 = 76800 кА2*с r2 ном = 1,2 Ом

Нагрузка ТН 10 кВ

Таблица 16

Прибор	Тип при-бора	S од. обм.ВА	Число обмоток	Число приб.		Потребляемая мощность
						Рприб. ВА	Qприб. Вар
1. Вольтметр	Э-335	2	0	1	1/1	2	---
2. Частотомер	Э-362	1	0	1	1/1	1	---
3. Вольтметр рег.	Н-394	10	0	1	1/1	10	---
4.Ваттметр рег.	Н-395	10	0	1	1/2	20	---
5. Ваттметр	Д-335	1,5	0	3	1/2	9	---
6. Варметр	Д-335	1,5	0	2	1/2	6	---
7. Счетчик Р	САЗ-И670	1,5	2	3	0,38/0,925	9	21,9
8. Счетчик Q	СРЧ-И676	3	2	1	0,38/0,925	6	14,58
9. Датчик P	Е829	10	0	1	1/0	10
10. Датчик Q	Е830	10	0	1	1/0	10
Итого	---	---	---	---	---	83	36,48

Суммарная вторичная нагрузка ТН.

ВА

По каталогу принимается ТН типа НТМИ-10-66УЗ, имеющий в классе точности 0,5; Sном= 120 ВА

Имеем: = 91 ВА < Sном = 120 ВА, что означает, что выбранный ТН будет работать в классе точности 0,5, который необходимо иметь при подключении счетчиков.

8. Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам для остальных цепей 110кВ

1. Расчетные токи продолжительных режимов:

- нормальный

Iнорм = А

- максимальный

Imax = Iнорм = 210,5 А

2. Выбор СШ 220кВ.

СШ выполняются голыми проводами марки АС, проложенными на открытом воздухе. Сечение провода выбирается по нагреву (по допустимому току).

Условие выбора: ImaxIдоп.

По каталогу , принимается провод с учетом рекомендации ПУЭ на отсутствие короны, АС 240/32

Iдоп = 605А; d = 21,6 мм²

Имеем :Imax = 210,5 А< Iдоп = 605А

3. Проверка СШ.

3.1. На термостойкость голые гибкие шины, проложены на открытом воздухе не проверяются.

3.2. Проверка на электродинамическое воздействие (на схлестывание), не производится.

3.3. Проверка на корону не производится т.к. СШ выбрана с учетом отсутствия короны.

4. Выбор ошиновки 110 кВ

Ошиновка, как и СШ, выполняется голыми проводами марки АС. Сечение ошиновки выбирается по экономической плотности тока.

Условие выбора:

q q_э

мм²

Уэ = 1- экономическая плотность тока

По каталогу принимается провод в фазе - АС240/32; Iдоп = 605А; q = 240 мм²; q = 240 мм² > q_эк = 210,5 мм²

5. Проверка ошиновки 110 кВ.

5.1. Проверка по допустимому току:

Imax Iдоп 210,5А < 605А

5.2. Остальные виды проверок не производятся, т.к. были приведены в пунктах 3.1.-3.3.

6. Выбор выключателей и разъединителей 110 кВ.

Таблица 17

Номинальные параметры	Каталожные данные
	Тип выключателя	Тип разъединителя
Uуст = 110 кВ Iуст = 210,5 А	ВВУ-110Б-40/2000У1	РНДЗ.1-110Б/1000У1
	Uном = 110 кВ Iном = 2000 А	Uном = 110 кВ Iном = 1000 А

А

I_ном = I_уст = 210,5 А

7. Выбор ТТ и ТН 110 кВ.

Таблица 18

Номинальные параметры	Каталожные данные
	Тип ТТ	Тип ТН
Uуст = 110 кВ Iуст = 210,5 А	ТФЗМ110Б-1	НКФ-110-83УЗ
	Uном = 110 кВ Iном = 300 А	Uном = 110 кВ

8. Выбор т.в.ч. в цепях блока.

Токоведущие части от генератора до блочного трансформатора выполняются пофазно-экранированным комплектным токопроводом типа ТЭК-10-3200-125.

U_уст=U_ном=10,5 кВ.

I_max=

I_max=2133,3 А < I_ном = 3200 А

В токопровод встроены:

Трансформатор тока типа ТШ-20-10000/5

I_max=2133,3 А < I_ном = 10000 А

U_уст=10,5 кВ < U_ном = 20 кВ

Трансформатор напряжения типа ЗОМ-1(10) и ЗНОМ-10.

9. Выбор способа синхронизации

Процесс включения генератора на параллельную работу с энергосистемой называется синхронизацией. В настоящее время на электростанциях применяются два метода синхронизации: точная синхронизация и самосинхронизация.

Наиболее часто применяется способ точной синхронизации. При этом способе возбужденный генератор включается в сеть при соблюдении трех условий:

- равенство частот включаемого генератора и энергосистемы;

- равенство напряжений;

- совпадение фаз;

Равенство частот добиваются регулированием частоты вращения подключаемого турбогенератора путем изменения впуска пара или другого энергоносителя в турбину и контролируют по двум частотомерам. Равенство напряжений добиваются регулированием тока возбуждения у синхронизируемого генератора (обычно шунтом реостата), а контролируют по двум вольтметрам. Совпадение напряжений по фазе добиваются точной и плавной регулировкой частоты вращения подключаемого генератора, а контролируют по синхроноскопу. Несоблюдение хотя бы одного из указанных условий приводит к большим толчкам тока, опасным не только для подключаемого генератора, но и для устойчивой работы энергосистемы. Точную синхронизацию можно производить вручную и автоматически. При ручной синхронизации на щите электростанции монтируют панель или колонку синхронизации, с помощью которой персонал включает генератор на параллельную работу. На колонке или панели установлены синхроноскоп, два частотомера и два вольтметра. Очень часто для более удобного наблюдения применяют приборы с двумя шкалами - двойной частотомер и двойной вольтметр. Синхроноскоп служит для улавливания персоналом момента достижения синхронизма между включаемым генератором и сетью. Генератор надо включать не тогда, когда стрелка синхроноскопа стала на красную черту, а с некоторым опережением (при подходе стрелки к черте). Это облегчает включение генератора в сеть, так как его частота несколько больше частоты сети, мощность которой весьма значительна. Точная автоматическая синхронизация выполняется с помощью специальных устройств - автосинхронизаторов АСТ, АСУ, УБАС (на полупроводниковых логических элементах), с автоматическими уравнителями частоты и напряжения, что позволяет включить генератор в наиболее благоприятный момент.

Основными недостатками точной синхронизации являются сложность и длительность процесса синхронизации, особенно при аварийных режимах.

Включение генераторов на параллельную работу способом самосинхронизации заключается в том, что невозбужденный генератор разворачивают примерно до синхронной частоты вращения и включают полуавтоматически или автоматически в сеть. Затем в обмотку ротора генератора подают возбуждение и генератор входит в синхронизм. Этот способ имеет преимущество перед способом автоматической синхронизации: не требуется подгонка и уравнения частот и напряжений, благодаря чему генератор быстро включается в сеть, что очень важно при аварийном положении и низком уровне частоты и напряжения в энергосистеме.

Недостатками способа самосинхронизации являются значительные толчки тока, возникающие при включении невозбужденного генератора на напряжение сети, и понижения в этот момент напряжения у потребителей. На электростанциях типа ТЭЦ с турбогенераторами мощностью до 200 МВт рекомендуется использовать в нормальном режиме точную ручную синхронизацию, а при авариях самосинхронизацию.

10. Расчёт релейной защиты. Неполная дифференциальная защита СШ

Устройство защиты:

Защита имеет две ступени:

1 ступень - токовая отсечка - выполнена на реле тока максимального действия КА1 (тип РТ-40), является основной от м.ф.к.з., быстродействующей. Отключает все присоединения при к.з. на СШ. Реле сигнализации КН1 сигнализирует о действии защиты.

2 ступень - максимальная токовая защита (МТЗ); является резервной; срабатывает при отказе основных защит КЛ, АТ связи, СК. Пусковой орган защиты реле тока КА2 (РТ-40). МТЗ имеет два органа замедления не реле времени КТ1 и КТ2 с разными выдержками времени t₁ и t₂ (t₁ < t₂); с выдержкой времени t₁ отключается КЛ, АТ и ШСВ; с выдержкой времени t₂ отключается синхронный компенсатор.

1. Ток срабатывания 1 ступени выбирается о условию:

I_с.з. = k_н * (I_кз + k_нагр* I_нагр) = 1,2*(45200+1,2*34) = 54288 А

k_н = 1,2 - коэффициент надежности отстройки РЗ

k_нагр = (1,2 - 1,3) - коэффициент нагрузки, учитывает увеличение тока нагрузки за счет торможения и самозапуска двигателя из-за снижения напряжения при к.з. за реактором.

I_нагр - ток нагрузки неповрежденных КЛ секции.

m - число секций

n - число КЛ

2. Ток срабатывания второй ступени защиты отстраивается от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигателей по условию:

=

k_в = (0,85 - 0,95) - коэффициент возврата реле тока максимального действия.

3. Проверка чувствительности защиты:

Для 1 ступени при металлическом двухфазном к.з. на шинах подстанции.

Для 2 ступени при металлическом двухфазном к.з. за реактором.

k_ч - коэффициент чувствительности

3.1.

что ниже нормы, т.е. чувствительность 1 ступени не обеспечена



3.2.

при норме чувствительность 2 ступени защиты обеспечена.

11. «Выбор распределительных устройств всех уровней напряжений электрической станции»

Рис. 20: «Структурная схема ТЭЦ»

1. ОРУ 220 кВ, n = 5. Принимаем схему с двумя рабочими и одной обходной системами СШ; т.к. n < 6 обходной выключатель совмещается с шиносоединительным, и устанавливается перемычка с разъединителем.

ОРУ 220 кВ

А1: W1, АТ1, T3 QOA

А2: W2, АT2

Рис. 21 «ОРУ 220 кВ, Схема с двумя рабочими и обходной системами СШ»

2. ОРУ 110 кВ, n = 5. Принимаем схему с двумя рабочими и одной обходной системами СШ. Устанавливается шиносоединительный и обходной выключатели.

ОРУ 110 кВ

А1: W3, АT1, Т4

A2: W4, АТ2 QOA

Рис. 22 «ОРУ 110 кВ, Схема с двумя рабочими и обходной системами СШ»

3. Выбор схемы РУ 10 кВ с одной системами СШ.

Принимается: Одна система СШ соединенная в кольцо, т.к. Pном = 32 МВт. Для с.н. используют т.с.н., т.к. Uном = 10 кВ.

12. Описание конструкции распределительного устройства Описание ОРУ 220 кВ

Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе называется открытым РУ. Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы, безопасность и удобство обслуживания, при минимальных затратах на сооружение; возможность расширения. Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации, монтажа и ремонта оборудования. Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ выбирается в соответствии с требовании ПУЭ.

Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах. Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами предусматривается маслоприёмник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см. и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.

Открытое РУ должно быть ограждено. Открытые РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми: меньше объём строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшается время сооружения и стоимость ОРУ; легче выполняются расширение и реконструкция; все аппараты доступны для наблюдения.

В то же время ОРУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают значительно большую площадь, чем ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

ОРУ 220 кВ выполнено по схеме две рабочие и обходная системы шин, с одним выключателем на цепь. Используются воздушные выключатели ВНВ-220-63, разъединители РНДЗ.2-220/1000У1, трансформаторы тока ТФЗМ-220 и трансформаторы напряжения НКФ 220. Системы шин выполнены гибкими проводами АС 240/32.

Описание ГРУ 10 кВ.

Распределительное устройство - это электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической энергии, содержащая электрические аппараты, шины и вспомогательные устройства. Если РУ расположено внутри здания, то оно называется закрытым. РУ должно обеспечивать надежность работы электроустановки, что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования, при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствии с ПУЭ.

Обслуживание РУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безо...